OIL&GAS
ANALISIS DE LAS DIFERENCIAS ENTRE RESERVORIOS CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES
Este artículo se propone analizar las diferencias entre reservorios Convencionales (RC) y No Convencionales (NC) y algunas características de estos últimos.
Dado que la urgencia es el autoabastecimiento energético y que mucho se ha escrito sobre la Formación Vaca Muerta (NC), aquí intentaremos subrayar las características técnicas de los reservorios No Convencionales que alojan petróleo y gas. Luego, a partir de estas, mostrar lo complejo del tema.
Así, se profundizará en los dos tipos de reservorios NC, a saber: el shale (lutitas, arcillas, esquistos) y el tight (arenas compactas), los cuales están siendo desarrollados en nuestro país desde hace relativamente muy pocos años. Los reservorios Naturalmente Fracturados son otra categoría y no hablaremos de ellos en esta oportunidad.
Se comenzará por la definición de este tipo de reservorio y las limitaciones de la información existente para evaluarlos. Luego, se establecerá el conjunto de datos necesarios para su cuantificación (técnicas que permiten calcular parámetros a partir de ensayos de laboratorio) y para la determinación de la calidad del reservorio y de allí las reservas, tanto en lo que hace a testigos corona (son escasas y de baja recuperación), como a perfiles eléctricos (bajo tratamiento de cálculo especial) y las técnicas necesarias para su explotación (perforación horizontal, fracturas, etc.).
El gran desarrollo que han tenido los recursos No Convencionales en los países pioneros en su uso y en Argentina, ha provocado un creciente interés de las empresas petroleras en conocer las posibilidades de sus campos. Estos recursos plantean una serie de paradigmas que no existen en los desarrollos convencionales, como ser: (i) la heterogeneidad mineralógica, (ii) los diferentes mecanismos de acumulación del hidrocarburo y (iii) los factores que controlan la producción.
Situación actual
Para su explotación comercial, los reservorios No Convencionales necesitan reglas propias, como ser plazos promedio de larga duración para la recuperación del hidrocarburo alojado en el reservorio (más de 30 años). Los reservorios convencionales, en cambio, tienen plazos de explotación que en nuestro país promedian los 14 años (tiempos dados por Concesión). Esta situación fue atendida por la ley 27.007, de octubre de 2014, que reconoció la particularidad de estos reservorios e introdujo, en consecuencia, plazos más largos para los hidrocarburos NC.
A su vez, tal esquema legal plantea un dilema para los permisionarios que tienen reservorios convencionales en el mismo campo en el que descubren recursos No Convencionales. Entonces surge la decisión de qué reservorio explotar, en tanto la terminación de un pozo para la explotación conjunta de ambos reservorios es difícil y no común. Dado el caso, probablemente se elegirá el reservorio que mayor producción tenga con el mejor precio de mercado del momento y menores costos de capital y operativos.
Pero es una decisión técnica y económica donde las Provincias y el Estado Nacional deberían encontrar una manera de fomentar que los dos tipos de reservorios puedan ser debidamente explotados. En Argentina, y en virtud de la pertenencia del “dominio originario” de los recursos naturales, las Provincias han ido negociando directamente con las empresas en qué marco legal se adoptan tales decisiones (por ej., los plazos de Concesión y las renovaciones respectivas).
En este marco, existe una necesidad imperiosa de aprender de la experiencia de otros países (especialmente de EE.UU.), en lo que hace a la colaboración entre las empresas (poco común) o la creación de asociaciones con empresas para la transferencia de know-how y la optimización local de la tecnología para un eficiente desarrollo, dado que es la única manera en que la curva de aprendizaje pueda ser acelerada, con sus consecuentes mejoras en productividad y disminución relevante de costos.
En los últimos lustros se ha evidenciado un creciente interés de parte de las empresas en este tipo de reservorios, especialmente por saber si en sus campos existen recursos con posibilidades de ser explotados comercialmente. También hay inquietud por el posible aprovechamiento de la información y las instalaciones ya existentes. Esta situación implica que debe enfocarse el tema con otros criterios: desde el negocio hasta la exploración e interpretación del reservorio.
Si bien en la actualidad es más rentable el gas obtenido de reservorios tight que en shale (NC), creemos que la solución al tan ansiado autoabastecimiento puede darse en conjunto con el mantenimiento de la inversión en Yacimientos Maduros (RC). En efecto, estos últimos ofrecen una realidad incontrastable. Por ejemplo, los Yacimientos Maduros que opera YPF son responsables del 83% de la producción petrolera (87 campos maduros) y del 78% de la producción de gas (27 campos maduros) del país. Estos campos pueden operar por muchos años más mediante el aporte de nuevas ideas y tecnologías y optimizando el uso de la capacidad instalada que se vuelve ociosa en la medida que solo se siguen desarrollando las RC.