Petróleo: el desafío del crudo pesado
Se calcula que las reservas de ese tipo de hidrocarburo podrían igualar la cantidad de crudo convencional de la provincia, pero su extracción y refinación es cara y por eso son pocas las inversiones. Igual, las proyecciones son positivas.
Según estimaciones de YPF y de la Dirección de Hidrocarburos de la provincia, el potencial de crudo pesado y extra pesado existente en el subsuelo de Mendoza es equivalente a todo el volumen de crudo convencional disponible en el territorio provincial.
Sin embargo, las inversiones para exploración, extracción y refinación de esa clase de petróleo son muy bajas y por ahora sólo el 7% de la producción anual de crudo que se extrae en Mendoza es pesado.
Según información aportada por el director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, en toda la provincia se extraen 4.560.000 m3 de petróleo al año y sólo 310.000 m3 pertenecen a la categoría de pesados. El área con mayor participación en esa clase de crudo es Cerro Fortunoso, con un volumen de 215.000 m3 de extracción anuales, seguido por LLancanelo (70.000 m3 por año) y Cajón de los Caballos (25.000 m3 por año).
En lo que respecta a las inversiones, los números muestran con claridad cómo las empresas petroleras priorizan las zonas con reservas de crudo liviano y dejan en un segundo plano las áreas de crudo pesado.
Estadísticas de la Dirección de Hidrocarburos indican que entre todas las empresas petroleras han invertido un total de U$S 2.426 millones entre 2011 y 2015 en Mendoza.
De ese valor, solo el 4,46% se concentró en tareas de perforación en las zonas productoras de crudo pesado (se perfora para explorar o extraer).
En el área de mayor protagonismo en esa clase de petróleo, Cerro Fortunoso, se invirtieron U$S 61,6 millones durante ese período, en Llancanelo se invirtieron U$S 42,4 millones (YPF tiene una participación de 61%, Petro Ap un 27% y Roch el 10% restante) y en Cajón de los Caballos U$S 4,2 millones.
En 2016 las inversiones de YPF en esas áreas petrolífera s continuaron, pero a un ritmo mucho menor que las zonas de crudo liviano. Un informe elaborado por la compañía indica que hasta julio de 2016, YPF ha desembolsado U$S 104 millones en el negocio de crudos pesados.
La mayor parte se destinó al Yacimiento Llancanelo (U$S 87 millones) y el dinero restante (U$S 14 millones) se utilizó para exploración de crudo pesado en otras áreas petrolíferas.
En total YPF ha perforado 27 pozos de petróleo pesado (23 horizontales y 4 verticales) y mantiene una producción de 1.500 barriles diarios de petróleo extra pesado a través de pozos horizontales de largo alcance en Llancanelo (único proyecto de crudo extra pesado produciendo en Argentina).
También se destinaron inversiones en otras zonas en las que se ha confirmado que hay crudo pesado disponible, pero siempre en pequeñas proporciones.
Entre 2011 y 2015 se desembolsaron U$S 174,3 millones en tareas de perforación en Chachahuén (70% pertenece a YPF, 10% a Emesa, 10% a Kilwer y 10% a Ketzal, (Vila-Manzano) y U$S 9,68 millones en Llancanelo R (el 100% pertenece a YPF). En ambos casos las inversiones estuvieron exclusivamente en manos de YPF, según la información de la Dirección de Hidrocarburos.
Además, Emesa y Medanito han invertido en tareas de exploración en estudios 3D en el área Lindero de Piedra.
Como se puede observar, el total de inversiones en crudo pesado y extra pesado no es comparable a los desembolsos que se realizan en la producción de crudo convencional. Para entender por qué las empresas hidrocarburíferas han destinado tan pocos recursos a un producto con tanto potencial, es necesario analizar cuatro variables: el escenario económico, el costo de producción, la calidad del crudo y la rentabilidad proyectada.
El escenario económico
La ausencia de grandes inversiones destinadas a la extracción y producción de crudos pesados y extra pesados evidencia la falta de interés por parte de las empresas hidrocarburíferas.
Hay dos grandes variables que hacen de la extracción de crudo pesado un negocio poco atractivo en la actualidad. Una de ellas es el elevado costo que implica trabajar con esa clase de petróleo en comparación a los crudos livianos y la otra es la caída del precio internacional del barril de petróleo.
