«Dada la complejidad de orden científica, técnica y económica para entender la cuestión de la explotación hidrocarburífera, entrevistamos al Lic. Néstor Bolatti, gerente de exploración offshore de YPF.
Escuchar aquí la entrevista completa.
La opinión de AgendAR
Cuando en la audiencia pública convocada por Ambiente y Energía -la semana pasada- sobre la exploración offshore en el Mar Argentino y el Pozo Argerich-1, anunciaron otra Vaca Muerta, a 315 kilómetros de la costa de Mar del Plata, lo publicamos, y advertimos «Noticia en desarrollo». Hasta no ver la presunta vaca, no opinamos de ella.
Nuestros amigos de La Grappa Contenidos -que imaginan y promueven un proyecto industrial para Bahía Blanca (ver aquí, por ejemplo)- han hecho el desarrollo, en este podcast.
Aquí hay información seria, geológica y técnicamente fundada, y nada exitista. Obviamente parcial (no existen los gerentes petroleros antipetroleros), pero rigurosa y libre de falso optimismo.
Tres cosas sugieren hidrocarburos esperándonos frente a las costas bonaerenses y rionegrinas. Una son los estudios de sísmica, la otra es la historia geológica del Atlántico Sur y la última son los grandes hallazgos off-shore en Namibia, frente a las orillas africanas de ese océano. ¿Cuánto es razonable esperar? Grosso modo, cantidades que podrían duplicar las reservas argentinas actuales. Eso es lo que tal vez contenga la llamada CAN (Cuenca Argentina Norte).
¿La CAN es Vaca Muerta? No se parece en absoluto. ¿Cómo podrían hacerlo un yacimiento continental en rocas difíciles, y otro en aguas profundas, no sólo alejadas de la costa sino también de la Plataforma Submarina? En la Secretaría de Energía la pifiaron bastante con esa similitud forzada y un poco cómica, la de la vaca muerta en el mar, pobre animal. Hablando seriamente, la sísmica sugiere rocas porosas que quizás hayan actuado de trampa para los hidrocarburos generados por otra formación geológica 400 metros más profunda, lo que se llama «roca madre».
En Vaca Muerta se está explotando directamente la roca madre, esquistos de gran dureza y baja porosidad, pero conformados como una capa relativamente fina a entre 2500 y 2600 metros de profundidad. Se llega a esa capa por una perforación vertical que hace de eje. Ahí es donde los trépanos cambian de dirección para recorrerla con muchas perforaciones horizontales que se abren como las varillas de un paraguas.
La roca es luego fracturada por choque hidráulico, añadiéndole arena al agua de perforación para que mantenga abiertas las redes de los millones de grietas abiertas creadas por los golpes de presión, y surfactantes para que laven y arrastren los hidrocarburos hasta el pozo vertical, y salgan por él hasta la superficie. Esa es una descripción sumaria de esa operación costosa y bastante contaminante llamada «fracking».
Un pozo de fracking típico es caro, de vida relativamente breve y rendimiento impredecible, propenso a voladuras de cabezal por surgencias intempestivas, y de yapa usa cien veces más volúmenes de agua que un viejo pozo vertical en una formación porosa y convencional. Y si al costo del petróleo en boca de pozo le añadís el de gestionar el agua de modo no contaminante, «Houston, we have a problem». En Vaca Muerta ese sobrecosto suele ser una externalidad: que se ocupe Magoya.
Si los bloques CAN tienen hidrocarburos, al parecer estarán en roca porosa explotable con pozos verticales «como los de antes», sin perforación horizontal ni mayor ayuda de fractura hidráulica. Por eso, toda la gente que habla de «fracking» en el mar está profiriendo solemnes gansadas: además de generar cantidades siderales de desechos líquidos en una zona donde la Argentina posee sólo el fondo, pero no la columna de agua, sería no sólo ilegal ante la CONVEMAR, la Convención de Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, sino carísimo. El petróleo, el más volátil de los «commodities» desde hace 49 años, ayer a precio negativo, hoy está en rampa ascendente. Pero todavía no se vende a precio de champagne.
