Por David Feliba. En U-238 #17 Mayo-Junio 2015.
Luego de tres años de incesante trabajo, la búsqueda de arena nacional, insumo fundamental para el fracking, parece haber llegado a su fin. A partir del descubrimiento de un yacimiento en la provincia de Chubut, YPF anunció recientemente la puesta en marcha de la producción de arena para abastecer diariamente a la empresa petrolera de bandera.
Todo se realizó con paciencia y hermetismo. Cuando YPF acercó su propuesta al prestigioso Instituto de Investigaciones Mineras de la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ), empezó un largo período de ensayo y error con un objetivo: la arena deseada. Durante más de tres años, relata uno de sus investigadores, el grupo de científicos recibió unas mil muestras del insumo para el fracking, de recónditas provincias del país, cuya exacta procedencia no podían precisar. Bajo un estricto régimen de confidencialidad, la arena llegaba en bolsas de veinte kilos, se testeaba una muestra en el laboratorio, viajaban los resultados y a seguir probando con la siguiente carga de vaya uno a saber dónde.
La búsqueda de Miguel Galuccio por la arena nacional parece haber llegado a su fin: la empresa comunicó recientemente la puesta en marcha de un ambicioso proyecto de producción a partir del descubrimiento de un yacimiento en la localidad de Gaiman, provincia del Chubut. Allí funcionará una cantera, a cielo abierto, que buscará abastecer diariamente a la petrolera de bandera de un insumo clave en el desarrollo de los no convencionales. Según precisó el CEO, por el simple hecho de contar con el insumo local, el costo de perforación del pozo podría caer en “al menos 10%” para finales de 2016. Con o sin precios del crudo deprimidos, la cifra resulta mayormente significativa.
En un intento por acercar la inversión promedio de perforación vertical a la estructura de costos modelo de Estados Unidos, YPF ha buscado en los últimos años distintos recortes en la matriz de erogaciones que mejoren la rentabilidad del desarrollo en Vaca Muerta. Según cifras del banco internacional Morgan Stanley, gracias a la producción de escala y la evolución de la flota de rigs —incluyendo los walking rigs—, YPF logró reducir los costos de perforación en un 36%. Hoy el costo en el país de la perforación y completamiento de un típico pozo vertical de shale se redujo de U$S 11 millones que salía en 2011 a los U$S 7 millones del último año, cuando en China el valor oscila en torno a los U$S 10 y en Australia, cerca del doble. En ese sentido, la arena podría ser uno de los nuevos inductores hacia la meta presupuestaria por excelencia: los U$S 5 millones promedio que demanda hoy un equivalente en Estados Unidos.
“Desde el punto de vista económico, es muy importante para YPF porque le va a permitir reemplazar importaciones. Son arenas de composición química particular. Al hacerlo localmente, por un lado se ahorra en divisas, mientras que por el otro se reducen los costos, ya que la explotación hoy de los no convencionales es cara para la empresa y poco competitiva con los precios actuales del crudo”, señala el ingeniero Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de Energía General Mosconi (IAE).
La fractura hidráulica en rocas a miles de metros de profundidad requiere de un mix de agua (95%), agente de sostén (arena; 4,5%) y aditivos químicos (0,5%). Si se toma en cuenta que cada etapa de fracturación en un pozo puede demandar entre 1500 y 2.000 toneladas de arena, porcentajes deprimidos no deben subestimarse en calidad de volumen.
De las canteras en Chubut, YPF planea extraer unas 40 millones de toneladas, acaso playas enteras bajo suelo vegetal que oficiarán de sustituto a las importaciones que hace hoy la empresa de China, Estados Unidos y Brasil, que le demandan unos U$S 350 millones en concepto de compras del exterior. A través de Compañía de Inversiones Mineras S.A. —integrada por YPF y Opessa—, la firma podría haberse asegurado arenero para rato con la discreta compra durante meses de varias hectáreas a unos 120 kilómetros de la ciudad de Trelew.
