Petróleo y Gas - Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación

ANÁLISIS
TECNOLÓGICOS
Y PROSPECTIVOS
SECTORIALES
Petróleo y gas
Responsable: Roberto Kozulj
FEBRERO 2016
AUTORIDADES
■
Presidente de la Nación
Ing. Mauricio Macri
■
Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva
Dr. Lino Barañao
■
Secretario de Planeamiento y Políticas en Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva
Dr. Miguel Ángel Blesa
■
Subsecretario de Estudios y Prospectiva
Lic. Jorge Robbio
■
Director Nacional de Estudios
Dr. Ing. Martín Villanueva
RECONOCIMIENTOS
Los estudios sobre complejos productivos industriales fueron coordinados por el Dr.
Juan Santarcángelo y asistidos por el Lic. Martín Kalos. La supervisión y revisión de
los trabajos estuvo a cargo del equipo técnico del Programa Nacional de Prospectiva
Tecnológica (Programa Nacional PRONAPTEC) perteneciente a la Dirección Nacional de
Estudios del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva:
Lic. Alicia Recalde.
■ Lic. Manuel Marí.
■ Lic. Ricardo Carri.
■ A.E. Adriana Sánchez Rico.
■
Se agradece a los diferentes actores del sector gubernamental, del sistema científicotecnológico y del sector productivo que participaron de los distintos ámbitos de consulta del Proyecto. No habría sido posible elaborar este documento sin la construcción
colectiva de conocimientos.
Por consultas y/o sugerencias, por favor dirigirse a [email protected]
El contenido de la presente publicación es responsabilidad de sus autores y no representa la posición u opinión del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva.
El estudio se realizó entre entre octubre de 2012 y abril de 2013.
COMPLEJO PETRÓLEO Y GAS
INTRODUCCIÓN
El objetivo central del documento es elaborar un análisis de prospectiva tecnológica
en el complejo de la industria de los hidrocarburos.
Para ello se describen, por una parte las cadenas de petróleo y gas natural
atendiendo a sus eslabones principales y encadenamientos con otros subsectores
del sector energético, el estado actual de dichas tecnologías, el carácter
multiproducto de la industria petrolera y sus características respecto a intensidad de
capital, plazo de maduración de las inversiones, tipología de proveedores y otros
aspectos relevantes para el estudio.
Por otra parte, se presentan los resultados de la investigación realizada acerca de la
prospectiva tecnológica para el sector de las industrias del petróleo y del gas a escala
mundial identificadas para los próximos 25 años hasta donde a la fecha es posible
identificar los mayores desafíos que se enfrentan a escala mundial, regional y
nacional.
Finalmente se extraen algunas conclusiones cuyo principal objetivo es identificar las
áreas de conocimiento y experticia necesarias y existentes, a fin de contribuir desde
el conocimiento al desarrollo de esta importante y compleja industria.
1. PROCESOS PRODUCTIVOS Y TECNOLOGÍAS ACTUALES
Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de cuatro etapas principales, en las
cuales se explora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye.
Como se puede apreciar en la figura 1, cada etapa supone a su vez una serie de
actividades.
Por otra parte la industria de los hidrocarburos produce principalmente distintos
combustibles que son esenciales para la generación de electricidad mediante
distintas tecnologías de producción térmica (centrales a vapor, ciclos combinados,
turbo diésel, turbo gas y motores a diésel);el abastecimiento de usos calóricos en
industrias (hornos, calderas, fraguas, etc.), en hogares, comercios y servicios (para
satisfacer necesidades de cocción, calentamiento de agua y acondicionamiento de
ambientes) y, fundamentalmente, en usos de todo tipo de transporte carretero,
fluvial, aéreo y ciertas modalidades de ferrocarril, como así también para movilizar
maquinaria agrícola y de la construcción.
Asimismo, la industria es proveedora de insumos para la petroquímica: bencinas,
etano, aromáticos, parafinas y asfaltos son también derivados de hidrocarburos
líquidos y gaseosos y productos de uso final o intermedio en industrias químicas,
farmacéuticas, de plásticos y envases entre otros. El vínculo se entrama con
numerosos productos finales de uso cotidiano sea en bienes durables o no.
Por consiguiente, esta industria produce productos finales e intermedios -de muy
difícil sustitución en algunos casos- los cuales son altamente estratégicos para el
funcionamiento de un sistema productivo moderno configurado físicamente en
distintos espacios urbanos interconectados.
