PROYECTO VACA MUERTA EN LOMA CAMPANA (ARGENTINA) Y EL IMPACTO ECONOMICO

Christian Prada, Juan Sebastián Velasco, Ricardo Martínez

Categoría: Marque con una “X” el tipo de proyecto

Yacimientos No Convencionales 

Onshore 

Offshore 

Abstract

El desarrollo y explotación de los Shale a nivel mundial es relativamente reciente, comenzando principalmente en los EEUU en la década de los ´80. En función de los resultados obtenidos, se estimuló el estudio y evaluación de otros Shales en distintas partes del mundo. En consecuencia la Formación Vaca Muerta, principal roca generadora de la Cuenca Neuquina, se ha transformado en los últimos años en una unidad que alberga un potencial sin precedentes como reservorio “No Convencional”. El análisis, estudio y caracterización de este tipo de reservorios resulta complicado ya que se deben tener en cuenta múltiples factores de índole geológicos, mineralógicos, petrofísicos, geomecánicos y geoquímicos, entre otros.

El presente trabajo tiene como objetivo presentar una caracterización detallada de la Formación Vaca Muerta, y analizar la viabilidad técnica y económica en operaciones de extracción de crudo de esquisto en Vaca Muerta, comprender los factores que afectan la extracción de crudo de yacimientos no convencionales en Loma Campana. Evaluar de forma financiera una explotación de crudo de esquisto en Neuquén.

Introducción

En la década del ´70, el departamento de energía de Estados Unidos inició una serie de estudios (denominado “Shale Gas Project”) para la caracterización geológica y geoquímica de los potenciales reservorios no convencionales, así como estudios de ingeniería enfocados al desarrollo de los tratamientos de estimulación masiva.

En Argentina, el análisis de las rocas generadoras como reservorio no convencional, fue iniciado por YPF S.A. en el año 2007. De esta manera, se identificó a la Formación Vaca Muerta, principal roca generadora de la cuenca Neuquina, como una unidad que alberga un potencial sin precedentes como reservorio No Convencional de Shale Gas & Oil.

En cuanto a la perforación horizontal realizada en Loma Campana, es posible observar que un pozo productor de shale oil cuesta entre 13 y 15 Millones USD, mientras que un pozo vertical cuesta menos de 7 Millones USD según Miguel Galuccio, presidente de la compañía YPF.

Loma Campana es un campo que permite alcanzar el objetivo de crecimiento de producción de Chevron de 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para 2017. El área del proyecto tiene un recurso recuperable estimado de mil millones de barriles de petróleo equivalente y, actualmente, está produciendo materia prima de alta calidad para las refinerías de Argentina.   Chevron, a través de una subsidiaria, se unió al proyecto Loma Campana en 2013. Durante el mes enero de 2015, se perforaron 302 pozos y 282 ya se encuentran en producción. El plan de desarrollo para 2015 prevé poner en producción de 150 pozos.

Los precios del crudo golpean considerablemente a las rentabilidades de cualquier operación de extracción de hidrocarburos. La extracción de crudo de esquisto es una técnica más costosa, en el proyecto loma campana cada pozo tiene un costo promedio de 13´000.000 USD; 6´000.000 USD más costoso que una perforación vertical. De igual manera las operaciones de fracking han sido optimizadas ya que a medida que transcurre el tiempo los costos de operación van siendo menores. En Loma Campana se reducirán costos notoriamente cuando puedan autoabastecerse de su propante nacional.

Los equipos convencionales de perforación se desmontan para moverse de un pozo al siguiente. En cambio, el equipo de Loma Campana utiliza equipos de perforación que caminan sobre rieles de un pozo a otro. Estos equipos pueden perforar hasta 8 pozos en una sola locación de perforación. “Estos equipos son complejos, pero nos brindan la posibilidad de disminuir el número de días que se tarda en mover una plataforma, y además nos permiten realizar múltiples perforaciones, lo que reduce los tiempos y costos”, explica Rick Parrish, director del área de Perforación y Terminación de Excelencia Operacional.    

El presente trabajo tiene como fin presentar una caracterización geológica, mineralógica, petrofísica, geomecánica y geoquímica de la Formación Vaca Muerta. Vaca Muerta es el primer yacimiento no convencional en explotación fuera de Estados Unidos. Desde enero de 2014, la producción se duplicó.