El consultor de Montamat & Asociados, Agustín Torroba, resume la mecánica que cumplen las arenas de sostén en el proceso: “Se perfora, se llega hasta la roca madre y allí se inyecta agua a alta presión, que en conjunto con aditivos químicos producen la fractura hidráulica que permite que tanto el petróleo como el gas filtren hacia la superficie. Ahora para mantener abierta esa fractura, se debe colocar este tipo de arena (proppant, en inglés), que debe ser lo suficientemente resistente al aplaste del peso de la roca y al mismo tiempo mantener conductividad para que resten poros por donde pueda migrar el hidrocarburo”.
Existen distintos tipos de agentes de sostén en base a resistencia, conductividad y, por ende, precio. De menor a mayor y en base a esos tres factores: la arena natural es la más barata, seguida por la resinada, que es arena recubierta químicamente con resina, de calidad intermedia. Finalmente, es la cerámica —material sintético— la que presenta tanto mayor conductividad y resistencia como así también precio.
El ingeniero de ex Schlumberger y experto en estimulación, Emmanuel d´Huteau, con más de treinta años en petroleras, enfatiza en uno de sus escritos en Petrotecnia que no es necesario utilizar durante todo el tratamiento el agente de sostén de mayor calidad. Se puede combinar un uso inicial de arenas naturales —más baratas— para finalizar luego con agentes de sostén de mayor calidad, sea resinada o sintética, como la cerámica.
Con cientos y hasta miles de toneladas requeridas por pozo, el hecho de seleccionar la arena más cara de forma innecesaria incidirá inexorablemente en la planilla de gastos. Máxime si se considera que los precios pueden ir desde los U$S 300 por tonelada hasta más de U$S 1200. Según los expertos, el balance de los costos por el insumo pasa precisamente por la constante toma de decisiones entre una arena costosa que pueda afectar la rentabilidad del pozo y una demasiado barata que pueda impactar en su producción (y por ende, en la rentabilidad). Serán estos pequeños detalles los que harán a la viabilidad de cada proyecto de perforación.
“Las arenas de fractura no son algo marginal”, continúa Torroba, de Montamat & Asociados. “La participación de las mismas en el costo de un pozo no convencional oscila entre el 5% y el 9% del total. Para desglosar, los costos del mismo se dividen en tres: el drilling o perforación representa el 46% del total, mientras que la fase de la completación requiere de un 35%, dentro de los cuáles más de un cuarto vienen de las arenas de fractura. Finalmente, el costo de preparación del sitio y de equipamiento asciende al 19% del número final”, aporta.
Eduardo Maruca, director del Centro de Investigación en Geología Aplicada (CIGA) de la secretaría de Minería, explica cómo funcionaría la cantera de arena: “Se separa el suelo con vegetación, se extrae la arena y después se lo reintegra para dejar un paisaje similar. No hay allí más residuo que el material que no sirve a la granulometría, por zarandeo, imagino. Quedarán materiales más gruesos y más finos. Se llevan la parte que les sirve y devuelven al terreno el restante. No existe la contaminación, es como ir a sacar canto rodado de la playa. Es mover tierra, no hay que hacer voladuras. Puede cambiar la pendiente pero no el perfil edáfico”.
De acuerdo al cronograma de la compañía, YPF empezaría a hacer uso de su propia arena a partir de agosto, con vistas de autoabastecimiento recién para finales del año próximo. Una vez satisfechas las necesidades propias, Galuccio no descartó proveer a otros jugadores de la industria local y ahorrarles el significativo flete marítimo desde el exterior.
Laboratorio
En un galpón del Instituto de Investigaciones Mineras de la UNSJ se fueron acumulando en los últimos años bolsas de veinte kilos que la petrolera enviaba desde distintos puntos del país para el testeo en laboratorio de la arena nacional. ¿Las condiciones? Sin pérdidas y a salvo de la humedad, con la intención de que el insumo que allí cabía fuera a momento de ser analizado lo más representativo posible del yacimiento de procedencia. Se extraían por cuarteo pequeñas muestras de entre uno y cinco kilos para la prueba preliminar en el laboratorio, y, si no eran descartadas, seguían curso hacia un circuito de prueba piloto especialmente diseñado, donde el volumen de la muestra se incrementaba considerablemente hasta los 500kg.
