Facultad Integral del Chaco Carrera Ing. de Petróleo y del Gas Natural

Profesor: Carlos Miranda Peña Asignatura: Comercialización de HC

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA "GABRIEL RENÉ MORENO" FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO CARRERA DE INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL

ASIGNATURA: SIGLA:

COMERCIALIZACION DE HIDROCARBUROS PET 510

NIVEL:

NOVENO SEMESTRE

PROFESOR:

CARLOS MIRANDA PEÑA

Camiri, Marzo de 2013

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Facultad Integral del Chaco Carrera Ing. de Petróleo y del Gas Natural

Profesor: Carlos Miranda Peña Asignatura: Comercialización de HC

UNIDAD IV (PARTE I) ANALISIS DE LA PRODUCCION Y RESERVAS DE PETROLEO Y GAS NATURAL A NIVEL MUNDIAL    

Conceptos básicos y significado de las reservas Terminología y clasificación según los organismos reguladores Metodología y cálculo de las reservas Funcionalidad de las reservas

1. Conceptos básicos y significado de las reservas Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, es probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación. Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evoluciona.

2. Terminología y Clasificación según los organismos reguladores La terminología usada para la clasificación del petróleo y las diferentes categorías de reservas ha sido motivo de muchos estudios y discusiones por muchos años. Los intentos de estandarizar la terminología de reservas comenzaron por 1935 cuando el API (American Petroleum Institute) consideró la clasificación y definió varias categorías de reservas. Desde entonces la evolución de la tecnología ha proporcionado métodos de ingeniería más precisos para determinar los volúmenes de reservas y ha intensificado la necesidad de una nomenclatura mejorada para alcanzar consistencia entre los profesionales que trabajan con la terminología de reservas. Trabajando separadamente la SPE (Society of Petroleum Enginerers) y el WPC (Word Petroleum Congresses) produjeron conceptos similares para las definiciones de reservas, los que fueron dados a conocer a inicios de 1.987. Estas definiciones se han convertido en los estándares preferidos para clasificar reservas en la industria. Posteriormente se considero que ambas organizaciones podrían combinar las definiciones en un solo conjunto para que puedan ser usadas por la industria mundial. La mayor fuente de energía actualmente en el mundo es el petróleo y el mismo juega un papel preponderante en el continuo desarrollo de los países. Es importante para la planificación futura que los gobiernos y la industria tengan un estimado de las cantidades de petróleo disponible para la

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producción y cantidades que se espera estén disponibles dentro de un tiempo prudencial a través de desarrollo adicional de los yacimientos, avances tecnológicos o exploración. Para lograr la cuantificación, fue necesario adoptar una nomenclatura la cual consiste en estimar las cantidades actuales y futuras del petróleo que se espera pueda ser recuperado de los yacimientos. Dicha cuantificación se conoce como reservas. Las reservas se clasifican según el criterio en los siguientes: a) Según la Certidumbre de Ocurrencia; b) Las Facilidades de Producción y c) El Método de Recuperación: TABLA NO. 1. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS. CRITERIO

Certidumbre de Ocurrencia

Facilidades de Producción

Método de Recuperación

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS − Probadas − Probables − Posibles

− Probadas Desarrolladas − Probadas No Desarrolladas

− Primarias − Suplementarias

Clasificación de las reservas de acuerdo al grado de certidumbre de ocurrencia. Se clasifican en: las reservas se clasifican en RESERVAS PROBADAS, RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES.

Reservas Probadas Las Reservas Probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. El término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza o certidumbre mayor del 90%, de que las cantidades estimadas serán recuperadas. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas. El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados y pueden involucrar un promedio para determinado periodo que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones requeridos en el soporte de reservas.

Reservas Probables Las Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones

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económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito. En general las reservas probables pueden incluir: 1.- Reservas que se anticipan como probadas por perforación, pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas. 2.- Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área. 3.- Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado. 4.- Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido por una repetida aplicación comercial exitosa. 5.- Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente más alta que el área probada.

Reservas Posibles Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.

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Clasificación de las Reservas de Acuerdo a las Facilidades de Producción Reservas Desarrolladas Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión. En el caso de las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarrolladas únicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos para ello, sean considerablemente menores.

Reservas no Desarrolladas Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere un gasto relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones de producción y transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de recuperación primaria como recuperación secundaria y mejorada.