Ubicación

La cuenca Neuquina se encuentra ubicada en el centro oeste de la Argentina, y comprende a la región extrandina de la provincia de Neuquén, el sudoeste de Mendoza, el sudoeste de La Pampa y el noroeste de Río Negro. Limitada al sur por el Macizo Nordpatagónico, al noreste por la Payenia y el Sistema de Sierra Pintada o Bloque de San Rafael, y al oeste por la Cordillera Principal y el arco magmático de la Cordillera de los Andes entre los paralelos de 35° y 40° de latitud sur aproximadamente (Figura 1). Alcanza una extensión de 150.000 Km2 aprox. y su relleno sedimentario abarca desde el Triásico Superior al Cenozoico, habiéndose acumulado al menos 7.000 m de sedimento (Legarreta & Gulisano, 1989; Gulisano & Gutierrez Pleimling, 1994).

Vaca Muerta es una formación de Shale (petróleo de esquisto o shale oil y gas de lutita ó shale gas) situado en la Cuenca Neuquina en las provincias de Neuquén, Río Negro y Mendoza, Argentina. El geólogo Charles Edwin Weaver fue quien descubrió, hace casi 90 años, la presencia de una nueva roca generadora en las laderas de la Sierra de la Vaca Muerta mientras realizaba estudios de campo para Standard Oil of California (actual Chevron). En 1931, Weaver publicó sus descubrimientos, entre ellos, el que llamó Formación Vaca Muerta. Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) confirmó esas investigaciones en 2011. La formación Vaca Muerta se encuentra en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país, y tiene una superficie de 30 mil km2, de los cuales YPF posee la concesión de más de 12.000 km2, sobre los que ha realizado estudios para evaluar con más precisión el potencial de los recursos. Los resultados obtenidos han permitido confirmar que Vaca Muerta tiene un enorme potencial para la obtención de gas (308 TCF) y que cuenta con importantísimos recursos de petróleo que alcanzan los 16,2 miles de millones de barriles, según el último informe del EIA 2013, lo que significa multiplicar por diez las actuales reservas de la Argentina.

Sección estructural

Vaca Muerta es una unidad litoestratigráfica que se depositó a finales del Jurásico y principio del Cretácico. Es posible observar que la formación seguida a su base es Tordillo y en su tope Quintuco.(Figura 1).

Información Sísmica

Loma campana es el campo con mayor actividad y explotación en yacimientos no convencionales de la formación Vaca Muerta. Los puntos rojos se refieren a pozos de petróleo no convencionales y la mayor concentración de estos pozos se encuentra en dicho campo. Loma la lata es un campo cercano por lo tanto las características litológicas son semejantes a Loma Campana. El proyecto de Loma Campana se está desarrollando en la locación con mayor espesor de la formación Vaca Muerta. (Figura 2).

Petrofísica

El almacenamiento y migración de los hidrocarburos a través de litologías del tipo shale es complejo, lento y no completamente entendido, debido al pequeño tamaño de los poros y a las pobres propiedades capilares (muy baja interconexión). Es por ello que es indispensable la fracturación hidráulica masiva en casi todos los plays de este tipo para que produzcan a tasas de flujo económicos. El principal problema radica en la obtención de datos precisos y confiables de porosidad y permeabilidad, dado que las metodologías, técnicas y manipulación de muestras efectuadas por los laboratorios se encuentran en debate y con resultados no comparables. Más allá de esto, estudios recientes han descubierto porosidades relacionadas con el querógeno. Esta porosidad se genera durante el proceso de maduración orgánica que acompaña al enterramiento de la roca y la generación de hidrocarburos. Sin embargo, este no es el único tipo de porosidad existente en un shale. También se han identificado porosidades relacionadas a fragmentos de fósiles, que pueden ser tan importantes en términos de acumulación y proveyendo vías de migración como la porosidad relacionada al querógeno. Por ejemplo, la porosidad medida en Barnett Shale proviene casi en su totalidad de la descomposición de materia orgánica.

