UN DESIERTO DE DOLARES 3000 METROS BAJO TIERRA Crónica desde Fortín de Piedra, uno de los yacimientos de Vaca Muerta  Cómo es el lugar en el que se emplaza el megaproyecto gasífero y petrolífero. La historia desde la primera inversión de YPF y las perspectivas a futuro.
La llegada a Vaca Muerta se intuye cuando aparecen al costado del camino ripiado, que empieza en la ciudad de Neuquén, unas torres angostas y altas con una llama tipo antorcha. Es una quema de gas en tiempo real. Gas sobrante del proceso de terminación de la extracción de hidrocarburos de los pozos de la zona. Es también un elemento de seguridad por el cual liberar presión si algo falla. En Fortín de Piedra, el yacimiento que tiene la empresa Tecpetrol del grupo Techint, el último evento fue hace unas semanas. La llama llegó a duplicar la altura de la torre y la radiación alcanzó los 80 grados centígrados en los alrededores.
Después aparecerán las grúas de perforación, las estructuras de caños de diferentes colores por los que pasan el gas, el agua y el petróleo que se extrae de los pozos para ser tratados, los tanques de almacenamiento de agua y los de arena para la fractura, y los módulos desmontables que actúan de oficinas. Señales que indican que llegamos, que ya estamos encima de una parte de esos 36.000 kilómetros de esa roca que en algún momento fue un mar y contiene el segundo reservorio de gas y el cuarto de petróleo no convencional del mundo.
Las antorchas y las máquinas condensan también el espíritu de Vaca Muerta: el desarrollo industrial- con una gran cantidad de maquinaria y proveedores de servicios nacionales y su consecuente impacto en generación de divisas y empleo - explotando un recurso natural que se extiende por los suelos de Río Negro, Neuquén y La Pampa, con un impacto ambiental- regulado, pero impacto al fin- para el país.
La historia de un país
Vaca Muerta es eso: una formación rocosa a 3000 metros de profundidad con reservas de petróleo y gas no convencional. Es también un pedazo de historia del país, yacimiento por el que una YPF recién recuperada por el Estado Argentino apostó hace once años. En 2007, cuando todavía estaba controlada por el grupo español Repsol, iniciaron los planes para comenzar la fase exploratoria. En 2011 la compañía anunció el descubrimiento del equivalente a 927 millones de barriles de petróleo no convencional, el triple de las reservas con las que en ese momento contaba el país. A medida que la exploración avanzaba, la cantidad de reservas estimadas subían: en 2012 ya eran 22.837 millones de barriles.
Pero a los españoles no les atraía la idea de apostar por un negocio con expertis nulo en Argentina. Es que la técnica de extracción de crudo y gas no convencional- es decir, los hidrocarburos que se encuentran almacenados a mayor profundidad que los convencionales y en piedras poco porosas, por lo que necesitan de mayores fracturas- estaba desarrollada sólo en Estados Unidos.
En abril de 2012 la entonces presidenta Cristina Fernández de Kirchner decidió expropiarle las acciones a Repsol e YPF comenzó una etapa de inversión que significó una asunción de riesgo empresarial a cargo de la compañía conducida ahora por el estado. Fue la propia Cristina Fernández de Kirchner la que ironizaba durante una conferencia de prensa en 2013 acerca del nombre de la cuenca: “ Debería llamarse Vaca viva, así todos se dan cuenta que estaba muerta porque no la explotaban y ahora está viva porque le sacamos leche, le sacamos petróleo”.
Cuando la estatal empezó a perforar en Vaca Muerta, el desarrollo de un pozo petrolero en fase experimental costaba arriba de 40 millones de dólares por barril de acuerdo a datos del CEPA. Hoy bajó a más de la mitad: dependiendo de la tecnología aplicada, las 31 empresas que explotan la cuenca tienen un costo promedio de 9,9 millones de dólares por pozo. Con el gas pasa algo similar. “Este ahorro de costo pozo se ha sustentado en el aprovechamiento del salto tecnológico que desarrolló YPF en la etapa previa”, aseguran desde CEPA.
