(Nota: este artículo refleja opiniones personales del autor).
Cuando intentamos hacer un diagnóstico y pronóstico de la industria petrolera local e internacional es muy común caer en la tentación de fijar posicionamientos binarios y hacer uso de correlaciones espurias, tanto para explicar situaciones/condiciones pasadas o presentes como para identificar los pasos a seguir en el futuro. La industria petrolera no es binaria. Los seres humanos, quizás por temas biológicos, sociales y/o mediáticos tendemos a promover el uso de “confrontaciones binarias” para describir y/o analizar situaciones, y hasta arriesgar explicaciones pseudo-científicas: Upstream vs Downstream, Oil vs Gas, Onshore vs Offshore, Convencional vs No Convencional, Boca Juniors vs River Plate, Oficialista vs Opositor, Neuquén vs Comodoro Rivadavia, Diesel vs Nafta, Caja Manual vs Automático….
En estadística, una correlación espuria es una situación en donde dos o más variables de medidas se creen estadísticamente relacionadas pero no tienen ninguna relación de causalidad entre ellas. En otras palabras, una correlación espuria es una relación matemática entre hechos/situaciones que dan la impresión de la existencia de un vínculo apreciable entre dos grupos, pero que demuestran ser inválidos al examinarse en forma lógica y factual.
Día a día nos encontramos con estos posicionamientos binarios enlazados con correlaciones espurias que intentan simplificar explicaciones, análisis y ensayos que –en su gran mayoría- requieren de técnicas y expresiones mucho más complejas.
Sirva este preámbulo para sustentar mi opinión y visión personal sobre el panorama petrolero y un arriesgado pronóstico sobre el futuro energético.
PANORAMA PETROLERO
A nivel internacional, el aumento continuo de la población mundial presenta un mar llenos de desafíos para la industria energética, y Argentina no está aislada en esta situación. Aun tomando en consideración las iniciativas de eficiencia energética, las cuales todavía están en una etapa temprana en Argentina y algo más avanzadas en otras latitudes -aunque en general todavía con mucho recorrido-, se espera que la demanda global de energía aumente aproximadamente 30% en los próximos 20 años. Obviamente se descuenta que todas las acciones tendrán siempre al respeto por el medio ambiente como factor crítico de decisión.
Esta transición requerirá que todos los proveedores de energía desarrollen y evolucionen sus negocios maximizando el uso de nuevas tecnologías, haciendo que la industria sea más resiliente y eficiente, tanto medioambientalmente como económicamente.
Lo importante para un país es explotar efectivamente (eficaz y eficientemente) sus recursos energéticos. Sin una intervención directa del Papa Francisco, Argentina ha tenido la bendición geológica de contar con recursos hidrocarburíferos en todas estas dimensiones “binarias”:
Petróleo y gas
Convencional y no convencional
Onshore y offshore
Campos en desarrollo y campos maduros
Horizontes productivos someros
y profundos
Petróleos livianos y petróleos pesados
Gas seco y gas rico
Existen definiciones técnicamente aceptadas para poder encapsular cada uno de los elementos recién indicados, pero aun así el debate está presente en varios sectores.
Está bien hacer este posicionamiento por motivos descriptivos, pero es bueno tener presente que dentro de cada uno de estos elementos binarios existen una gran cantidad de otras variables que requieren un análisis profundo y complejo para poder proponer acciones de mejora.
NO CONVENCIONAL
Existen desarrollos tecnológicos que han permitido avanzar en este sector en forma significativa en tiempos recientes, valiendo como ejemplo las mejoras en diferentes técnicas de construcción y completación de pozos en yacimientos no convencionales de USA y Canadá inicialmente, con un despliegue mundial posterior.
Sin embargo existen tecnologías y procesos que sólo son aplicables a cierto tipo de ambientes con varias condiciones de borde en cuanto al subsuelo y superficie (ingenieriles, sociales, políticas, económicas y ambientales).
Decir que el éxito del boom “no convencional” en USA es debido a la perforación de pozos horizontales y a la realización masiva de estimulaciones hidráulicas es una simplificación con muchos puntos para discutir. No es mi propósito debatir este tópico en estas líneas; pero son muchos los factores que impactan el desarrollo exitoso de un yacimiento no convencional, comenzando por las características del subsuelo y de los hidrocarburos en el mismo, el costo de los pozos y facilidades de superficie, la disponibilidad de mano de obra apropiada, la logística necesaria para el completamiento intensivo, el tratamiento y la evacuación de los fluidos, los marcos contractuales con los varios superficiarios, claridad y estabilidad en los marcos regulatorios, etc.