Empresas que participan en el tipo de proyecto

YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) fue la primer operadora de Loma Campana en un 100% hasta mediados de Agosto de 2013 cuando firmaron una asociación estratégica con Chevron para la producción de shale oil de la cuenca de neuquen con una inversión inicial de 1240 millones de dólares por parte de Chevron. Esos fondos fueron utilizados para el desarrollo de la primera fase del plan en una zona con una extensión de 20 kilómetros cuadrados, que se denomina Cluster Enrique Mosconi, ubicada en la zona conocida como Loma La Lata Norte y Loma Campana.  Allí, durante la etapa piloto se perforarán más de 100 pozos. El objetivo de YPF es alcanzar, en 2017, una producción de 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día, por lo que se convertiría en el principal activo productivo de YPF y, potencialmente, de la  Argentina

La superficie total de la cuenca de Vaca Muerta es de alrededor de 30 mil kilómetros cuadrados, de los cuales YPF tiene una participación neta equivalente a 12 mil kilómetros cuadrados. Además de Chevron, otros grandes también están presentes en Vaca Muerta operando los 18 mil kilómetros cuadrados restantes como ExxonMobil, Shell, Petrobras, Sinopec, Petronas, e independientes como Wintershall de Alemania, Pluspetrol, Dow, y las canadienses Americas Petrogas, Crown Point, Andes Energia y Magdalena Energy.

Facilidades

En el yacimiento de Loma Campana Oeste hay 17 equipos de perforación, decenas de grúas, varios equipos de fractura y cientos de trabajadores, en lo que YPF denomina "sweet spot", literalmente "punto dulce". Esta zona es la más productiva de Vaca Muerta, la perla de la formación y donde la petrolera estatal tiene depositada toda su expectativa para el corto plazo. En esos 120 kilómetros cuadrados, se realizarán unos 300 pozos.

Según los técnicos de YPF, dos son los aspectos que convierten a una región en un sweet spot: por un lado, la naturaleza porosa, permeable y de alto contenido orgánico de la roca madre y también se evalúa su presión (en Vaca Muerta es muy alta), la mineralogía y la saturación de agua.

Cálculo de áreas ( OOIP OGIP , FR, Recursos prospectivos, o Volúmenes prospectivos (Yacimiento No convencional Sweet spot)

La formación Vaca Muerta cuenta con 60 a más de 500 metros de espesor. Es la segunda de las formaciones no convencionales con mayor espesor en explotación en el mundo. El OOIP en Vaca Muerta es de 270 Millardos de Barriles. Por otro lado, El OGIP en Vaca Muerta es de 1202 TCF

.Vaca Muerta tiene recursos de petróleo en Lutitas de 16,2 millardos de barriles, con un OOIP de 270 Millardos de Barriles; y de gas en Lutitas de 308 TCF(194 tcf secos, 91 tcf con condensados y 23 tcf asociados) de un OGIP de 1.202 TCF.

En cuanto al Factor de Recobro a nivel local, el índice no sobrepasa el 23%, sobre la base de las estimaciones del gerente ejecutivo de Exploración de YPF, Carlos Colo, quien asegura que es posible elevar ese porcentaje a un 40% a través de la recuperación primaria y secundaria, en primer término, y a un 50% mediante la terciaria.

Información Dinámica

1. Producción pozo tipo

Esta gráfica permite deducir que la producción de crudo de esquisto está concentrada netamente en la producción de este hidrocarburo. Por ello la producción de gas asociado es mucho mayor que la producción de gas libre. (Figura 3).

2. Análisis de Fluido

El shale oil producido en Vaca muerta ronda entre 38 – 48 grados API lo que quiere decir que es un crudo liviano. El TOC está entre 3 y 10 % en la formación vaca muerta. Para Loma Campana el valor promedio es 3%. El contenido total orgánico es bueno aunque para alcanzar la excelencia debe ser mayor a 4 %.

La formación tiene una porosidad entre 4 – 12 %. Esta porosidad es Pobre lógicamente por la estructura lutitíca que ofrece pobres porosidades y permeabilidades. Por ello es necesaria la operación del fracking. La madurez térmica está entre (Ro) 0,5 – 2,6 % en Vaca Muerta. El tipo de Kerógeno es II. Es un crudo con bajo contenido de azufre y CO2.

3. Pronostico de producción

Es importante resaltar que la tendencia en Neuquén al alza de las actividades petrolíferas son mayores a medida que avanza el tiempo (Figura 4). La pendiente de la gráfica aumentará cuándo entren en desarrollo los 395 kilómetros cuadrados que desarrollarán YPF – CHEVRON. (Figura 5).

Plan de exploratorio y de desarrollo

Vaca Muerta es el primer yacimiento no convencional en explotación fuera de Estados Unidos. Desde enero de 2014, la producción se duplicó.

Loma Campana es un campo que permite alcanzar el objetivo de crecimiento de producción de Chevron de 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para 2017. El área del proyecto tiene un recurso recuperable estimado de mil millones de barriles de petróleo equivalente y, actualmente, está produciendo materia prima de alta calidad para las refinerías de Argentina. 