Según se desprende del testimonio del ingeniero en minas e investigador del IIM, Héctor Cevinelli, ya desde la época de la expropiación de YPF el mismo Galuccio venía pensando en los costos: “Trabajamos con la empresa durante más de tres años en la evaluación de lugares de posible producción de arena, estudiando las muestras de acuerdo a las normas técnicas requeridas”.
“Nuestra tarea no era la búsqueda de la arena” —aclara— “Nosotros recibíamos muestras y procesábamos de acuerdo a las características geológicas y fisicoquímicas. En más de 1000 muestras, muchas veces se descartaban inmediatamente, otras se seguía con la cadena de ensayos. Antes de dar con Chubut, hemos estudiado arenas de distintos orígenes. En la mayoría de los casos, no sabíamos la procedencia, porque se manejaba todo con códigos de confidencialidad: recibíamos e informábamos”.
“Tomábamos la muestra y hacíamos un ensayo preliminar en el laboratorio: microscopía para constatar la mineralogía. Además de verificar redondez y esfericidad de los granos, veíamos el aspecto físico de la arena y el tipo de cuarzo”, explica Cevinelli, y profundiza: “Una de las condiciones es que tiene que tener un piso mínimo de resistencia a la compresión para poder usarla como sostén. Hay distintas granulometrías y variadas resistencias, por lo que existen distintas calidades en función de las especificaciones. Vaca Muerta no es algo uniforme sino que cada sector requiere insumos distintos. La arena que se precisará dependerá de lo que mande la geología de cada yacimiento particular”.
Ahora, ¿es la arena del Valle inferior del río Chubut aquella de mayor calidad en el país? “No son muy comparables entre sí” —responde el ingeniero—. “O sirve o no sirve. Hemos encontrado arenas de buena calidad en otros sectores, pero lo que define la viabilidad del negocio no es eso sólo sino también el volumen, la forma que tiene, y fundamentalmente, la geolocalización geográfica. Como el consumo es muy alto, las posiciones de los yacimientos se imponen frente a otros factores. El flujo de traslado de materiales es demasiado grande y requiere de una posición estratégica: tener cerca una línea férrea, por ejemplo”.
El proyecto
En Chubut, además de las seis canteras para la extracción de la arena, el proyecto de YPF prevé el desarrollo de una planta de clasificación y despacho con capacidad de procesamiento anual para 500.000 toneladas. Al mismo tiempo, en el mismísimo corazón de Vaca Muerta, la localidad de Añelo en Neuquén, se emplazará la planta de tratamiento final, donde se recibirá la arena, se le realizará el lavado y secado correspondiente, junto con el potencial resinado, de ameritar el insumo una agregación de resistencia por la vía química.
¿Qué conectará entonces los cerca de mil kilómetros de ruta que separan un rincón del otro? O mejor planteado: ¿cómo se transportarán los 700 000 kilos de arenas silíceas que todos los días demandará YPF en Vaca Muerta? Por su parte, la empresa ha comunicado que consistirá de un traslado combinado de rodado y trenes, aunque no dio mayores precisiones y ha levantado preocupación respecto de unos potenciales 140 camiones de treinta metros de largo que generarán todos los días un impacto en las rutas nacionales. Algo así como un convoy en fila de cuarenta y dos cuadras de largo que cada día llevarán sobre el asfalto las toneladas que Vaca Muerta necesita.
Para el consultor Daniel Gerold, la ambiciosa iniciativa de YPF es sin duda un avance. No obstante, el simple hecho de haber dado con el yacimiento no significa de por sí una victoria asegurada en la pelea contra los detractores del ingreso neto. Según explica, la parte más costosa de proceso estará precisamente en la logística del transporte, uno de los mayores desafíos para en última instancia alcanzar el objetivo final: abaratar los costos promedios del pozo.
De acuerdo a cifras que brinda Agustín Torroba, de Montamat & Asociados, en base a cálculos del mercado norteamericano, el costo de producción total de arenas para fractura se debe en un 40% a la actividad propia de minería y un 60% a las operaciones de logística. Saber cómo transportar será, en definitiva, más importante que la propia arena.
