“Su explotación resulta viable, mucho más frente a la crisis energética que atraviesa el país, pero se calcula que demandaría una inversión de US$37.000 millones en los próximos 5 años, es decir, una cifra equivalente al total de las reservas del Banco Central”.
“Los acuerdos con las otras petroleras no llegan porque las condiciones actuales del país no ofrecen garantías para semejantes desembolsos; no se pueden girar dividendos, la expropiación de YPF, las tarifas de gas, los decretos de fijación de precios como el N° 1277 por parte del Gobierno, etc”.
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El informe también hace referencia a la polémica técnica del fraking, que motivó la protesta de la Confederación Mapuche esta semana con la toma de torres de YPF.
Ayer en Urgente24 decíamos que en el ámbito especialista supeditan una respuesta positiva al "éxito" que pueda tener la sociedad Chevron-YPF con el sistema de fracking, de fracturación hidráulica en la que se basa la explotación no convencional.
Para Intelligence Energy Solutions SA “si bien en la petrolera estatal aseguran que allí abajo hay 117 trillones de pies cúbicos de gas y 40.000 millones de barriles de petróleo, ‘lo que significa multiplicar por 10 las actuales reservas del país’. Cosa que esta por verse dado que por ahora es una evaluación estimativa del recurso potencial. No bien es menos cierto que por tratarse de una explotación en la cual la mayoría de los potenciales socios con YPF tienen escasos antecedentes en Fraking y estos buscan participar de la renta”.
“En realidad, informalmente los acuerdos son para el desarrollo del knowhow, es decir usar la plataforma argentina para experimentar a los efectos de vislumbrar donde están los limites medioambientales para no transgredir dichos limites en otros países donde son extremadamente rigurosos con el cuidado de medio ambiente. Hay al menos dos terremotos pequeños vinculados a fracking de valor relevante y varios cientos en el rango de 2.2 a 3.8 (Richter) que es bajo pero no irrelevante, el mayor uno de 4.0 en Ohio durante el 2011”, indicó la consultora.
El informe prosigue así:
Como expusimos una cosa son los Recursos y otra explotarlos. YPF afronta y aporta los mayores esfuerzos, tiene la mayoría de los pozos perforados (60 sobre un total de 100), en general con fines exploratorios. El resto son principalmente de Shell, Exxon, Chevron, Pan American, Apache (una norteamericana independiente), Gas Medanito, la francesa Total Austral y PlusPetrol.
La explotación de shale-gas y de Oil-Gas es mucho más costosa que la tradicional. El costo de un pozo en la Argentina para el shale cuesta entre US$8 y US$10 millones, esto es tres o cuatro veces más que el costo de un pozo convencional. Los factores de recuperación globales para un yacimiento no convencional se sitúan en el entorno del 20-30% del gas o petróleo original in situ, frente a un 75% en un yacimiento convencional.
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El año pasado, se puso en marcha el primer pozo de shale gas en la zona, el Orejano X2, que resultó absolutamente insuficiente. Los resultados son muy marginales, los pozos producen poco y no repagan las inversiones (Kokogian, Geologo) y se desconfía por entonces sobre los volúmenes de la formación de Vaca Muerta y acerca de su viabilidad económica.
Repasando sobre recursos y reservas, el primer término alude a la existencia probable del hidrocarburo; el segundo, en cambio, es su viabilidad, es decir su explotación es rentable. Para dimensionar la envergadura de un proyecto no convencional de gran escala, vale el ejemplo de Pioneer, que en Estados Unidos invirtió en tres años más de US$ 2.300 millones para perforar 220 pozos en horizontes no convencionales. Y hoy produce 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día) de shale gas y más de 200.000 barriles diarios de shale oil.
Basado en Información Grafica y Declaraciones Publicas:
VACA MUERTA COMPOSICION ESTIMADA
70% OIL
30% GAS Oil y Gas Asociado
14% Gas
Incremento esperado de la producción de Gas
32% OIL Incremento esperado de la producción de OIL
26% TOTAL incremento del PLAN Produccion Gas & OIL.
Hasta el presente no ha sido posible obtener datos precisos de operación y mantenimiento de los pozos no convencionales para mantenerlo productivos.
Existen algunos factores que representan los parámetros más importantes en la evaluación de estos costos:
1 Relación gastos operacionales /ingresos mensuales
2 Vida útil del equipo
3 Números de pozos en extraccion artificial
4 Vida del pozo
Los ítem 1. y 2. dependen de la tecnología que debe usarse respecto a las cantidades de agua y CO2 que deben inyectarse en el procesos y la presión de trabajo de los compresores.
Todo ello es debido a la conformación geológica del área.
El ítem 3 depende de la conformación geológica del área.
El ítem 4 no hay todavía una experiencia sustentable estadísticamente, sin embargo las previsiones van de 8 a 15 años.
Un precio estimado de costo ronda entre 3 y 10 u$s/MMBTU