En cuanto a la organización de la industria los operadores pueden conformar cadenas
integradas (ej. cuando la compañía explora, explota, refina y comercializa), o bien
conglomerados energéticos que incluyen también actividades como participación en
transporte y distribución de gas, generación y transporte de electricidad. Puede haber
empresas que sólo participen en uno o dos de los eslabones o bien en todos. Esta
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separación puede darse dentro de un país y sin embargo estar integradas a escala
global con distinto peso de cada empresa en cada eslabón a escala global.
Así al carácter de estratégica, se agrega el de multiproducto, multiservicio y, en
particular, el de extrema complejidad de esta industria, la mayor dentro del sector
energético por su importancia económica y de centro neurálgico del sector
productivo.
Figura 1- Esquema de etapas y actividades principales en la industria del petróleo y
Etapa
Upstream
Principales
Actividades
Industria del Petróleo
 Exploración – sísmica y
perforación
 Perforación - cementación,
perfilaje, entubamiento
 Extracción - mantenimiento
del pozo
 Tratamiento del petróleo:
separación de gases,
deshidratación
Midstream
Transporte del crudo a las
refinerías o puertos de
embarque, por:
- vía terrestre (camión,
ferrocarril)
- vía marítima
- oleoducto
Downstream
Comercialización
Refinación del petróleo crudo Mercado interno
- Destilación primaria o
- petróleo crudo
topping
- productos derivados del
- Procesos secundarios de
petróleo
conversión (reforming,
 Mercado externo
cracking, coqueo,
- petróleo crudo
hidrocracking, isomerización,
- productos derivados del
etc.)
petróleo
Etapa
Industria del Gas Natural
Producción
Principales
Actividades
GAS NATURAL
Sector
PETRÓLEO
Sector
del gas
Exploración / Perforación /
Extracción
Tratamiento del gas:
- Gas asociado: separación de
gas y petróleo
- Gas no asociado: separación
de propano y butano en planta
LTS
Almacenamiento
Precios desregulados
Fuente: CEARE, 2005.
Transporte
Distribución
Comercialización
Compresión
Distribución de los productos Comercialización: a cargo
Transporte por gasoducto
del Gas Natural
de distintos agentes de la
Separación de derivados: la realiza el
Usuarios Residenciales
cadena
productor o el transportista
Comercios
Mercado Interno
Exportación
PyMEs
Mercado
Externo
GNL: licuefacción – transporte –
Usinas eléctricas
Precios libres
regasificación
Estaciones de GNC
Almacenamiento
Tarifas reguladas; en proceso de
Tarifas reguladas; en proceso
renegociación de contratos
de renegociación
Desde el punto de vista económico, la industria de los hidrocarburos se caracteriza
por un elevado riesgo minero y, en general, muy bajo riesgo comercial, lo que suele
dar lugar a la obtención de significativas rentas y simultáneamente ser objeto de
disputas. Por otra parte, es una industria capital intensiva caracterizada por un
importante desfasaje entre el inicio de las inversiones y la puesta en producción, lo
que entraña riesgos financieros de importancia y en particular con necesidades de
importantes montos de financiación.
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Otra particularidad de la industria del petróleo y del gas es que presenta una etapa
común referida a la exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos,
generalmente denominada “upstream” o bien exploración y desarrollo (E&P). Esta
etapa supone una serie de actividades específicas altamente especializadas,
generalmente desarrollada por empresas de servicios petroleros que son globales y
propietarias o proveedoras de equipos.
La actividad vinculada a estudios de sísmica en dos y tres dimensiones (2D y 3D)
constituye un eslabón particular del upstream petrolero y se halla destinada a ubicar y
conocer potenciales reservorios de hidrocarburos. La sísmica de reflexión (2D) se
puede adquirir en tres tipos de ambientes: marino, terrestre y zonas de transición.
Las principales tecnologías asociadas a esta actividad se vinculan con equipos
neumáticos montados sobre material rodante (vibradores) y sensores directos y
remotos
como
el
VTS
(Vehicle
Tracking
System),
VPM
(Vibrator
Position
Management), MWL (Micro Wave Link) o su equivalente, dependiendo del equipo. A
ello va unido sistemas de control de unidades con DR (Drive Right), nuevo software
para control de calidad de datos sísmicos, para procesado preliminar y final, y
algunos otros de visualización e Interpretación interactiva (Estudios de Ortomapas).