Los factores clave de éxito en un yacimiento en Eagle Ford pueden ser (y en general lo son) muy diferentes a los de otras cuencas como Marcellus o Niobrara o Permian. Dentro de una misma cuenca productora, es muy común observar desarrollos igualmente exitosos aun con grandes diferencias operativas y logísticas uno del otro.
Creo también conveniente mencionar que las perforaciones horizontales y las estimulaciones hidráulicas no fueron “inventadas” en los últimos 10 años. Estas técnicas fueron utilizadas en la industria muchos años atrás, teniendo los primeros registros del uso de perforaciones direccionales y fracturas hidráulicas a inicios y mediados del siglo XX.
OFFSHORE
Las operaciones costa afuera también están recorriendo caminos similares con un foco adicional en temas HSE (Health, Safety and Environment) a partir del trágico incidente de Macondo en el Golfo de México (2010).
El uso de drillships (barcos de perforación auto-propulsados) de última generación ha sido un punto de inflexión en la historia de las exploraciones y desarrollos costa afuera. Estos drillships poseen características técnicas que permiten la realización segura y precisa de actividades simultáneas, así como la incorporación de tecnologías para la efectiva construcción, completación e intervención de pozos DW (Deepwater, con láminas de agua > 500 m) y UDW (Ultra-Deepwater, con láminas de agua > 1500 m). Pero hacer una simplificación y una generalización de esto, carece del sustento técnico apropiado y de validez en todos los ámbitos costa afuera. Iniciativas de estandarización de diseños y materiales, optimización de inventarios y eficiencia en el proceso de abastecimiento han también tenido su importante contribución en esta transición.
CAMPOS MADUROS
La definición de un campo maduro en general se asocia con una percepción de poco futuro y escaso potencial remanente. La antigüedad de los yacimientos y facilidades, el alto corte de agua y un alto factor de recobro también puede erróneamente ser vinculada a dicha definición.
La SPE (Society of Petroleum Engineers) propone los siguientes parámetros para definir la madurez de los campos:
Factor de agotamiento
(Producción acumulada/EUR) > 75%
Relación Agua-Petróleo.
Producción promedio por pozo
Antigüedad de las instalaciones
Existen hoy en día en Argentina y en Latinoamérica campos petroleros que están en etapas de producción ininterrumpida desde inicios del siglo XX.
La utilización de técnicas de EOR / IOR (Enhanced Oil Recovery/Improved Oil Recovery) como la recuperación asistida con agua, polímeros y CO2, el uso de equipos y herramientas para intervenciones de optimización de producción o control de agua/arena, el uso de técnicas innovadoras de levantamiento artificial –entre otras cosas- han permitido explotar y seguir operando este tipo de campos con altos estándares económicos, operativos y ambientales.
EFICIENCIA Y EFICACIA
Si hay algo que se puede destacar como punto común de todos estos segmentos de la industria petrolera es la ‘mejora en la Eficiencia’.
No tengo dudas que la evolución positiva de la industria hidrocarburífera está muy vinculada a los desarrollos tecnológicos y a sus variadas aplicaciones en todos los segmentos de la misma. Este artículo no pretende ser una descripción de los varios hitos tecnológicos de la industria, para lo que existen innumerables fuentes donde consultarlos, sino poner foco en el mensaje de que estos avances tecnológicos están en su gran mayoría orientados a la ‘mejora de la Eficiencia’.
Creo conveniente repasar las siguientes definiciones sobre el tema:
Eficacia es la capacidad de lograr un efecto deseado, esperado o anhelado. En cambio, Eficiencia es la capacidad de lograr ese efecto en cuestión con el mínimo de recursos posibles o en el menor tiempo posible.
La Efectividad es la unión de Eficiencia y Eficacia, es decir busca lograr un efecto deseado, en el menor tiempo posible y con la menor cantidad de recursos.
Desde la lógica financiera, no todas las empresas son igual de Eficientes en cuanto a sus inversiones y desembolsos. Existe un gran abanico de empresas con varias Líneas de Eficiencia, dependiendo de los marcos de financiamiento, estructura de costos y capital, de posicionamientos de mercado y de sus atributos operativos & organizacionales.
