martes, 11 de junio de 2013

Shale


Hace pocos días salió a la luz un nuevo informe de la US Energy Information Administration: “Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States”. El informe completo, así como también sus diversas partes, se pueden bajar desde este sitio: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/. El completo pesa unos 65 megas; la parte correspondiente a América del Sur unos 8,33 Mb, y el “Overview” algo así como 2,14 Mb. Como no somos especialistas en el tema, vamos primero al Overview.

El informe constituye una actualización y puesta al día de un reporte previo de la misma agencia publicado en 2011. El mismo se concentra en las reservas denominadas “shale” (que significa “esquisto”, “lutita” o “pizarra”, por las rocas sedimentarias que las contienen), si bien realiza una precisión terminológica: “Although the terms shale oil and tight oil are often used interchangeably in public discourse, shale formations are only a subset of all low permeability tight formations, which include sandstones and carbonates, as well as shales, as sources of tight oil production. Within the United States, the oil and natural gas industry typically refers to tight oil production rather than shale oil production, because it is a more encompassing and accurate term with respect to the geologic formations producing oil at any particular well. EIA has adopted this convention, and develops estimates of tight oil production and resources in the United States that include, but are not limited to, production from shale formations. The ARI assessment of shale formations presented in this report, however, looks exclusively at shale resources and does not consider other types of tight formations.” Podemos traducer el término “tight” como “compacto”.

Para entender el significado de este y otros informes, deben tenerse en cuenta varios aspectos:

-A pesar de lo que digan multitud de salames de aquí y allá (empezando por los economistas), el petróleo y el gas no son meros “commodites”. Sin petróleo y gas la Humanidad vuelve a la Edad Media en cuatro minutos y medio. Esto tiene que quedar claro porque nada de lo que sigue tiene mayor sentido sin esta consideración previa. Sin petróleo o gas se acaba el capitalismo, se acaba el desarrollo, se acaba el consumo, se acaban las tecnologías, se acaba la “sociedad de la información”, se acaban las eras industrial y postindustrial, se acaban las vacaciones en Buzios, se acaba el transporte, se acaba la ocupación humana en altas latitudes del planeta, se acaba el mundo tal cual lo conocimos nosotros, nuestros padres, nuestros abuelos y nuestros bisabuelos. El petróleo y el gas siguen siendo el motor de las grandes movidas geopolíticas del planeta entero. 

-Cuando hablamos de “shale”, “tight” y cosas así, nos estamos refiriendo a petróleo y gas no convencionales. Esto es, a recursos que son indefectiblemente más caros (de prospección, extracción, refinado, etc.) que los convencionales. Chicos, la era del petróleo barato llegó a su fin. Punto. Ahora viene la era de los energéticos caros, de extracción técnicamente difícil, externalidades ambientales deletéreas y peligrosas, de financiamientos riesgosos y, por último, de agotamiento rápido pozo tras pozo. Hay una forma de medir todo esto y es pasar todos los costos y beneficios a una sencilla fórmula, denominada EROEI por su acrónimo inglés: Energy Return on Energy Invested. Vamos a Wikipedia: El EROEI “…is the ratio of the amount of usable energy acquired from a particular energy resource to the amount of energy expended to obtain that energy resource. When the EROEI of a resource is less than or equal to one, that energy source becomes an "energy sink", and can no longer be used as a primary source of energy (...)  High per-capita energy use has been considered desirable as it is associated with a high standard of living based on energy-intensive machines. A society will generally exploit the highest available EROEI energy sources first, as these provide the most energy for the least effort. With non-renewable sources, progressively lower EROEI sources are then used as the higher-quality ones are exhausted (...) For example, when oil was originally discovered, it took on average one barrel of oil to find, extract, and process about 100 barrels of oil. That ratio has declined steadily over the last century to about three barrels gained for one barrel used up in the U.S. (and about ten for one in Saudi Arabia)."

 Fíjense en la figura de acá abajo:


(Incidentalmente, tomen nota por favor del EROEI del etanol de maíz y del biodiesel: allá al fondo del gráfico, el EROEI de estas dos chantadas es…¡casi cero!). Fíjense en el EROEI del “shale oil”: alrededor de cinco, comparado con una producción global de petróleo cuyo EROEI es de alrededor de 35, o de 20 para EEUU. Obviamente, esto se traduce en costos y precios. Uno se pregunta hasta cuándo funciona la economía global con costos del barril de petróleo por encima de los U$S 130. ¿Se entiende entonces por qué, desde 1991 a la fecha, Occidente se empeña en convertir a Medio Oriente en un cenicero? ¿Por qué de golpe, un día, Saddam en Irak es recontra-feo, Gaddafi en Libia es malo, Assad en Siria es un criminal, o los iraníes son unos verdaderos cucos? ¿Por qué se está intentando partir a los estados-nación, sobre todo de Medio Oriente y el Norte de Africa, en multitud de miniestados ridículos, todos peleados entre sí? Nos van a hablar de primaveras y de democracias, pero de lo que se habla es siempre de lo mismo: asegurar las reservas que todavía quedan, del petróleo y del gas convencionales. Porque son los recursos baratos. Así de fácil: un EROEI de 35 o 20 comparado con uno de 5.  