Chevron, a través de una subsidiaria, se unió al proyecto Loma Campana en 2013. Durante el mes enero de 2015, se perforaron 302 pozos y 282 ya se encuentran en producción. El plan de desarrollo para 2015 prevé poner en producción 150 pozos.

Los equipos convencionales de perforación se desmontan para moverse de un pozo al siguiente. En cambio, el equipo de Loma Campana utiliza equipos de perforación que caminan sobre rieles de un pozo a otro. Estos equipos pueden perforar hasta 8 pozos en una sola locación de perforación. “Estos equipos son complejos, pero nos brindan la posibilidad de disminuir el número de días que se tarda en mover una plataforma, y además nos permiten realizar múltiples perforaciones, lo que reduce los tiempos y costos”, explica Rick Parrish, director del área de Perforación y Terminación de Excelencia Operacional.    

Kevin Maneffa, gerente general la Subsidiaria de Chevron, reconoce el trabajo de YPF en Loma Campana luego de haber perforado 120 pozos durante la etapa piloto en 2012 y 2013.  “Las lecciones aprendidas de los pozos piloto nos permiten estandarizar las operaciones y abaratar los costos, que es clave para el desarrollo del no convencional" dijo Maneffa.

La etapa piloto implicó una inversión de US$1.240 millones que permitió el desarrollo de 20 kilómetros cuadrados y la perforación de 161 pozos. Con US$ 1.200 millones, YPF ya sumó 15 equipos de perforación de pozos en línea. Actualmente, la producción en Loma Campana es 20.000 barriles equivalentes de petróleo diarios.

En la segunda etapa, ambas compañías establecerán cada año una proyección presupuestaria para alcanzar el desarrollo total del área, que tiene una superficie de 395 kilómetros cuadrados y requerirá perforar unos 1.500 pozos en total, con desembolsos calculados en US$15.000 millones para alcanzar una producción de 50.000 barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día (Figura 6).

En la zona de Loma de la Lata Norte y Loma Campana, ya trabajan 15 equipos de perforación y se extraen más de 20 mil barriles equivalentes de petróleo diarios. Este proyecto es una oportunidad para desarrollar este extraordinario recurso y ayudar a la Argentina a volver a ser autosuficiente en materia energética. Pero también son igualmente valiosas las lecciones que estamos aprendiendo en el desarrollo de recursos no convencionales.

Costos de operación e inversiones (costo por pozo)

En cuanto a la perforación horizontal realizada en Loma Campana, es posible observar que un pozo productor de shale oil cuesta entre 13 y 15 Millones USD, mientras que un pozo vertical cuesta menos de 7 Millones USD según Miguel Galuccio, presidente de la compañía YPF.

En cuanto a la producción en Loma Campana, Pedro Anibal Luliano gerente de Loma Campana dijo que hay 200 pozos en producción. “Estamos planificando construir alrededor de 160 pozos en este 2015, con un mix de pozos verticales y horizontales, unos 120 y 40 respectivamente”, dijo.

En cuanto a los costos de producción, el gerente de Loma Campana agregó que se está buscando optimizarlos con la llegada de 10 equipos adicionales para hacer skidding o walking, con equipos que se mueven, sin ser desarmados en una misma locación.

“Esta tecnología nos permite minimizar el impacto ambiental, porque se hace una sola locación y de allí salen hasta 8 pozos y por otro lado, disminuye el costo de construcción de locaciones. El gran desafío para bajar costos, es reemplazar toda la arena que se importa, es decir el propante o agente sostén que se utiliza, por otro propante o agente nacional. Entre un 20 y un 30% del agente es de origen nacional y estamos intentando avanzar, para continuar reemplazando el 70% que nos falta, que permitirá que el costo de los pozos sea aún más bajo, además de generar trabajo genuino en el país, para producir esta arena”, dijo el gerente de Loma Campana. El propante chino tiene un costo de 1´000.000 USD por cada pozo.

Evaluación Económica

Empleo: Según un estudio sobre el impacto económico de la explotación del yacimiento, cuando los pozos perforados en la formación geológica sean 1.000, la provincia verá crecer su PBI entre un 75 y un 100 por ciento, se crearán entre 40 y 60 mil puestos laborales nuevos, cada empleo que se genere por la explotación no convencional creará otros tres en otros sectores de la economía; y la recaudación provincial crecerá entre un 55 y un 80 por ciento, entre otros efectos (Figura 7).

