sábado, 12 de noviembre de 2011

Un hallazgo que podría hacer historia





La firma encontró 927 millones de barriles equivalentes de petróleo no convencional en el yacimiento Loma La Lata de Neuquén. Todavía resta probar si es posible extraer todo ese crudo, certificación que puede demorar hasta dos años.

YPF anunció ayer el descubrimiento de 927 millones de barriles equivalentes de petróleo no convencional en el yacimiento Loma La Lata de Neuquén. Todavía resta probar si es posible extraer todo ese crudo, certificación que puede demorar hasta dos años. En caso de confirmarse, la compañía triplicaría sus reservas en el país, las cuales en la actualidad suman 531 millones de barriles. Un dato positivo es que en la nueva área donde están trabajando, 428 km2 de la formación geológica Vaca Muerta, ya lograron poner en producción 15 pozos con volúmenes iniciales de entre 200 y 600 barriles diarios de alta calidad, lo que permite obtener alrededor de 5000 barriles de petróleo por día. Igual, en YPF, empresa controlada por la española Repsol, pero gerenciada por el grupo local Petersen, prefirieron ser cautos a la hora del anuncio. La contracara fue el comunicado que emitió Repsol en España, donde ya dan por hecho que este hallazgo es “el mayor descubrimiento de petróleo de su historia”.

YPF inició en 2007 los trabajos para el primer desarrollo en el país de petróleo proveniente de un reservorio no convencional (shale oil) y en diciembre de 2009 presentó su Programa de Desarrollo Exploratorio 2010-2014, que puso en marcha a mediados del año siguiente y que se inscribe dentro del plan estratégico lanzado por el gobierno nacional en 2004. Los primeros resultados se vieron en diciembre de 2010, cuando la compañía anunció el descubrimiento de gas no convencional en el sur de Loma La Lata y el 10 de mayo de este año comunicó el hallazgo de recursos no convencionales de petróleo en la formación Vaca Muerta. Entonces llegaban a 150 millones de barriles, pero ahora esa estimación se amplió a 927 millones. En caso de transformarse en reservas probadas, equivaldrían a casi el 50 por ciento de todas las reservas argentinas de petróleo.

La empresa adelantó además que delineó una nueva área productiva de 502 km2 en Vaca Muerta, unos 30 kilómetros al norte de Loma La Lata, donde tienen otro pozo que ya produce 400 barriles de alta calidad. En este último caso, no informaron cuál es el volumen total que se podría obtener porque aún no finalizaron los trabajos necesarios para cuantificar esos recursos. Estos descubrimientos se financiaron a partir de un incremento de la inversión, que este año podría llegar a 2900 millones de dólares, la más importante que realiza la firma en los últimos veinte años.

Vaca Muerta es identificada como uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes y con mayor calidad del mundo. Tiene una extensión de 30.000 km2 e YPF participa en 12.000 km2 de esa formación. Por lo tanto, las perspectivas que se le abren a la empresa son muy positivas. “Estos recursos transformarían el potencial energético de Argentina y el Cono Sur, con una de las acumulaciones no convencionales más importantes del mundo”, afirmó ayer Repsol en España.

El petróleo encontrado es calificado como “recursos no convencionales” por hallarse en reservorios acotados en suelos rocosos, que requieren de un procedimiento muy especial de extracción, con una tecnología que se aplica por primera vez fuera de Norteamérica. La extracción del crudo depositado en pequeños habitáculos entre la roca del subsuelo se logra mediante el bombeo de agua a alta presión dentro del pozo. Esta presión genera microfracturas en la roca y el petróleo se libera a través de las fisuras. De ese modo, la perforación y las fracturas hidráulicas hacen posible extraer grandes cantidades de petróleo contenido en estos suelos.

YPF informó ayer que la consultora internacional Wood Mackenzie identificó el shale de Vaca Muerta entre los mejores del mundo, luego de analizar zonas exploratorias de los Estados Unidos, Australia, China y diferentes países europeos. La medición incluyó, entre otros parámetros, el desarrollo del mercado de gas, infraestructura, regulación, disponibilidad de agua, términos fiscales, calidad, volumen comparativo, capacidad de mejora del recobro con la tecnología y organización de la cadena de abastecimiento. Ahora sólo resta esperar que se cumpla con el proceso de certificación para saber si esos recursos finalmente se pueden contabilizar como reservas.

fkrakowiak@pagina12.com.ar