‘Mejora en la Eficiencia’ es el vector que debe guiar a la industria en el recorrido por estos tiempos modernos de la digitalización y análisis de datos, energías renovables, el acuerdo de Paris sobre el cambio climático (2016), bajos precios del petróleo y gas, Flujo de Caja Libre, Breakeven, etc.
La ecuación de Albert Einstein permitió armas de destrucción masiva pero también los viajes espaciales y un mejor entendimiento del mundo. Me permito utilizar dicha ecuación alrededor de la Eficiencia (E):
E = MC2
Donde E = Eficiencia
M = Mano de Obra
C2 = CxC = Creatividad x Capacidades
FUTURO
Sin duda, en cualquiera de los segmentos de la industria mencionados arriba, la unidad básica de valor se llama Pozo, que es ni más ni menos el conducto por el cual los seres humanos en la superficie del planeta accedemos a los hidrocarburos del subsuelo para poder procesarlos, refinarlos y volcarlos a satisfacer la creciente demanda energética mundial.
Los progresos en la construcción, completación, mantenimiento y abandono de pozos han sido notables en el pasado, sin embargo estamos frente a un campo muy fértil para continuar innovando y mejorando.
La perforación rotaria de pozos (Rotary Drilling) fue utilizada en la perforación del pozo Spindletop en Texas en 1901, cuando el capitán Anthony Lucas y Patillo O’Higgins la aplicaron en aquellos remotos tiempos en contraposición del método de percusión por cable (Cable Drilling). En 1925 la perforación rotaria fue mejorada con el uso del motor Diesel, y recientemente una nueva mejora vino a partir de la introducción de motores eléctricos para ciertas aplicaciones.
Sin embargo, es notable ver que la perforación rotaria lleva más de un siglo con el mismo concepto físico y dinámico. Veo muchas chances que la próxima mejora significativa en la industria venga de las técnicas de perforación de pozos.
Me atrevo a decir que el futuro de la perforación de pozos de petróleo y gas no se parecerá en nada al presente: varios científicos imaginan rayos Láser de alta potencia, no trépanos, penetrando en los pozos en minutos/horas versus días. Visualizan nano-computadoras que pudieran ser inyectadas como granos de arena en los reservorios para definir parámetros físicos y químicos y activar dispositivos de optimización de producción e inyección. Contemplan realizar la producción de hidrocarburos a través de técnicas de minería de alta profundidad utilizando robots autónomos.
Un pozo promedio en el norte argentino tiene un tiempo promedio de perforación de aproximadamente 1 año (!). Si pudiésemos perforar dicho pozo en 2-3 días, es fácil imaginar las significativas mejoras de eficiencia que se podrían lograr, y el consecuente aumento de la cantidad de pozos y por lo tanto de la productividad.
En varios campos petroleros actuales (tanto convencionales como no convencionales) la cantidad de agua producida junto con el petróleo es significativa y en campos de alta madurez puede llegar al 90-95% del fluido total. En una gran cantidad de casos, el agua producida es utilizada para la reinyección y la mejora del factor de recobro a través de un desarrollo de recuperación secundaria; sin embargo existen varios otros campos en Argentina y Latinoamérica donde el agua producida es tratada para luego ser vertida en cursos naturales o reinyectada en formaciones receptoras sin objetivos productivos. No tengo dudas que, con las tecnologías adecuadas, se podrá hacer mucho más ‘eficiente’ este proceso con relevantes optimizaciones de infraestructuras, procesos y costos, además de la relacionada reducción de pasivos ambientales.
CONCLUSION
Claramente, la evolución de la industria petrolera en Argentina y en el mundo ha tenido una aceleración en los últimos tiempos, la cual se ha reflejado en el acceso a mayores recursos y reservas, en los desarrollos de yacimientos no considerados ni imaginados en el pasado, y en el aumento continuo de la oferta de hidrocarburos.
Nuestro rol como líderes energéticos es el de “Inventar el futuro“; un futuro que necesita de nuestra intervención para generar los resultados extraordinarios que la sociedad demanda. Estos resultados no se producirán si no actuamos. Requieren la participación activa de todos y cada uno de los actores de esta industria, sin excepción.
Sólo así tendremos una industria sustentable con un óptimo equilibrio entre la generación de valor y un prioritario respeto por el medio ambiente y las comunidades donde la industria se vincula.