A fin de garantizar la rentabilidad en todas las formaciones

Advierten que se requieren menores costos para producir tight gas en Neuquén

 Aunque el segmento viene elevando significativamente su nivel de eficiencia, todavía no está en condiciones de aprovechar a escala comercial los recursos disponibles. Hasta el momento sólo son rentables los pozos horizontales de la formación Mulichinco y los verticales de Punta Rosada.

Edición impresa № 323 | Septiembre 2016

Aunque la puesta en valor de los recursos de tight gas (o gas de arenas compactas) viene avanzando a paso firme en Neuquén, se requieren menores costos para posibilitar el despegue definitivo del rubro. Así lo indica un informe elaborado por Wood Mackenzie.

De acuerdo con la consultora, en función de la devaluación que experimentó el peso a principios de la temporada los costos bajaron un nada despreciable 15% en lo que va de 2016. No obstante, será necesario que caigan aún más a fin de garantizar la rentabilidad del segmento a un valor promedio de u$s 5,2 por millón de BTU (sin incentivos).
El trabajo plantea que únicamente los pozos horizontales perforados en la formación Mulichinco y los verticales de Punta Rosada resultan viables con el precio de u$s 7,5 por millón de BTU que el Gobierno nacional hoy compensa a través de subsidios. Sobre la base de una tasa de descuento de un 12,5% para esta clase de proyectos, el reporte juzga clave seguir incrementando la eficiencia.
Según el relevamiento, las tres operadoras con más experiencia en el incipiente desarrollo de Mulichinco son YPF, Total y Petrobras. Hasta ahora, la mayoría de los pozos realizados en la formación estuvieron a cargo de la petrolera nacional –en asociación con Petrolera Pampa, el brazo hidrocarburífero de Pampa Energía– en el campo Rincón del Mangrullo.
Junto con Pampa y Petrobras, YPF también controla Punta Rosada, un bloque en el que hay depositadas grandes expectativas. De hecho, se trata del único activo local del que no se desprendió Petrobras.
El estudio remarca que ambas formaciones son rentables principalmente por sus propias condiciones geológicas. Estima, en efecto, que ofrecen recursos recuperables por más de 140 millones de metros cúbicos (m³).

Mulichinco y Punta Rosada son rentables principalmente por sus propias condiciones geológicas. Ambas formaciones ofrecen recursos recuperables de tight gas por más de 140 millones de m³.

 

Adicionalmente, Wood Mackenzie advierte que apenas tres de cada 10 pozos perforados en una formación como Lajas serán capaces de brindar recursos recuperables por encima de los 85 millones de m³. “Esto implica que harán falta programas de desarrollo multipozos más grandes para repartir los riesgos de productividad en un mayor número de perforaciones”, puntualizó la consultora.

Grandes oportunidades

A decir de Horacio Cuenca, director de Investigación en Upstream para Latinoamérica en Wood Mackenzie, el tight gas continúa representando grandes oportunidades para las operadoras en la Argentina, en general, y en Neuquén, en particular. Sin embargo, todavía se precisa un mayor desarrollo sectorial. “Hay muchas variaciones en la performance de los pozos a través de las formaciones tight”, detalló.
Según sus palabras, aún falta mucho por trabajar en Molles, Precuyo y Lajas. “A la hora de incrementar la eficiencia, existen varias alternativas por considerar. La clave pasará por optimizar la relación entre los costos de los pozos y la productividad que éstos pueden conseguir”, indicó.
En ese sentido, resaltó que cada caso amerita un análisis profundo y puntual. “Habrá que buscar un equilibrio que permita hacer rentables los proyectos bajo sus condiciones particulares”, completó.

A largo plazo

Aunque en los últimos años la extracción de tight gas entrampado en formaciones de menor permeabilidad (es decir, de menos de 0,1 milidarcy) y porosidad se hizo más conocida, en verdad la actividad viene desarrollándose desde hace largo tiempo. Algunas empresas vienen realizando esta clase de explotación en forma complementaria a su producción de gas convencional.
Total, por ejemplo, fue pionera a nivel nacional con su obtención de tight gas en Aguada Pichana. Asimismo, otra de las compañías que conoce la tecnología para extraer el gas de arenas compactas es Pluspetrol, que tiene en marcha un programa para perforar 45 pozos de tight en el maduro yacimiento de Centenario. Pan American Energy (PAE), por su parte, viene produciendo más de 2 millones de m³ diarios en Lindero.
A fin de optimizar el costo de los pozos, las empresas están apuntando esencialmente a disminuir los tiempos de perforación y completación. Si bien la industria viene progresando mucho en materia de rampas de perforación y los equipos están perforando a la velocidad apropiada, aún existen marcadas demoras en los tiempos de conexión. Éstas obedecen, en buena medida, al desconocimiento en la operación de las nuevas unidades de drilling, que son automatizadas.
Según los especialistas en el rubro, los pozos de tight gas pueden comenzar con una muy buena tasa de extracción inicial, superior incluso a los 200.000 m³ por día del fluido, pero declinan en forma exponencial muy rápidamente. No obstante, en una siguiente instancia suelen registrar un comportamiento hiperbólico que les permite mantener un nivel parejo de producción por décadas. Es por ello que estas iniciativas deben plantearse a muy largo plazo. ©

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