Sin embargo, de fáciles o baratos los pozos de la CAN no tendrán nada, porque el Atlántico Sur es un ambiente bravo por vientos, corrientes y oleajes. Si se avanza con los pozos de explotación, la perforación de roca propiamente dicha empezará en fondos barrancosos, a 1500 metros de profundidad bajo la superficie del mar. Otros pozos empezarán a distintas cotas cada vez más bajas del talud continental, que es bastante empinado. Los más profundos empezarán a trepanar roca a 3500 metros de la superficie.
Impresiona bastante, pero eso no es exactamente el fondo marino: la llanura abisal se halla a entre 4500 y 5000 metros, pero no se ha explorado por hidrocarburos no sólo por costos, sino porque no pertenece a ningún estado: es internacional, terreno sujeto ante otros códigos de derecho más complicados.
Y ya la CAN abunda en complicaciones técnicas. Para llegar a las formaciones porosas de la CAN, probablemente haya que perforar casi 1500 metros más de sucesivas capas rocosas en el lecho marino hasta dar con la formación porosa que los geólogos llaman «trampa». Con la esperanza de que las trampas tengan petróleo y no agua. Por más que uno tenga estudios muy prolijos de sísmica, el saber adónde perforar es una tremenda timba, y se entra con fichas caras.
Hasta que no se encuentre hidrocarburos reales en la CAN, nadie puede contar con esa riqueza, y menos aún ponerla en números firmes: cuánto gas, cuanto petróleo, y de qué calidad. Tampoco puede saber cuáles serán los costos y tiempos de desarrollar la explotación de esta cuenca. Ni siquiera se puede decidir si ir adelante con la CAN o no.
Hoy los opositores al desarrollo de la CAN discuten apasionadamente sobre entelequias: la seguridad técnica de explotar un yacimiento tan difícil y caro, o el fundamento ético de hacerlo en la rampa de desastres climáticos causados por casi 3 siglos de quema de combustibles fósiles, o la racionalidad económica de sostener una explotación tan costosa cuando los precios de los hidrocarburos se han vuelto una montaña rusa cada vez más impredecible y brutal. ¿Y si bajan de golpe una década entera y toda esa inversión en equipamiento sofisticado se transforma en «stranded assets», activos varados, es decir pérdidas?
Esos debates tan apasionados pasan por alto lo central: las respuestas correctas, si las hay, son imposibles sin información CUANTITATIVA. Y se olvidan de que el pozo Argerich-1 es de exploración, no de explotación: busca información sobre recursos, no recursos: a los 60 días de perforado, se sella con cemento, y la data generada decidirá políticas nacionales y privadas, tanto inversiones como retiradas. Sólo ese pozo, dado que se perfora desde un barco carísimo y no desde una plataforma que da economías de escala, podría costar U$ 100 millones, y tal vez se necesiten varios agujeros más hasta saber los qués, los dóndes y los cuántos. Nadie va a poner un centavo de dólar en poner plataformas donde no haya al menos 300 millones de barriles asegurados. Para vender la piel del oso, antes hay que cazar al oso.
En el Presal, el gran yacimiento offshore brasileño, hubo que hacer 15 pozos exploratorios sin resultados hasta encontrar petróleo real, y pasó casi una década de inversión continua hasta que esa cuenca estuvo «en línea», desarrollada y en explotación. Los osos saben ser elusivos.
Felicitaciones a la gente de La Grappa, que lograron entrevistar a Néstor Bolatti, científico argentino con mucho kilometraje en el Presal brasileño y gerente de exploración offshore de YPF: estimados, mientras los demás corren tras las mojarritas, Uds. consiguieron a Moby Dick. Amigos, les cedemos el escenario:
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