-Si se tiene en cuenta el proceso de prospección y producción de estos recursos, la producción de petróleo y de gas recuerda a una mesa de cuatro patas. Cada pata está ocupada por un grupo de especialistas bien distintos entre sí: (1) los geólogos: nos dicen si hay o si no hay; si hay, cuánto hay, cuánto es una reserva probada y cuánto es una reserva probable, y nos cuentan los rasgos estratigráficos de los niveles portadores del recurso; (2) los ingenieros: nos dicen cómo se extrae el recurso, qué tecnologías hay que usar para extraerlo, en cuánto tiempo, cómo almacenarlo, procesarlo, refinarlo y transportarlo; (3) los economistas: nos dicen cuánto cuesta extraer el recurso, cómo financiar las distintas etapas de su producción, transporte, etc., cuándo conviene invertir, de dónde salen los recursos financieros, y a cuánto hay que venderlo; (4) por último, están los políticos: los que deciden si se emprende un proyecto o no, cuáles son las derivaciones geopolíticas y sociales de tal emprendimiento, qué programas de desarrollo e infraestructura deberán acompañar al mismo, cuánta carne en el asador van a poner para que el emprendimiento siga su curso (e.g., inversión directa, solicitud de préstamos internacionales para financiar el proyecto, regulación de los distintos actores, incentivación, por ejemplo, impositiva, a las compañías que intervienen, etc.). En síntesis, el negocio petrolero y gasífero (que frecuentemente van juntos, por las características geológicas de su génesis) involucra muchos puntos de vista bien distintos. No sé si les ha tocado asistir a esas conferencias en las que de golpe se levanta un geólogo y dice “Macanas! El yacimiento de Poroto Frito está lleno de petróleo! Tenemos abastecimiento por 200 años!”. O, por ejemplo, un economista que después de un sesudo análisis de existencias probadas espeta, con vocecita sobradora: “Im-po-si-ble! Jamás se extraerá gas rentable de la cuenca de Guanaco Rengo a los precios actuales!”. O el ingeniero que se burla: “¿Un oleoducto desde Sapo Colorado hasta Córdoba? Y qué hacemos con las Sierras de Itatí que pasan por el medio? ¿Se pusieron a pensar?” Astroboy, que ha visto a estos especímenes en acción, sugiere no darles mayor importancia. Hasta que no se junta la mesa de cuatro patas lo mejor es relativizar los dichos de esta gente, frecuentemente proclive al veddetismo académico de las reuniones de Directorio.   

-Por último, un detalle no menor: el mundo está viviendo una fase de depresión económica. Cuando termine de desaparecer el valor nominal de los papeles (sobre todo, derivados) actualmente dando vueltas por el planeta (valor nominal calculado en unas 25 veces el del PBI mundial; por favor no se rían!), lo que se viene es una crisis financiera de características épicas, cósmicas. Bancos, bancos centrales, fondos de inversión, fondos especulativos de todo tipo, monedas nacionales, cajas de pensión, paraísos financieros completos, en síntesis: papeles, están dentro de la licuadora global a punto de ser vaporizados. ¿De dónde va a salir la plata, los fondos contantes y sonantes para extraer los “shale” cuando todo esto explote? 

Bien, señalados estos puntos y haciendo las salvedades de más arriba, volvamos al informe: Aclaremos primero qué se entiende por un recurso “técnicamente recuperable” y uno “económicamente recuperable”. Al respecto, el informe señala: “When considering the market implications of abundant shale resources, it is important to distinguish between a technically recoverable resource, which is the focus of this report, and an economically recoverable resource. Technically recoverable resources represent the volumes of oil and natural gas that could be produced with current technology, regardless of oil and natural gas prices and production costs. Economically recoverable resources are resources that can be profitably produced under current market conditions. The economic recoverability of oil and gas resources depends on three factors: the costs of drilling and completing wells, the amount of oil or natural gas produced from an average well over its lifetime, and the prices received for oil and gas production.”

El mapa siguiente muestra las regiones del mundo en donde existen formaciones comprobadamente portadoras de petróleo y gas “shale”, actualizado a Mayo del 2013. Las que están en rojo ya tienen una estimación del recurso disponible, mientras que las que están en naranja no tienen dicha estimación.



Y ahora las tablas de los países “top ten” en cuanto a cantidad de recursos “shale” técnicamente recuperables. La de arriba es para el petróleo (en miles de millones de barriles; “billions” de la nomenclatura inglesa) y la de abajo para el gas (en billones [10 a la 12] de pies cúbicos; “trillions” de la nomenclatura inglesa). Fíjense, chicos, la posición de la Argentina en cada una de estas tablas.



Acá va la del gas. La posición de la Argentina oscila entre el segundo y el tercer puesto, dependiendo de si se consideran, para EEUU, las estimaciones de la EIA o del ARI (este último es el acrónimo del Advanced Resources International, cuyas estimaciones para este país y el mundo constan entre paréntesis).