Clasificación de las reservas de acuerdo al método de recuperación 1. Reservas Primarias Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento. 2. Reservas Suplementarias Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

3. Metodología para el cálculo de las reservas Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos. El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos. MÉTODOS DETERMINÍSTICOS Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico. MÉTODO VOLUMÉTRICO Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos. Los estimados de reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos adicionales y disponibles de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios en las condiciones económicas. Las reservas no incluyen cantidades de petróleo mantenidos en inventarios y si se requieren para un reporte financiero, pueden ser disminuidas en el volumen correspondiente a uso propio o pérdidas por procesamiento.

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4. Funcionalidad de las reservas En el estado actual de los estudios realizados en economía de la energía, se puede aseverar que el petróleo cumple una triple función en la sociedad: como fuente de energía, como materia prima y como fuente de ingresos. En consecuencia, debido a esa triple función, el petróleo ha dado origen al nacimiento de una poderosa industria moderna, la industria petrolera, cuyos efectos sobre el resto de las actividades económicas de una sociedad, pueden ser calificados desde ya, como muy importante además, el petróleo (y el gas natural) cumple una segunda función como materia prima insustituible hasta ahora para la industria petroquímica, actividad económica que bien planificada y ejecutada puede ser muy importante en el parque industrial de una sociedad. En fin, adicionalmente y una vez comercializado, el petróleo representa una fuente de ingresos de primer orden en el concierto del comercio internacional, tradicionalmente distribuidos en diversas proporciones entre tres grandes grupos de actores en la industria: Estado petroleros, compañías petroleras y Estados consumidores.

4.1. El Petróleo como Fuente de Energía El petróleo (y habría necesidad de añadirle el gas natural), es antes de cualquier otra consideración de cualquier especie, una fuente de energía. Más del 85% del suministro mundial de petróleo es usado como combustible, ya sea en maquinas para producir potencia o en aplicaciones como combustión continua para producir calor. Se recuerda brevemente, para efectos de precisión nada más, que la noción de energía considerada en si misma, es una de las nociones más abstractas que existen, ya que bajo ella se comprende la suma de cierto número de componentes que disponen de poder calorífico diferente y cuyo rendimiento, al ser utilizados, es igualmente variable. El petróleo crudo cuyo poder calorífico promedio se ha estimado en 10.703 calorías por kilogramo, pero también al combustible pesado con 10.492.

4.2. El Petróleo como Materia Prima Además de ser fuente de energía, el petróleo es la materia prima de la industria petroquímica, rama de la industria química que emplea como materia prima los productos y subproductos del petróleo y del gas natural. A mediados de la década de 1920, los Estados Unidos, comenzaron a asociar el petróleo con la producción de productos químicos basados en la disponibilidad del gas de refinería, rico en hidrocarburos insaturados. Sin embargo, el crecimiento de la industria petroquímica estadounidense, solo ocurrió durante el periodo correspondiente a la segunda guerra mundial, debido en parte a la seguridad en el suministro de las materias primas y a la capacidad de las instalaciones disponibles y en parte de la demanda insatisfecha con fines bélicos: gasolinas para aviación, cauchos o gomas sintéticas y componentes básicos para la manufactura de explosivos. Al mismo tiempo, aparece el vocablo “petroquímica” en uno de los números de la revista semanal Oil and Gas Journal de junio de 1942. A partir de esa fecha, la industria petroquímica no ha cesado de desarrollarse fundamentalmente en Norteamérica, Europa y Japón, y en menor escala en el resto del mundo. Hoy día la industria petroquímica mundial produce una cifra cercana a los 120 millones de toneladas métricas anuales, cuya amplísima gama de productos, materias primas casi todos ellos, constituyen la base de varias familias de numerosos productos de elevados valor agregado, dándoles ventajas comparativas evidentes a los países que disponen de hidrocarburos en abundancia, como es el caso de Venezuela. Por otra parte, la cantidad de materia prima necesaria para la industria petroquímica, apenas si representa una pequeña parcela del uso de los hidrocarburos, entre 5 y 10%,

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a escala mundial. La principal categoría de los productos está representada por los plásticos y resinas, gomas o cauchos sintéticos, fibras sintéticas, solventes, detergentes y amoníaco, valiosa fuente de nitrógeno para la manufactura de fertilizantes. Por tanto, la petroquímica ha tendido a concentrarse en complejos integrados que, convenientemente planificados, ejecutados y gerenciados pueden ennegrecer provechosamente los cuadros de la matriz interindustrial de un país.