Impuestos y regalías: El Estado recauda retenciones del 45% sobre el petróleo extraído que es exportado y cobra a las empresas una cuota del 35% de Impuesto a las ganancias.

Impacto ambiental: Sólo en Loma Campana YPF perforó casi 300 pozos en tres años. El nivel de actividad del shale es enorme y con él, son mucho mayores los riesgos ambientales de la actividad. Además, la técnica del fracking obliga a utilizar millones de litros de agua, algunos de los cuales vuelven contaminados a la superficie y deben ser tratados. Existen a su vez miles de kilómetros de cañerías de yacimientos viejos que deben ser cambiados, así como infraestructura cercana a zonas urbanas que deberá ser relocalizada.

- Contaminación de los acuíferos por los fluidos vertidos, tanto a aguas superficiales como subterráneas.

- Emisiones a la atmósfera. Esta parte de la contaminación tiene que ver con la última etapa del proceso del fracking, pues es en esta última fase donde se extrae y se comprime el gas o petróleo para su posterior distribución, el cual contiene entre otros componentes, metano, dióxido de carbono e hidrocarburos pesados.

- Repercusiones al paisaje. La construcción de estructuras, es una actividad industrial y requiere de rutas de acceso, tanques de contención, equipo para la perforación, camiones de transporte etc.

- Productos químicos y radioactivos.

Análisis Mundial del tipo de Proyecto

Efecto de los precios

Los precios del crudo golpean considerablemente a las rentabilidades de cualquier operación de extracción de hidrocarburos. La extracción de crudo de esquisto es una técnica más costosa, en el proyecto loma campana cada pozo tiene un costo promedio de 13´000.000 USD; 6´000.000 USD más costoso que una perforación vertical. De igual manera las operaciones de fracking han sido optimizadas ya que a medida que transcurre el tiempo los costos de operación van siendo menores. En Loma Campana se reducirán costos notoriamente cuando puedan autoabastecerse de su propante nacional.

Geopolítica:

El conflicto que se encuentra la petrolera con los indígenas mapuche según las primeras estimaciones, la compañía confirmó que se tuvieron que cerrar 400 pozos de petróleo, 300 pozos de gas, 15 plantas de separación primaria de gas, 8 baterías, 2 plantas de procesamiento de gas y 1 planta de tratamiento de crudo. El impacto de estas paradas en la de producción es de 16.000.000 m3 por día de gas y 32.000 barriles por día de crudo. El desafío, más allá de la discusión entre la gobernación de Neuquén y la comunidad Paynemill ellos reclaman que se efectúe el relevamiento territorial y denunciaron que parte de sus tierras están ocupadas por familiares del intendente de Añelo.

Empleo y PIB:

Según un estudio sobre el impacto económico de la explotación del yacimiento, cuando los pozos perforados en la formación geológica sean 1.000, la provincia verá crecer su PBI entre un 75 y un 100 por ciento, se crearán entre 40 y 60 mil puestos laborales nuevos, cada empleo que se genere por la explotación no convencional creará otros tres en otros sectores de la economía; y la recaudación provincial crecerá entre un 55 y un 80 por ciento, entre otros efectos.

Conclusiones y recomendaciones

Es importante entender que Vaca Muerta es el segundo yacimiento más importante encontrado hasta el momento en yacimientos no convencionales. Para el desarrollo de cualquier yacimiento no convencional se debe aplicar conocimientos aprendidos de la experiencia para que al desarrollar una zona no convencional, se disminuyan costos y se optimice el procedimiento de perforación horizontal.

Es deducible que Vaca Muerta será blanco de incontables empresas multinacionales petrolíferas ya que el desarrollo de dicho campo es reciente y el OOIP es bastante alto.

Los bajos precios del crudo han estimulado la investigación en la optimización de extracción de shale oil. A medida que transcurre el tiempo es menos costoso extraer hidrocarburos no convencionales debido a esta optimización de costos y de procesos.

Gracias a todo esto es importante centrar la atención a este tipo de yacimientos. En Colombia ha sido poco el avance con respecto a este tema, cuando vivimos una situación de escasez de hallazgos de hidrocarburos en nuestro país.

Sección estructural Figura 1.

Sísmica Vaca muerta Figura 2.

Figura 3.

Figura 4.

Figura 5.

Figura 6.

Figura 7

i. Mapa estructural o Sweet Spot ( para Unconventional contiene RO, TOC, Tickness)

ii. TOC

iii. Thickness

Bibliografia

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