El mapa que encabeza este post expone en más detalle las cuencas con reservas comprobadas de petróleo y gas “shale” en nuestro país. Un detalle inquietante de este informe es que ejemplifica muchas de las consideraciones del mismo con yacimientos argentinos, dos en particular: Vaca Muerta y Los Molles, ambos en Neuquén.

Sobre nuestro país, el informe (hay que cliquear en: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/chaptersiv_vii.pdf?zscb=38037134) dice lo siguiente:

Argentina has world-class shale gas and shale oil potentialpossibly the most prospective outside of North America – primarily within the Neuquen Basin (…) Significant exploration programs and early-stage commercial production are underway in the Neuquen Basin by Apache, EOG, ExxonMobil, TOTAL, YPF, and smaller companies. Thick, organic-rich, marine-deposited black shales in the Los Molles and Vaca Muerta formations have been tested by approximately 50 wells to date, with mostly good results. Vertical shale wells are producing at initial rates of 180 to 600 bbl/day following typically 5-stage fracture stimulation. Horizontal wells also are being tested although initial results have not been uniformly encouraging. Cretaceous shales in the Golfo San Jorge and Austral basins in southern Argentina also have good potential, although higher clay content may pose a risk in these lake-formed deposits. Marine-deposited Devonian shales in the Parana Basin are prospective over a limited area of northeast Argentina. Argentina has an estimated 802 Tcf of risked, shale gas in-place out of 3,244 Tcf of risked, technically recoverable shale gas resources. In-place risked shale oil resources are estimated at 480 billion barrels, of which about 27 billion barrels of shale oil may be technically recoverable…”

“Recent Activity [para la Cuenca Neuquina solamente]: Early drilling and production testing are underway in the Neuquen Basin, evaluating the Vaca Muerta Formation mostly at depths of 6,000 to 11,000 ft. YPF reported it holds about 3 million net acres in the basin and is negotiating with Chevron, TOTAL, Statoil, Dow Chemical, and other companies to jointly develop its shale resources. Including earlier Repsol operated wells, YPF has drilled 37 Vaca Muerta wells through 2012.15 Chevron has reportedly agreed to invest up to $1 billion to drill 100 wells with YPF in the Neuquen Basin, although the deal awaits final approval. CNOOC signed a joint venture deal with YPF to invest up to $1.5 billion to drill 130 wells in the basin. Repsol, which previously operated YPF’s position in the Neuquen Basin, drilled some 20 vertical wells targeting the Vaca Muerta Shale that produced at encouraging initial rates of 180 to 600 bbl/day on restricted 4-mm choke. In 2012, Repsol estimated that its leases held a total of 92 Tcf and 7.0 billion barrels of contingent and prospective shale gas and oil resources. Apache has 1.3 million net acres in the Neuquen Basin with Vaca Muerta Shale potential, of which the company estimates 586,000 net acres is liquids-rich. Apache estimates its net recoverable potential at 0.8 billion barrels. The company completed its first Vaca Muerta horizontal well during 2012, a relatively short 1,900-ft lateral treated with a 7-stage hydraulic stimulation, described by Apache as “very encouraging.”17 The company’s earlier Los Molles horizontal, drilled into the dry gas thermal maturity window at a depth of 4,400 m, IP’d at 4.5 MMcfd from a 2100’ lateral that was stimulated by a 9-stage fracture treatment. Apache plans to invest $200 MM during 2013 to drill 16 net wells focusing on the Vaca Muerte within the TDF and Rio Negro blocks.18 EOG Resources estimates it holds about 100,000 net acres with shale potential in the Neuquen Basin. The company reported lower-than-expected results from its first horizontal oil well in the Vaca Muerta Formation, with production similar to its nearby vertical well. EOG is evaluating the results of the two wells and plans to proceed cautiously during 2013. Calgary-based Americas Petrogas operates 15 blocks covering nearly 1.4 million net acres in the Neuquen Basin. To date the company has drilled four shale exploration wells to test the Vaca Muerta Formation. Its LTE.x1 vertical well on the Los Toldos II block, drilled with partner ExxonMobil, IP’d at 309 boe/day (30-day average rate; 82% oil) from the 343-m thick Vaca Muerta Formation following a 5-stage hydraulic stimulation. The company’s second vertical shale well, drilled on the Los Toldos I block, intersected 562 m of Vaca Muerta Formation at depths of 2,570-2,929 m. This well produced up to 3.2 million ft3 /day of natural gas with 9 to 18 bbl/day of condensate following a 4-stage fracture stimulation.”

Bien, supongo que este informe va a provocar cierto revuelo, tal como el que produjo el de 2011. Mucha gente allá en el norte con calculadoras, mapas, posiciones de flotas, bases, telefonazos a petroleras, consultas a banqueros y cosas así. Astroboy se pregunta qué van a hacer los argentinos con esta información. Queda clarísima la estatización de YPF en este contexto. Lo que no queda claro es qué piensa (si es que piensa algo) la oposición política en este país. ¿No valdría la pena tomarse un cafecito con Cristina? ¿Hablar un poco del largo plazo? En fin. Hasta la próxima.


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