Durante el desarrollo de los trabajos de 2D y 3D, se introducen tecnologías de
vanguardia, tales como Equipos Radiotelemétricos de Adquisición de Datos
Sísmicos, NAVPAC (Inertial Navigation System), MV (Marine Vibrators), HFVS (High
Fidelity Vibratory Seismic), 4C (Fourcomponents, o equipos de sísmica marina con
tres geófonos orientados en forma ortogonal y un hidrófono), junto a otras más. Los
sistemas de adquisición de datos sísmicos pueden ser generar información de forma
diferida o en tiempo real y de modo inalámbrico. Por consiguiente, la mayor parte de
la actividad de estudios sísmicos requiere de una fuerte combinación de tecnologías
de transporte, equipos específicos, comunicaciones y artefactos informáticos,
mientras que para la tarea básica de sísmica de reflexión se trata de equipamiento
que difiere parcialmente dependiendo si la exploración se realiza en áreas terrestres o
marinas.
En el método sísmico se utiliza una fuente de energía impulsiva o vibratoria para
generar las ondas elásticas que se propagan hacia el subsuelo pasando por capas de
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rocas que poseen propiedades físicas y litológicas de interés. Las ondas
experimentan una partición de energía cada vez que encuentran a su paso una
interfaz entre dos capas con velocidades y densidades diferentes; una parte de la
energía se transmite y otra se refleja. La energía que se refleja forma el campo de
ondas que contiene información de las amplitudes, longitudes de onda, fases y
tiempos dobles de los reflectores del subsuelo. Cuando estos campos de onda llegan
a la superficie son captados por instrumentos de escucha llamados en general
geófonos y esta información se almacena en forma digital en cintas o discos duros
en los equipos de registro del sismógrafo o “casablanca”.
La aplicación del método sísmico cubre varias fases que se concatenan para
optimizar los resultados. El proceso comienza con un grupo de geólogos y/o
geofísicos que hacen un estudio del subsuelo y definen un área en donde la geología
sugiere qué hidrocarburos podrían estar almacenados en esa área. Luego se
determinan los parámetros de adquisición
que iluminen la zona de interés
apropiadamente creando un balance entre presupuestos, calidad de la imagen y
preservación del medio ambiente. Luego se procede a obtener permisos de los
propietarios de los terrenos para poder tener acceso a la superficie durante todas las
etapas subsiguientes. Simultáneamente, se desarrollan estudios y planes de manejo
tanto social como ambiental. Después se realizan, el levantamiento topográfico del
proyecto, el corte y la preparación de las líneas sísmicas.
Si se usan explosivos como fuente de energía, entonces se inicia la perforación de
pozos. Si se usan vibradores como fuente de energía, hay que esperar hasta que el
registro comience. Al comienzo de las actividades de registro, los obreros de campo
(linieros) se encargan de regar las ristras en las estacas correspondientes siguiendo
las especificaciones del cliente o empresa operadora. Cuando se tienen líneas
suficientes en el tendido se comienza a registrar ya sea disparando los explosivos o
vibrando. Durante el registro, la información procedente de los geófonos se almacena
en cintas o discos duros dependiendo del sistema de registro y de los instrumentos
disponibles. Estos datos son suministrados al procesador quien al final crea una
sección sísmica (2D) o un volumen de datos (3D) para que el intérprete analice los
resultados y determine si es viable la perforación de pozos de producción.
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Para el diseño de levantamientos sísmicos se utilizan tres modalidades. Las
operadoras que tienen el personal capacitado hacen el diseño internamente, otras
contratan a una compañía externa especializada en el diseño de parámetros 2D-3D4D1, y las restantes solicitan a las contratistas este servicio. En los casos en los
cuales la operadora determina los parámetros a seguir, la contratista sugiere cambios
para optimizar el levantamiento. Muchas veces las operadoras nuevas desconocen
las condiciones de trabajo del bloque y son las contratistas las que tienen la
experiencia en la zona. En general se trata de Servicios Geológicos y de Prospección
realizado por empresas trasnacionales de gran envergadura.