El economista experto en hidrocarburos, Andrés Koleda, explicó lo referido a esa segunda variable.
“El barril de petróleo WTI cotiza actualmente a U$S 44,90 mientras que hace poco más de dos años había alcanzado un valor cercano a U$S 140”, comentó.
“Claramente el precio actual del crudo resulta mucho menos atractivo que el de algunos años atrás, lo que ha generado menos ganancias para las empresas hidrocarburíferas y ha desalentado el desembolso de inversiones dentro y fuera de la provincia”, continuó el economista.
No es un dato menor que en Argentina se paga el barril de petróleo a un valor mayor que el precio internacional (ronda los U$S 70), pero la diferencia no alcanza a compensar la baja atracción del negocio y la inestabilidad de la economía interna de los últimos años desalienta las inversiones en todos los rubros.
“Es muy difícil saber qué precio debe tener el crudo para que el negocio de extracción y refinación de petróleo pesado sea rentable, pero por el nivel de inversiones que se realizan actualmente, está claro que hoy los números no cierran”, continuó Koleda.
Costo más elevado
Un gran diferencial entre el crudo liviano y el pesado es el costo que demanda su utilización. El segundo es mucho más caro desde la extracción hasta la destilación, lo que lo hace mucho menos atractivo que el primero.
Son tantas las variables que intervienen durante la totalidad del proceso que resulta complicado determinar con precisión cuál es la diferencia en plata para uno y otro caso, pero un breve análisis sobre los puntos más importantes permite tener una idea de las diferencias que existen.
El ingeniero experto en petróleo, Pablo Maccari, explicó que existen dos clases de extracciones: las convencionales y las no convencionales. “Las convencionales son aquéllas que permiten extraer el petróleo a la superficie sin ninguna dificultad. Las no convencionales, en cambio, son las que demandan un mayor esfuerzo y mayor cantidad de recursos, lo que encarece la operación”, comentó.
Generalmente los problemas que se presentan tienen que ver con el nivel de dureza del petróleo y con la superficie inaccesible.
Es ahí donde se encuentra una de las mayores diferencias entre las distintas clases de crudo. El liviano se obtiene casi siempre por métodos de extracción convencionales, mientras que el pesado y el extra pesado dependen en la mayoría de los casos de métodos de extracción no convencionales.
Maccari señaló que en ambas clases de extracción se utiliza una bomba con sistema de rotación para la extracción. Lo que cambia es que “en las extracciones no convencionales se deben hacer perforaciones más complejas y se deben inyectar diferentes clases de químicos o vapor para ablandar el crudo”.
Se mostró de acuerdo el director de Hidrocarburos, Santiago Fernández Herrero, quien aseguró que “el crudo extra pesado de Mendoza se obtiene casi siempre por la inyección de vapor”.
De todas formas, el ingeniero Pablo Maccari aseguró que la mayor diferencia de costos entre el crudo liviano, el pesado y extra pesado no se encuentra en la etapa de extracción, sino en la refinación.
“Se debe pensar en el petróleo como una mezcla de combustibles. Dentro del crudo se puede encontrar nafta, gasoil y otros combustibles en diferente proporción. A la hora de convertir el petróleo en el producto final, se debe separar cada parte y luego llevar a cabo el proceso de destilación”, indicó el experto.
“El crudo pesado y extra pesado es mucho más difícil de separar y trabajar que el liviano, por eso su costo de tratamiento es mucho más elevado. Es tanta la diferencia, que en el contexto económico actual es más conveniente traer crudo liviano en barco desde Arabia Saudita y destilarlo en Argentina, que extraer el crudo pesado del territorio nacional”, aseguró.
Proyecciones positivas
Más allá del desfavorable escenario económico actual y el elevado costo que tiene el proceso completo de utilización de crudo pesado, las reservas de esa clase de petróleo, las expectativas a largo plazo son favorables para Mendoza.
El director de Hidrocarburos de Mendoza consideró que el futuro de la producción de petróleo en Mendoza estará en los petróleos pesados. “A medida que vayan disminuyendo las reservas de crudo liviano se irán remplazando por los crudos pesados. Por la capacidad proyectada para Mendoza en esa clase de petróleo, se puede pensar que el crudo pesado va a permitir mantener el promedio de extracción de 4.560.000 m3 anuales”, indicó.