Una explotación no convencional
La historia de Vaca Muerta está marcada por la característica del recurso no convencional, almacenados a una profundidad mayor y en una roca con características más hostiles a la extracción por su poca porosidad, que necesita de una fractura para conseguirla.
Por sus características la tecnología de explotación es distinta a la que la industria venía desarrollando en los yacimientos convencionales de todo el mundo. La diferencia está particularmente en la primera etapa, la de perforación. Para llegar a la capa reservorio con pozos cada vez más largos se desarrollo la técnica horizontal. Se trata de hacer una perforación vertical de alrededor de 3000 metros de profundidad hasta llegar a la roca y después, a través de herramientas de geo navegación, perforar otros 3000 metros más horizontalmente y conseguir un pozo de 6000 metros en total.
En un recorrido por Fortín de Piedra, uno de los yacimientos más importantes de la cuenca donde se produce el 14 por ciento del total de gas que se consume en el país, los trabajadores resaltan lo particular del proyecto: “Trabajo hace 35 años en Tecpetrol, estuve en el Yacimiento Aguaragüe, en Salta. Pasé por México, Colombia, Ecuador y Estados Unidos, todos desarrollos convencionales. En 2017 vine a Fortín de Piedra y la experiencia es única por el desafío. La roca es hostil y hay que preservar los equipos”.
Luego de la etapa de perforación llega la de la fractura. Con unos equipos que se podrían simplificar en taladros a gran, a grandísima escala, se fracturan los caños con los que se recubrieron esos 6000 metros de pozo a través de la inyección de agua y arena a alta presión, de modo que supere la resistencia de la roca y abra una fractura controlada en el fondo del pozo. La arena sirve para ampliar y fijar las fracturas existentes. Se hacen cada 50 metros y tardan casi tres horas por pozo. Para cada etapa de fractura se mueven 22 toneladas de arena y 1500 m3 de agua.
Una vez terminados se pasa la etapa de tratamiento. Los pozos activos abastecen a los ductos de gas, agua y petróleo que se separan mediante técnicas y equipos sofisticados, muchos de ellos abastecidos por la industria metalmecánica nacional. Luego, se transportan a través de gasoductos para consumo residencial o insumos de la industria petroquímica - es la base para los fertilizantes, por ejemplo-. La gasolina también termina en destilerías que luego son combustibles para el transporte, pero base de muchos productos de la industria farma y petroquímica.
Una de las particularidades que ponen foco en Vaca Muerta es el presunto agotamiento de hidrocarburo convencional en todo el mundo. El ciclo de vida de una explotación convencional se caracteriza por llegar a un pico y, después de su primer año, el declino del 60 por ciento de la producción. "Por eso se sostiene con mucha inversión", aseguran fuentes de la industria. El convencional, en cambio, declina 5 por ciento por año dependiendo el reservorio: “Se genera un vínculo especial con el proyecto, porque es de largo plazo", asegura otro de los trabajadores de Fortín de Piedra con décadas de experiencia en la explotación hidrocarburífera.
Qué falta
Los grandes jugadores del mercado de la cuenca hoy son YPF, Shell, Vista, PAE, Tecpetrol y Pampa Energía. Hay cuatro empresas que concentran el 90 por ciento de la producción total de petróleo en Vaca Muerta. YPF extrae el 59 por ciento del crudo producido en la cuenca neuquina. Le siguen Shell y Vista Oil, que aportan cada una 11 por ciento del total, y finalmente Pan American Energy (PAE) con el 20 por ciento. En la unidad de negocio gas, YPF aporta el 39 por ciento del total y lo sigue muy de cerca Tecpetrol con más del 20 por ciento desde Fortín de Piedra. Pampa Energía ocupa el tercer lugar con 10 por ciento de producción. Entre las tres empresas concentran el 70 por ciento de la producción de la cuenca.
