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Vaca Muerta consumirá más agua hacia el 2023. Informe: El oasis clave para Argentina
05/07/2019

En línea con los planes de perforación

ENERNEWS/Río Negro

MATIAS DEL POZZI

El incremento responde a la proyección de duplicar la actividad en la formación en 5 años. Hoy se utilizan más de 45.000 m3 de liquidos por pozo.

Si se cumplen las proyecciones de pozos perforados para 2023 que trazó el gobierno provincial en el Plan Quinquenal, la demanda de agua en Vaca Muerta se duplicará y alcanzará casi los 30 millones de metros cúbicos anuales, un volumen récord en la Cuenca Neuquina.

El año pasado se perforaron 336 pozos no convencionales en la formación y para 2023 la administración del gobernador Omar Gutiérrez pronosticó que se alcanzará la marca de 650 pozos perforados por año.

Acorde a la operadoras consultadas por este medio, se utiliza entre 1.500 y 2.000 metros cúbicos (m3) de agua por etapa de fractura. Para los pozos tight se usa menos de 500 m3 de agua por etapa.

Hoy en el shale en la mayoría de los casos se realizan ramas laterales que atraviesan la roca generadora con poco más de 30 etapas de fractura, por lo que se podría estimar que el consumo promedio de agua por pozo está aproximadamente entre 45.000 y 60.000 metros cúbicos.

Se puede calcular entonces que, para los 336 pozos perforados el año pasado que tuvieron recetas similares en cuanto a etapas de fractura, el consumo de agua para pozos no convencionales fue superior a los 15.120.000 metros cúbicos de agua, algo así como 6.048 piletas olímpicas de 2.500 m3 cada una.

YPF utiliza las Flexi Pipe para llevar agua a sus desarrollos.

Está claro que uno de los objetivos principales de la industria es la optimización y reducción de costos operativos y probablemente la receta se siga ajustado. Sin embargo, si el diseño más popular entre las operadoras se mantiene cerca de las 30 etapas de fractura y entre los 1.500 y 2.000 m3 de agua por etapa, el consumo anual será de 29.250.000 metros cúbicos.

Es importante destacar que el consumo de agua anual en 2018 representó el 0,13% del caudal mínimo que pueden erogar los ríos Neuquén, Limay y Colorado en conjunto. Y es que, en el peor escenario, según datos del ministerio de Energía de Neuquén y el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), el caudal acumulado de los ríos en un año supera los 11.000 millones de metros cúbicos.

 

Si se logra cumplir con las proyecciones y la actividad en la formación se duplica, el consumo de agua en 2023 representará el 0,26% de la capacidad de los ríos. Por lo tanto, queda claro que el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales no pone en riesgo el recurso hídrico provincial.

Acorde a una de las fuentes consultadas “esta ventaja natural es una de los principales claves que destacan las empresas internacionales que tienen activos en la Cuenca Neuquina. En algunas de las principales cuencas del mundo el abastecimiento de agua es un factor limitante para el desarrollo”.

Flowback y disposición final

Otro punto que vale la remarcar es que, acorde a los datos de las compañías operadoras, hasta un 30% del agua necesaria por pozo puede ser agua reciclada, es decir, de flowback (retorno). Por lo general, para pozos pilotos se utiliza agua virgen, en cambio, para fracturas que se hacen en yacimientos que están en desarrollo se logró utilizar hasta un 30% de agua de flowback.

Es decir que para un pozo que utiliza 45.000 m3 de agua, se podría utilizar hasta 13.500 m3 de agua reciclada sin tener demasiada injerencia en la producción.

El gran porcentaje del agua que se utiliza vuelve a superficie, una buena parte durante el proceso inicial y luego adjunta a la producción, muy poca agua es la que se pierde durante el proceso.

En un escenario utópico, si todos los pozos pudieran utilizar un 30% de agua de retorno, de los casi 30 millones de metros cúbicos que va a requerir Vaca Muerta en 2023, 8.775.000 metros cúbicos de agua corresponderán al agua de retorno. Aunque el porcentaje reutilizable está por debajo de ese volumen, el impacto final frente al recurso hídrico provincial es aún más bajo. Esto también implica que el porcentaje líquidos que van a disposición final es un número elevado.

Si bien es posible que el porcentaje de recuperación de agua sea superior en el corto plazo, eso no implica que las compañías hagan pozos íntegramente con el agua de retorno. Aunque se trate de agua que pasa por las plantas de tratamiento, el porcentaje de sales naturales que traen de la formación es alto y pueden tener un efecto negativo en la productividad de los pozos y en la integridad de las cañerías.

Para estos efluentes se utilizan pozos sumideros, una vez que el agua pasa por las plantas de tratamiento, se inyecta a pozos supervisados por la autoridad provincial de aplicación. Acorde a la información de la subsecretaría de Ambiente de Neuquén, se les exige a las empresas hacer pozos de monitoreo para verificar que se cumpla con todos los requisitos.

Se inyectan en lugares estratégicos donde haya rocas no permeables para que el agua quede atrapada ahí. Por lo general se inyecta a profundidades superiores a los 1.500 metros en las formaciones Centenario o Agrio. La autoridad de aplicación es quién autoriza la presión a la que se trabaja y el caudal que se inyecta. 

Los aditivos que se usan representan menos del 1% de
los insumos

Además del agua y la arena para las etapas de fracturas también se utilizan aditivos químicos para optimizar la estimulación hidráulica. Pero el volumen que se usa es tan escaso que no supera el 1% y muchas veces están cerca de 0,5% del volumen total.