4.3. El Petróleo como fuente de ingresos Una vez comercializado para ser utilizado como fuente de energía y como materia prima, el petróleo representa una fuente de ingresos muy importante en el comercio internacional. Piénsese solamente, para darse alguna idea de esa magnitud que, diariamente se producen en el mundo una cantidad vecina a los 1150 millones de barriles de petróleo, cuyo precio promedio oscila, hoy, alrededor de los US$ 100 por barril y el gas alrededor de 3.7 por MM de BTU. Por supuesto, la magnitud pensada seria mucho mayor si se desagregara el petróleo en crudo y productos del petróleo. Estos ingresos se han distribuido tradicionalmente en diversas proporciones entre tres grandes grupos de actores o agentes que participan en el mercado petrolero mundial: las Compañías Petroleras, Estados Petroleros y Estados Consumidores de petróleo.

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LECTURAS RELACIONADS SOBRE EL TEMA La demanda mundial de petróleo alcanzará un máximo histórico este año La demanda mundial de petróleo alcanzará un máximo histórico este año, según ha afirmado hoy la Agencia Internacional de la Energía (AIE), revisando al alza sus estimaciones de consumo a medida que la economía global se recupera de la recesión. El organismo, con sede en París y que asesora a las economías industrializadas, calcula ahora que el consumo alcanzará un promedio de 86,60 millones de barriles diarios este año, frente a los 84,93 millones de 2009, cuando el sector registró un descenso en la demanda que no se había visto desde 1982. El récord previo para la demanda mundial de petróleo fue de 86,5 millones de barriles diarios en 2007, antes de la crisis financiera y la desaceleración económica mundial que llevó a los productores de crudo a sufrir un año después la primera caída en la demanda en 25 años. "Hay muestras de que la demanda de petróleo está subiendo en América del Norte y el Pacífico, Asia y Oriente Próximo aunque el consumo en Europa aún parece débil", ha asegurado a Reuters David Fyfe, jefe de la división de industria petrolera y mercados de la AIE. El informe ha alterado poco la cotización del barril en los mercados, donde los precios del petróleo operaban mayormente estables. El barril de petróleo Texas, de referencia en EE UU, para entrega en mayor se pagaba a 83,63 dólares, 71 centavos por debajo del cierre de ayer. La AIE apunta en ese apartado que los precios del crudo, que tocaron su nivel más alto de los últimos 18 meses la semana pasada en torno a los 87 dólares, se han situado por encima del rango de 60 a 80 dólares por barril que la OPEP y muchos países industrializados ven como ideal, tanto para productores como consumidores. Por ello, la agencia ha advertido de que los precios podrían obstaculizar el crecimiento económico mundial si se permite que suban demasiado.

AIE y OPEP revisan al alza la proyección de demanda mundial de crudo en 2011 PARÍS — La Agencia Internacional de Energía (AIE) y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) volvieron a revisar al alza sus proyecciones de demanda mundial de crudo para 2011, en sus informes mensuales publicados este jueves. En momentos en que el barril de crudo superaba momentáneamente, a fines de enero, la barrera simbólica de los 100 dólares, debido a la contestación en Egipto, la AIE advirtió de nuevo que el mantenimiento de precios elevados podría influir en la recuperación mundial. La influencia del petróleo sobre la economía mundial "podría aproximarse en 2011 a niveles que en el pasado han coincidido con una marcada desaceleración del ritmo económico", estiman los autores del informe. Por quinto mes consecutivo, la AIE, que representa los intereses de los países industrializados, revisó al alza su estimación de la demanda mundial de petróleo en 2010, así como su previsión para este año, a 87,8 y 89,3 millones de barriles diarios (mbd), respectivamente. El consumo aumentó el año pasado en 2,8 mbd con respecto a 2009 (+3,3%), año de la crisis, es decir más o menos 120.000 barriles diarios más de lo previsto en el último informe. Para 2011, las previsiones de la agencia son revisadas en alza en las mismas proporciones y cuentan con un aumento de 1,5 mbd con respecto a 2010 (+1,7%).