Las proyecciones de producción para el próximo invierno, momento de más demanda de gas en Argentina, se deben tomar al menos con 9 meses de anticipación. En los planes de producción las empresas cuentan con la primera etapa del gasoducto Néstor Kirchner terminado, que aumentará la capacidad de transporte para el centro de consumo más importante del país, Buenos Aires. Dentro del sector hay un consenso de que el ducto es necesario, pero huele a poco.
Además de los tradicionales pedidos de marcos regulatorios que aseguren estabilidad para atraer inversiones, las empresas que trabajan en la cuenca identifican dos grandes cuellos de botella: la saturación de la capacidad de transporte de petróleo y gas natural de Neuquén, y la falta de equipos de perforación y sets de fractura.
El aumento de la capacidad de transporte de petróleo es una necesidad para el sector en momentos en que la producción de gas y petróleo no convencionales alcanzaron récords históricos. Para el transporte de petróleo, se trata de duplicar la capacidad de Oleoductos del Valle (Oldelval), que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia Buenos Aires. La inversión está presupuestada en 750 millones de dólares, pero para garantizar el financiamiento de la obra necesita que el gobierno le otorgue una extensión de 10 años de su concesión que vence en 2028.
El crudo de Vaca Muerta tiene una posibilidad inmediata de evacuación hacia el lado del Pacífico con el Oleoducto Trasandino (Otasa) a través de un caño de 425 kilómetros que llega a un pico de 2000 metros de altura para cruzar la Cordillera, y luego baja hasta Talcahuano en Chile. El oleoducto dejó de operar en 2006 y su rehabilitación permitiría sumar el transporte de unos 110.000 barriles adicionales de crudo de Vaca Muerta. Además, se contempla la construcción de un tercer oleoducto hacia la zona atlántica de una inversión de otros 750 millones de dólares.
Estas inversiones deben estar acompañada a la ampliación de la terminal portuaria de Puerto Rosales Oiltanking Ebytem que se encarga de la recepción, almacenaje y bombeo del petróleo que proviene de las cuencas patagónicas. Implica una inversión de 300 millones de dólares.
Por el lado del gas, las demandas se concentran en continuar las sucesivas etapas del gasoducto Néstor Kirchner (o "NK", como lo denominan en la industria en un presunto intento de no eternizar ese apellido); los tramos finales de Mercedes-Cardales; una ampliación del gasoducto centro-oeste y una readecuación del gasoducto norte: "Hay que vincular el gasoducto con el sistema de transporte en el norte, porque es una zona que no se puede llegar por barco", asegura una fuente de la industria que agrega que hoy la zona se abastece por Bolivia, país que "viene declinando fuerte y no tiene perspectivas en corto plazo para revertir. En 2025 no va a haber gas para Argentina desde ese país".
Este año se cumplieron 10 años de la recuperación de la petrolera YPF: "He cumplido con el deber de devolverles YPF y Vaca Muerta a los argentinos", expresó Cristina Fernández de Kirchner en el acto celebración. Hoy la cuenca produce el 38 por ciento del consumo diario de gas y el 39 por ciento de la producción de petróleo de Argentina. Desde la UIA resaltan un triple beneficio del desarrollo de gas no convencional en la cuenca neuquina: genera dólares de manera directa gracias a la exportación, aumenta la competitividad de toda la industria porque baja los precios de la energía y posiciona geopolíticamente al país en un mundo en que la energía escasea.
A la ciudad de Neuquén la llaman “la capital de Vaca Muerta” y desde el aeropuerto hace honor a su nombre: choferes con carteles que buscan a ejecutivos de Panamerican Energy (PAE), gente viajando únicamente con un portafolio y la percha-traje, otros traduciendo a otros que hablan en inglés. Vuelos llenos entre semana y sin mucha gente con ánimo de turistas. Neuquén se convirtió en la capital del proyecto de desarrollo más importante de Argentina, y es un capítulo que todavía se está escribiendo.
Lunes, 5 de septiembre de 2022
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