“Está claro que todo el borde norte de la cuenca Neuquina, ubicado en Mendoza, tiene recursos de petróleo pesados y extra-pesados en gran cantidad. Si los datos exploratorios determinan que el crudo puede ser utilizado, se volverá un negocio atractivo en el tiempo”, opinó el funcionario.
Voceros de YPF también ven con buenos ojos el futuro del crudo pesado y extra pesado de Mendoza. Los representantes de la empresa estatal indicaron que hay varios factores a nivel mundial que mejoran las expectativas.
Entre ellos, mencionaron la reducción de los costos por la aparición de nueva tecnología para mejorar la recuperación de crudos pesados; el pico alcanzado en la producción de petróleo de yacimientos convencionales y los precios internacionales elevados registrados en la última década, aunque el valor haya caído en los últimos dos años.
El economista Andrés Koleda fue mucho más prudente a la hora de analizar el atractivo del negocio del crudo pesado.
“El negocio hidrocarburífero es completamente impredecible. Nadie vio venir la baja del precio internacional del barril de crudo y nadie puede saber qué va a pasar en 15 ó 20 años. Si sólo dependiera de la oferta y demanda sí podríamos confirmar el potencial del petróleo pesado, pero en este sector la incidencia de otras variables es fundamental, principalmente de la política”, indicó.
Qué son los crudos pesados
Para entender la diferencia entre crudos livianos, pesados y extra pesados, se deben considerar los “grados API” que tiene el petróleo en cuestión.
Esa unidad de medida, representa el nivel de densidad del crudo en cuestión. Mientas más bajo es el valor, mayor es la densidad y por tanto mayor es la dificultad para extraerlo.
El director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, explicó que por debajo de 10° API, el crudo es considerado extra-pesado; si el mismo está entre 10° y 22° API, es considerado pesado; de 23° a 29° es mediano y de 30° hacia arriba es liviano.
“Hay que tener en cuenta que el petróleo en Mendoza tiene en promedio unos 24°, mientras que el WTI (West Texas Intermediate) tiene 39°API, que es un crudo liviano”, aclaró el funcionario para explicar la situación.
Fuente: Mariano Zalazar
Según estimaciones de YPF y de la Dirección de Hidrocarburos de la provincia, el potencial de crudo pesado y extra pesado existente en el subsuelo de Mendoza es equivalente a todo el volumen de crudo convencional disponible en el territorio provincial.Sin embargo, las inversiones para exploración, extracción y refinación de esa clase de petróleo son muy bajas y por ahora sólo el 7% de la producción anual de crudo que se extrae en Mendoza es pesado.
Según información aportada por el director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, en toda la provincia se extraen 4.560.000 m3 de petróleo al año y sólo 310.000 m3 pertenecen a la categoría de pesados. El área con mayor participación en esa clase de crudo es Cerro Fortunoso, con un volumen de 215.000 m3 de extracción anuales, seguido por LLancanelo (70.000 m3 por año) y Cajón de los Caballos (25.000 m3 por año).
En lo que respecta a las inversiones, los números muestran con claridad cómo las empresas petroleras priorizan las zonas con reservas de crudo liviano y dejan en un segundo plano las áreas de crudo pesado.
Estadísticas de la Dirección de Hidrocarburos indican que entre todas las empresas petroleras han invertido un total de U$S 2.426 millones entre 2011 y 2015 en Mendoza.
De ese valor, solo el 4,46% se concentró en tareas de perforación en las zonas productoras de crudo pesado (se perfora para explorar o extraer).
En el área de mayor protagonismo en esa clase de petróleo, Cerro Fortunoso, se invirtieron U$S 61,6 millones durante ese período, en Llancanelo se invirtieron U$S 42,4 millones (YPF tiene una participación de 61%, Petro Ap un 27% y Roch el 10% restante) y en Cajón de los Caballos U$S 4,2 millones.
En 2016 las inversiones de YPF en esas áreas petrolífera s continuaron, pero a un ritmo mucho menor que las zonas de crudo liviano. Un informe elaborado por la compañía indica que hasta julio de 2016, YPF ha desembolsado U$S 104 millones en el negocio de crudos pesados.