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Un repunte más importante que lo esperado en América del Norte, pero sobre todo una demanda mayor en Asia, y fundamentalmente en China, explican estas cifras. El consumo chino "batió un nuevo récord en diciembre (10,4 mbd)", con un alza de 12,2% en 2010 con respecto al año precedente, "es decir más de un tercio del aumento de la demanda mundial", según. el informe. Por su parte, la OPEP apuesta ahora por una demanda de oro negro de 87,7 millones de barriles diarios en 2011, una cifra revisada al alza en 0,4 mbd. EVOLUCIÓN CONSUMO PETRÓLEO

EVOLUCIÓN PRECIOS DEL PETRÓLEO 1994 - MARZO DE 2008

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¿Cuánto

petróleo

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queda

en

el

mundo?

Al ritmo actual de consumo mundial las reservas se agotarían hacia el año 2043. Esta pregunta despierta periódicamente el interés del ciudadano y más aún cuando una crisis como la de Irak salta a los medios de comunicación. Según diversos estudios, en 2002 quedaban en el mundo entre 990.000 millones y 1,1 billones de barriles de crudo por extraer. Esto significa que al ritmo actual de consumo mundial estas reservas se agotarían hacia el año 2043, fecha que podría ser más cercana si el consumo de energía aumentara, como se prevé que ocurra por parte de los países en vías de desarrollo. Sin embargo, estas previsiones no incluyen el hallazgo de nuevos pozos o la posibilidad de extraer petróleo de zonas que en la actualidad son consideradas reservas naturales y, por lo tanto, no perforables. La dependencia del petróleo de nuestra sociedad queda patente con el siguiente dato: en 1880 la producción mundial, localizada casi por completo en Estados Unidos, era inferior al millón de toneladas. Hoy, la producción supera los 3.500 millones de toneladas. ¿Por qué sube el precio del petróleo? La razón principal hay que buscarla en el tradicional juego de la oferta y la demanda. Al tratarse de una energía agotable cuyo consumo es más intensivo en momentos de boom económico, la demanda presiona sobre la oferta y sube los precios. A la ley del mercado hay que añadirle la presión de los países miembros de la OPEP, que reducen o aumentan la producción de crudo según sus intereses. Y para complicar más la comprensión del mercado de este combustible, deviene fundamental seguir de cerca la fluctuación del dólar: en esta moneda cotiza el crudo y con ella se expresa el valor del barril. RESUMIENDO

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13-4-2010

87 mbd

84 $

11-2-2011

89 mbd

100 $

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Consumo anual = 89 mbd x 365 días/ año = 32.485 mb/ año

Reservas (año 2002) = 1.000.000 mb / 32.485 mb /año = 30,7 años

Efectivamente las reservas mundiales pueden agotarse en 2043, no es alarmista ni difícil de calcular, los datos están ahí a la vista de todos, probad a hacer la búsqueda vosotros mismos y llegaréis a resultados similares, pero ¿qué precio tendrá el barril mucho antes de que llegue a agotarse según la ley de la oferta y la demanda?

América tiene las mayores reservas de gas-pizarra Por Elizabeth Arrázola - Los Tiempos - 20/05/2012 

EEUU Una plataforma de perforación de gas no convencional en un yacimiento ubicado en Estados Unidos. Este país cubre su demanda con este tipo de hidrocarburos. - Los Tiempos | Usuario

