En el mundo de expertos y de negocio del petróleo y el gas es común escuchar dos sentencias.

1 Argentina es un país gasífero con petróleo, no es petrolero.

2 Desde hace varios años se sabe que existen recursos hidrocarfuríferos abundantes de la categoría “no convencionales”.

Esto último significa que no es novedad la presencia de una riqueza natural inmensa en el subsuelo. Esos recursos estratégicos no renovables tienen importancia sólo si se pueden extraer y si resulta económicamente rentable la explotación. O sea, si se cuenta con tecnologías innovadoras que permitan obtener ese petróleo y gas al tiempo de disponer de muchos millones de dólares para realizar las inversiones necesarias. La existencia de cuantiosos recursos “no convencionales” es el elemento clave de mediano y largo plazo en el objetivo del autoabastecimiento, en el marco de una estrategia de corto plazo de recuperación de la renta petrolera asumiendo el control de YPF, la principal petrolera nacional. Esto último es esencial para beneficiarse de lo primero.

El gas y petróleo no convencional como el manejo estatal (Nación y provincias) de YPF es la oportunidad de rescatar una política energética al servicio del desarrollo nacional. Hoy los focos están apuntando al destino de la compañía que por ahora sigue en manos de los desorientados españoles de Repsol. Si se aspira a no repetir los errores de los últimos 35 años de desregulación petrolera, la tarea es empezar a precisar las características, alcances y posibilidades que se abren con los recursos no convencionales.

Desde hace varios años no se han reportado grandes descubrimientos de gas ni de petróleo “convencionales” y las reservas han ido disminuyendo conforme progresaba su explotación sin control por parte de los privados. ¿Qué son los yacimientos “no convencionales”? Están ubicados en la misma cuenca hidrocarfurífera de los “convencionales”, pero hasta ahora no se los podían extraer con las tecnologías conocidas. El gas y el petróleo son los mismos, sólo que alojados en la zona de la cual es difícil extraerlos. Grandes inversiones en investigación han permitido el de-

sarrollo de ciertos avances tecnológicos que, aplicados de forma conjunta, modificaron la línea divisoria entre lo que se considera extraíble y lo que no.

Los rasgos principales de una formación no convencional son:

n Los intersticios de la roca donde el gas se aloja son muchos menores en tamaño y están mucho menos interconectados entre sí.

n Se aplican otras tecnologías y técnicas combinadas para hacer posibles la perforación y la terminación de un pozo productivo.

n Demandan varios kilómetros de perforación multidireccional, grandes cantidades de energía de bombeo, agua y arenas de fractura y una importante variedad de compuestos químicos.

n Además, es necesaria la multiplicidad de pozos desde una misma locación en superficie que se extienden horizontalmente por debajo, y muchísimas locaciones (well pads) de perforaciones múltiples poco espaciadas entre sí con el objeto de cubrir de forma intensiva el área a explotar.

Mariana Matranga y Martín Gutman explican en “Gas y petróleo no convencional: perspectivas y desafíos para su desarrollo en la Argentina”, editado en la publicación electrónica Voces en el Fénix, que para “llevar este gas hasta la superficie hay que ir a buscarlo hasta los confines de la roca madre, algo que hace una década no era posible y hoy lo es, si estamos dispuestos a pagar por ello un precio alto”. Detallan que en los reservorios conocidos como tight (apretado), el gas se encuentra en arenas de baja permeabilidad, de más fácil extracción que los shale (arcillas), donde el gas se encuentra atrapado en la roca madre y requieren para su desarrollo mayores cantidades de arena y agua de fractura que los tight, pero producen menos gas. Matranga y Gutman plantean la existencia de un dilema con esa eventual futura producción. Dicen que Argentina tiene una de las mayores cantidades del mundo de un recurso fósil caro de extraer, para el cual ya se cuenta con gran parte de la inversión en superficie realizada y con capacidad ociosa en aumento mientras declinan los yacimientos tradicionales. Destacan que la economía crece como pocos países del mundo y, por lo tanto, también los requerimientos energéticos. Mencionan que esto representa una oportunidad única para el desarrollo industrial nacional y para el nivel de empleo regional. Pero “no sabemos con exactitud el costo verdadero y último que esta actividad implicará, principalmente para el pueblo residente de la cuenca que será el más afectado”, por su impacto medioambiental que se estima mayor que las explotaciones conocidas.

En otro documento publicado en esa misma edición de www.vocesenelfenix.com, “¿Qué es el gas no convencional? Aspectos técnicos básicos y desarrollo en la Argentina”, Ariel Carignano precisa la magnitud de esos recursos en base a un estudio publicado en abril de 2011 por la US Energy Information Administration, del US Department of Energy, realizado para 48 cuencas sedimentarias en 32 países, donde se expone una estimación de recursos shale gas. No están incluido Rusia ni los países de Medio Oriente, los cuales poseen las mayores reservas comprobadas de gas a nivel mundial. Este informe sitúa a la Argentina como una de las regiones con mayores potencialidades geológicas, en términos de recursos técnicamente recuperables, ubicándose en tercer lugar, sólo detrás de China y Estados Unidos, con un total de 774 trillones de pies cúbicos (TCF). “Para tener una base de comparación, este mismo informe muestra que las reservas de gas natural actuales en el país ascienden a 13,4 TCF”, dice Carignano. Esto equivale a casi sesenta veces más de las hoy comprobadas.

Ese estudio identifica cuatro cuencas en la Argentina con potencial de recursos no convencionales: La Austral, San Jorge, Chacoparanaense y la Neuquina, siendo esta última la que presentaría mayor perspectivas. En esta última, la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de esa provincia llevó a cabo una investigación de las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, las dos principales que tiene la provincia en cuanto a potencialidad. Carignano señala que “en este caso, y con una metodología diferente al del estudio anteriormente mencionado, se estimó un valor de 170 TCF de recursos técnicamente recuperables para la formación Vaca Muerta, y de 130 a 192 TCF en Los Molles”. La formación Vaca Muerta es el mismo lugar geográfico del yacimiento que ha provisto gran parte del gas y petróleo extraído en la historia del país, recuerdan los investigadores Matranga y Gutman.

Como se señaló, un aspecto no menor es que la existencia de esos recursos adquiere relevancia sólo si se cuentan con los millones de dólares para tener la tecnología necesaria para extraerlos y a la vez si son económicamente explotables. Es decir, para que el recurso se convierta en reserva, y pueda ser extraído, es necesario que con las técnicas y precios actuales se genere un flujo de fondos que permita pagar la inversión y obtener la rentabilidad requerida por la industria. Carignano explica que el monto de las inversiones necesarias se ve incrementado por la necesidad de realizar perforaciones dirigidas. Informa que el costo actual de perforación y terminación de un pozo convencional es 5 a 7 millones de dólares, mientras que la empresa Apache invirtió cerca de 24 millones en un pozo no convencional en el área Anticlinal Campamento, en Neuquén.

Pese al elevado grado de incertidumbre que existe en el mundo petrolero sobre la viabilidad de ese tipo de explotaciones, pero ante la imperiosa necesidad de recobrar el autoabastecimiento y la soberanía energética, el Estado tiene en el rescate de YPF la oportunidad de recuperar una herramienta fundamental para el desarrollo nacional y para orientar la política petrolera y gasífera del país.

[email protected]