La mayor parte se destinó al Yacimiento Llancanelo (U$S 87 millones) y el dinero restante (U$S 14 millones) se utilizó para exploración de crudo pesado en otras áreas petrolíferas.
En total YPF ha perforado 27 pozos de petróleo pesado (23 horizontales y 4 verticales) y mantiene una producción de 1.500 barriles diarios de petróleo extra pesado a través de pozos horizontales de largo alcance en Llancanelo (único proyecto de crudo extra pesado produciendo en Argentina).
También se destinaron inversiones en otras zonas en las que se ha confirmado que hay crudo pesado disponible, pero siempre en pequeñas proporciones.
Entre 2011 y 2015 se desembolsaron U$S 174,3 millones en tareas de perforación en Chachahuén (70% pertenece a YPF, 10% a Emesa, 10% a Kilwer y 10% a Ketzal, (Vila-Manzano) y U$S 9,68 millones en Llancanelo R (el 100% pertenece a YPF). En ambos casos las inversiones estuvieron exclusivamente en manos de YPF, según la información de la Dirección de Hidrocarburos.
Además, Emesa y Medanito han invertido en tareas de exploración en estudios 3D en el área Lindero de Piedra.
Como se puede observar, el total de inversiones en crudo pesado y extra pesado no es comparable a los desembolsos que se realizan en la producción de crudo convencional. Para entender por qué las empresas hidrocarburíferas han destinado tan pocos recursos a un producto con tanto potencial, es necesario analizar cuatro variables: el escenario económico, el costo de producción, la calidad del crudo y la rentabilidad proyectada.
El escenario económico
La ausencia de grandes inversiones destinadas a la extracción y producción de crudos pesados y extra pesados evidencia la falta de interés por parte de las empresas hidrocarburíferas.
Hay dos grandes variables que hacen de la extracción de crudo pesado un negocio poco atractivo en la actualidad. Una de ellas es el elevado costo que implica trabajar con esa clase de petróleo en comparación a los crudos livianos y la otra es la caída del precio internacional del barril de petróleo.
El economista experto en hidrocarburos, Andrés Koleda, explicó lo referido a esa segunda variable.
“El barril de petróleo WTI cotiza actualmente a U$S 44,90 mientras que hace poco más de dos años había alcanzado un valor cercano a U$S 140”, comentó.
“Claramente el precio actual del crudo resulta mucho menos atractivo que el de algunos años atrás, lo que ha generado menos ganancias para las empresas hidrocarburíferas y ha desalentado el desembolso de inversiones dentro y fuera de la provincia”, continuó el economista.
No es un dato menor que en Argentina se paga el barril de petróleo a un valor mayor que el precio internacional (ronda los U$S 70), pero la diferencia no alcanza a compensar la baja atracción del negocio y la inestabilidad de la economía interna de los últimos años desalienta las inversiones en todos los rubros.
“Es muy difícil saber qué precio debe tener el crudo para que el negocio de extracción y refinación de petróleo pesado sea rentable, pero por el nivel de inversiones que se realizan actualmente, está claro que hoy los números no cierran”, continuó Koleda.
Costo más elevado
Un gran diferencial entre el crudo liviano y el pesado es el costo que demanda su utilización. El segundo es mucho más caro desde la extracción hasta la destilación, lo que lo hace mucho menos atractivo que el primero.
Son tantas las variables que intervienen durante la totalidad del proceso que resulta complicado determinar con precisión cuál es la diferencia en plata para uno y otro caso, pero un breve análisis sobre los puntos más importantes permite tener una idea de las diferencias que existen.
El ingeniero experto en petróleo, Pablo Maccari, explicó que existen dos clases de extracciones: las convencionales y las no convencionales. “Las convencionales son aquéllas que permiten extraer el petróleo a la superficie sin ninguna dificultad. Las no convencionales, en cambio, son las que demandan un mayor esfuerzo y mayor cantidad de recursos, lo que encarece la operación”, comentó.
Generalmente los problemas que se presentan tienen que ver con el nivel de dureza del petróleo y con la superficie inaccesible.
Es ahí donde se encuentra una de las mayores diferencias entre las distintas clases de crudo. El liviano se obtiene casi siempre por métodos de extracción convencionales, mientras que el pesado y el extra pesado dependen en la mayoría de los casos de métodos de extracción no convencionales.