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Santa Cruz | Los Tiempos El descubrimiento y desarrollo de la producción de gas y petróleo de reservorios no convencionales en Estados Unidos ha abierto un nuevo ciclo en la historia de la producción de hidrocarburos del mundo y ha reconfigurado el panorama energético de muchos países de la región. Los expertos en hidrocarburos señalan que la producción de gran parte de los pozos tradicionales de América Latina está en fase de declinación y que esta nueva opción hace renacer la esperanza en el sector energético de Latinoamérica. El informe de la Agencia Internacional de Energía (AEI) de 2011 reporta que Sudamérica y África, además de Rusia, son los continentes y el país que tienen un gran potencial en reservorios no convencionales o de gas pizarra (shale-gas). En América Latina, Argentina tendría 6.037 TCF, Brasil 3.550 TCF, Perú 2.398 TCF y Bolivia 1.513 TCF. El gas de esquisto, también conocido como gas pizarra y también llamado en inglés como "shale gas", es una forma de gas natural que se extrae de terrenos donde abunda el esquisto. El gas se encuentra en los esquistos arcillosos sedimentarios, aunque el interior rocoso del esquisto presenta baja permeabilidad. Por ende, para la extracción comercial de dicho gas, es necesario fracturar la roca hidráulicamente El presidente de YPFB, Carlos Villegas, ha informado que el próximo año vendrá a Bolivia una empresa para evaluar el potencial de hidrocarburos no convencionales del país, aunque ya se sabe que la zona del Chaco, Los Monos, es la región que tiene gas pizarra. El país con mayor reservas Argentina es la gran sorpresa en el continente. El director Adjunto de Exploración Internacional de YPF S. A. Argentina, Francisco Dzelalija, ha revelado que en Vaca Muerta se ha conseguido producir shale gas en cantidades superiores a las logradas en Estados Unidos. Según el ejecutivo, Argentina es una potencia en shale-gas y en YPF están pensando en replicar lo que está sucediendo en Estados Unidos con la explotación de reservorios no convencionales. Según el reporte de EIA, el vecino país tendría el 12 por ciento de todas las reservas del mundo, lo que lo ubica como la nación con más reservas de shale gas y shale oil de la región. Dzelalija dijo, en el II Congreso Internacional, que se realizó en Santa Cruz en días pasados, que YPF es una compañía pionera en la explotación de shale oil y shale gas, y que cree que en el futuro se podrá mostrar que el verdadero potencial está más en petróleo, sobre todo por los costos y el valor del producto en la región. El ejecutivo también afirmó que en la explotación de gas-pizarra se debe realizar entre 3 a 4 fracturas por pozo y se tiene que invertir alrededor de 1.500 barriles de agua y 500 mil libras de arena, además de alta tecnología. Tecnología en Vaca Muerta El ejecutivo de YPF explicó que, en el reservorio de Vaca Muerta, el petróleo se encuentra en la roca y es a partir de ella que es expulsada para migrar. “Nosotros sabemos, por distintas pruebas que hemos hecho y por resultados en distintas partes del mundo, particularmente en EEUU, que entre el 40 y 70 por ciento de los hidrocarburos permanecen dentro de la roca sin ser expulsados”. Asimismo dijo que esa roca porosa puede hacerse permeable con la aplicación de tecnología y producir petróleo. “De hecho, en EEUU, este tipo de rocas están siendo desarrolladas con un tremendo éxito”. El ejecutivo de YPF dijo que Vaca Muerta es uno de los reservorios no convencionales que ha sido estudiado en Argentina, en base al informe que realizó la Agencia Internacional de Energía que revela un estudio de todas las cuencas del mundo que tienen shale gas. Según el EIA, Argentina sería la tercera potencia en recursos de shale gas a nivel mundial y se estima que los recursos de gas no convencional tienen un nivel igual a todo el gas convencional evaluado.

¿Qué podemos esperar del shale gas en Argentina? - Nosotros estamos en una etapa muy primaria. Hemos terminado de investigar una de las cuencas. Nos hemos encontrado con resultados muy satisfactorios, pero recién estamos en una etapa incipiente de desarrollo. Uno dice, tenemos el recurso y nos preguntamos qué podemos esperar.

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Lo que ocurrió en Estados Unidos con el shale gas es que desde que se descubrió se empezó a trabajar en él. De 2007 a hoy, la previsión de producción de gas en EEUU ha subido considerablemente y ha pasado de ser un país dependiente a autoabastecerse de hidrocarburos. La producción de gas, debido al shale gas, va aumentar tremendamente la producción de hidrocarburos. Yo creo que empezarán a exportar el gas… si es que no lo hicieron ya. La nueva previsión de hidrocarburos en norteamérica es superior al millón de barriles por día, lo cual ha hecho cambiar sustancialmente las perspectivas de muchas compañías en muchos países en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL). A nosotros en Argentina nos pasó lo mismo, el shale asociado al gas tiene una importante cantidad de líquido y tal es así que por ahí en EEUU, con los valores que tenían de gas, eso era por sí solo rentable, pero en otros lugares, puede ser necesario tener una producción de líquido (petróleo) para tener una producción rentable que esté asociada al gas.

¿Cómo fue que descubrieron el yacimiento de Vaca Muerta? Cuando vimos lo que estaba ocurriendo en EEUU, pensamos en YPF, no tendremos nosotros algo parecido. Y, bueno, empezamos a estudiar las distintas cuencas y vimos que la mayor factibilidad estaba en la cuenca neuquina en las cuencas cuyana y la del golfo. Nos decidimos a realizar los trabajos con mayor detalle en Vaca Muerta porque viendo los perfiles y los datos de pozo que había en EEUU, estos yacimientos de shale, se asemejaban bastante con los de norteamérica. Entonces nos tomamos dos años de la evaluación del potencial de la cuenca neuquina para Vaca Muerta.

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