En su mayoría son productos gelificantes y otros ácidos, aunque no siempre se utilizan los mismos productos porque varían dependiendo la receta de cada empresa.

Por lo general no superan la línea de los 10 productos en simultaneo y es que los especialistas también tienen que garantizar que los productos convivan entre sí. En la mayoría de los casos se usan menos de 8 aditivos en conjunto.

Otro punto es que los químicos que se inyectan dependen de la etapa de fractura en la que se encuentre el pozo y el efecto que se busca lograr.

Los gelificantes se usan en las primeras fracturas cuando se emplea la arena más pesada, el objetivo es incrementar la densidad del agua. Otro de los usos frecuentes es el de ácidos para ayudar a ablandar la formación, también para lograr que las perforaciones sean más eficientes.

También se usan anticorrosivos o biosidas para evitar la propagación de bacterias. En la industria no subestiman las contraindicaciones que generan las bacterias. Se registraron casos donde hubo pozos cerrados por el desgaste de los materiales producto de los microorganismos.

El gran problema del agua de retorno entonces no es el nivel de químicos que traen sino el alto contenido de sales propias de la tierra que hacen que sean peligrosas para verterlas al aire libre y nocivas para las cañerías y el encamisado de los pozos si reutilizan grandes niveles para nuevas perforaciones. Por lo general los químicos utilizados se degradan en su mayoría durante las operaciones y solo quedan rezagos en el agua de flowback.

El valor para Argentina

El diario.es

Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos mundiales de hidrocarburos no convencionales, se ha convertido en un imán para multinacionales como Shell y ExxonMobil y su desarrollo, aún en pañales, promete ser clave para el futuro económico de Argentina. 

La gigantesca formación, que ocupa 30.000 kilómetros cuadrados en el suroeste del país, con epicentro en la provincia de Neuquén, sumó en 2018 inversiones por 4.000 millones de dólares, desembolsos que este año ascenderán a 7.491 millones de dólares.

Vaca Muerta comenzó a estar en boca de todos en 2011, cuando YPF, la mayor petrolera de Argentina, por entonces controlada por la española Repsol, anunció un hallazgo significativo de reservas.

La expropiación a Repsol hizo decrecer la inversión privada en detrimento de la de YPF, una tendencia que comenzó a revertir en 2015.

Con el interés internacional en alza, el año pasado -pese a que la economía argentina entró en recesión- fue decisivo para varios proyectos de la formación, que se extiende por cuatro provincias argentinas.

La ola de anuncios no se detiene, y en mayo la angloholandesa Shell anunció que invertirá 3.000 millones de dólares en cinco años para el desarrollo masivo de tres áreas de Vaca Muerta que hasta ahora eran solo de exploración.

Hace tres semanas la estadounidense ExxonMobil comprometió desembolsos por 2.000 millones de dólares en cinco años para el desarrollo de un área dentro de la formación, en la cuenca Neuquina.

Una treintena de empresas ya posee concesiones en Vaca Muerta, con YPF, ahora controlada por el Estado argentino, a la cabeza, y los gigantes globales del sector pisando fuerte, en la que es la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo.

Estos "jugadores de ligas mayores" están en Vaca Muerta con proyectos ambiciosos, cuyo retorno sobre la inversión puede demorar varios años, en un entorno macroeconómico y político siempre complejo en Argentina.

"El potencial energético argentino es muy grande y tanto actores privados como públicos se dan cuenta de que es sumamente aprovechable", dijo a Efe Martina Gallardo Barreyro, analista de la calificadora Moody's que sigue de cerca el fenómeno de Vaca Muerta.

Pese al "boom" de inversiones, Vaca Muerta está aún muy lejos de dar todo de sí, ya que su desarrollo masivo apenas alcanza al 5 %.

Con todo, Vaca Muerta está cambiando poco a poco el mapa energético de Argentina, que desde hace cinco años se recupera de años de sucesivas caídas en la extracción de hidrocarburos gracias a un gradual crecimiento de los no convencionales.

El desarrollo de Vaca Muerta es clave para la economía del país, que en los últimos años sufrió una verdadera escasez energética, sobre todo de gas natural, lo que le obligó a restringir el consumo y realizar millonarias importaciones que minaron sus cuentas.

Ahora este "oasis" petrolero promete garantizar el autoabastecimiento y generar a futuro un significativo ingreso de divisas por la exportación de excedentes.

Según datos del Instituto Argentino de Energía, en 2018 las exportaciones de combustibles y energía ascendieron a 4.190 millones de dólares, con un salto interanual del 69,2 %, y las importaciones de combustibles y lubricantes, aunque llegaron a los 6.529 millones de dólares, crecieron a un ritmo menor (14,1 %), con lo que el déficit, por 2.339 millones, se redujo un 27,9 %.

"El año pasado tuvimos un déficit de balanza comercial energética de 2.300 millones y este año vamos camino al equilibrio. El primer cuatrimestre, de hecho, tuvimos un pequeño superávit", aseguró el secretario de Energía argentino, Gustavo Lopetegui, en un coloquio empresarial sobre Vaca Muerta hace dos semanas en Neuquén.

Según un reciente estudio de la Bolsa de Comercio de Rosario, en un escenario conservador, las exportaciones de hidrocarburos argentinas podrían alcanzar los 8.200 millones de dólares en 2023, cerca de un tercio de las colocaciones actuales del potente sector agroindustrial, que rondan los 25.000 millones.

Pero si Argentina logra una agresiva política de inversiones en Vaca Muerta, podría alcanzar en 2030 exportaciones de hidrocarburos por 25.400 millones de dólares.


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