Maccari señaló que en ambas clases de extracción se utiliza una bomba con sistema de rotación para la extracción. Lo que cambia es que “en las extracciones no convencionales se deben hacer perforaciones más complejas y se deben inyectar diferentes clases de químicos o vapor para ablandar el crudo”.
Se mostró de acuerdo el director de Hidrocarburos, Santiago Fernández Herrero, quien aseguró que “el crudo extra pesado de Mendoza se obtiene casi siempre por la inyección de vapor”.
De todas formas, el ingeniero Pablo Maccari aseguró que la mayor diferencia de costos entre el crudo liviano, el pesado y extra pesado no se encuentra en la etapa de extracción, sino en la refinación.
“Se debe pensar en el petróleo como una mezcla de combustibles. Dentro del crudo se puede encontrar nafta, gasoil y otros combustibles en diferente proporción. A la hora de convertir el petróleo en el producto final, se debe separar cada parte y luego llevar a cabo el proceso de destilación”, indicó el experto.
“El crudo pesado y extra pesado es mucho más difícil de separar y trabajar que el liviano, por eso su costo de tratamiento es mucho más elevado. Es tanta la diferencia, que en el contexto económico actual es más conveniente traer crudo liviano en barco desde Arabia Saudita y destilarlo en Argentina, que extraer el crudo pesado del territorio nacional”, aseguró.
Proyecciones positivas
Más allá del desfavorable escenario económico actual y el elevado costo que tiene el proceso completo de utilización de crudo pesado, las reservas de esa clase de petróleo, las expectativas a largo plazo son favorables para Mendoza.
El director de Hidrocarburos de Mendoza consideró que el futuro de la producción de petróleo en Mendoza estará en los petróleos pesados. “A medida que vayan disminuyendo las reservas de crudo liviano se irán remplazando por los crudos pesados. Por la capacidad proyectada para Mendoza en esa clase de petróleo, se puede pensar que el crudo pesado va a permitir mantener el promedio de extracción de 4.560.000 m3 anuales”, indicó.
“Está claro que todo el borde norte de la cuenca Neuquina, ubicado en Mendoza, tiene recursos de petróleo pesados y extra-pesados en gran cantidad. Si los datos exploratorios determinan que el crudo puede ser utilizado, se volverá un negocio atractivo en el tiempo”, opinó el funcionario.
Voceros de YPF también ven con buenos ojos el futuro del crudo pesado y extra pesado de Mendoza. Los representantes de la empresa estatal indicaron que hay varios factores a nivel mundial que mejoran las expectativas.
Entre ellos, mencionaron la reducción de los costos por la aparición de nueva tecnología para mejorar la recuperación de crudos pesados; el pico alcanzado en la producción de petróleo de yacimientos convencionales y los precios internacionales elevados registrados en la última década, aunque el valor haya caído en los últimos dos años.
El economista Andrés Koleda fue mucho más prudente a la hora de analizar el atractivo del negocio del crudo pesado.
“El negocio hidrocarburífero es completamente impredecible. Nadie vio venir la baja del precio internacional del barril de crudo y nadie puede saber qué va a pasar en 15 ó 20 años. Si sólo dependiera de la oferta y demanda sí podríamos confirmar el potencial del petróleo pesado, pero en este sector la incidencia de otras variables es fundamental, principalmente de la política”, indicó.
Qué son los crudos pesados
Para entender la diferencia entre crudos livianos, pesados y extra pesados, se deben considerar los “grados API” que tiene el petróleo en cuestión.
Esa unidad de medida, representa el nivel de densidad del crudo en cuestión. Mientas más bajo es el valor, mayor es la densidad y por tanto mayor es la dificultad para extraerlo.
El director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, explicó que por debajo de 10° API, el crudo es considerado extra-pesado; si el mismo está entre 10° y 22° API, es considerado pesado; de 23° a 29° es mediano y de 30° hacia arriba es liviano.
“Hay que tener en cuenta que el petróleo en Mendoza tiene en promedio unos 24°, mientras que el WTI (West Texas Intermediate) tiene 39°API, que es un crudo liviano”, aclaró el funcionario para explicar la situación.
Fuente: Mariano Zalazar
Petróleo: el desafío del crudo pesado
Reviewed by Anónimo
on
9/18/2016
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