El levantamiento de sísmica 3D incluye información como: a) descripción del
escenario geológico a retratar y detalles de las zonas de interés; b) tabla de topes
geológicos (profundidades desde la superficie y tiempos dobles) de todas las zonas
importantes; c) sismogramas sintéticos con los topes anotados y/o archivos de
registros sónicos típicos del área; d) muestras de datos 2D y 3D del área cercana al
proyecto con los reflectores importantes identificados; e) archivos en formato SEG-Y
con muestras de registros de campo del área para entender los tipos de ruido
presentes y la relación señal ruido esperada; f) archivos en formato SEG-Y de
muestras de trazas (gathers) de CDP (common depth point, punto común de
profundidad) del área de estudio. Se busca tener una traza representando a cada
offset teórico disponible; g) mapas topográficos, fotos aéreas y/o imágenes de
satélites; h) coordenadas del perímetro del proyecto representando el área de un
pliegue (fold) completo o el área total de estudio; i) una descripción de la topografía,
aspectos culturales y regulaciones que afecten la naturaleza del diseño; j) datum a
ser usado; k) archivos de vectores digitales que muestren tuberías, oleoductos y
cualquier otro obstáculo que pueda existir; l) una descripción de las características
más importantes del proceso de contratación, en particular, fuente de energía
preferida y equipo de registro preferido.
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Se denomina sísmica 4D a la actividad de seguimiento permanente de la información sísmica lo que
permite reinterpretar datos con el objeto de definir nuevas perforaciones en yacimientos generalmente
de gran magnitud. Es decir, es la combinación de metodología sísmica 3D agregándole el factor
temporal. Esto adquiere especial importancia para el monitoreo de reservorios de yacimientos de
hidrocarburos.
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La interpretación sísmica puede o no ser seguida por una fase de perforación de
pozos exploratorios. Según los resultados la etapa siguiente se vincula con una
actividad también altamente especializada que se relaciona con modelos de
simulación de dinámica de fluidos, comportamiento de yacimientos y análisis de
datos.
En la etapa de desarrollo de un campo continúa la evaluación del comportamiento del
yacimiento, pero la parte central se vincula con la perforación y extracción de
hidrocarburos.
El petróleo bruto, el gas natural y los líquidos volátiles se obtienen usualmente desde
depósitos geológicos, sacándolos a la superficie de la tierra a través de una
perforación profunda. Generalmente, el fluido obtenido de los depósitos de petróleo,
consiste en una mezcla de petróleo, gas natural, agua salada o salmuera,
conteniendo tanto sólidos disueltos como en suspensión. Los pozos de gas pueden
producir gas húmedo o gas seco, pero además en el caso del gas seco, normalmente
se obtienen cantidades variables de hidrocarburos líquidos ligeros y agua salada. Esta
agua también contiene sólidos en suspensión y disueltos y se encuentra
contaminada por hidrocarburos. Los sólidos en suspensión suelen consistir en
arenas, arcillas y finos del depósito. El petróleo puede tener propiedades físicas y
químicas muy variables, siendo la densidad y viscosidad las más importantes. En los
pozos de petróleo, la energía requerida para elevar los fluidos hasta la parte superior
del pozo, se puede obtener por la presión natural de la formación o mediante una
serie de operaciones realizadas desde la superficie. Los métodos más comunes de
suministrar energía para extraer el petróleo son: inyectar fluidos (normalmente agua o
gas) en el depósito para mantener la presión que de otra manera bajaría durante la
extracción; inyectar gas en la corriente que sale del pozo para hacer más ligera la
columna de fluidos en el pozo; y utilizar varios tipos de bombas en el mismo pozo.
Una vez en la superficie, los diferentes constituyentes de los fluidos producidos
desde los pozos de petróleo y gas son separados: gas de los líquidos, aceites del
agua y sólidos de los líquidos. Los constituyentes que se pueden vender,
normalmente los gases y el petróleo, se retiran de la zona de producción y los
residuos, generalmente salmuera y sólidos, se eliminan luego de un tratamiento. En
esta etapa los gases aún pueden contener cantidades importantes de hidrocarburos
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líquidos, y suelen ser tratados para su separación, en las plantas de gas. El gas,
petróleo y agua se separan en varias etapas. El crudo proveniente de los separadores
agua-aceite, posee un contenido en agua y sedimentos los suficientemente bajo
(inferior a un 2%) para su venta. La mezcla de agua-sólidos producida, contiene una
elevada cantidad de aceites para ser vertida al terreno, a ríos o al mar.
Las aguas provenientes de la última etapa del proceso de separación poseen varios
cientos e incluso miles de ppm de aceite. Existen dos procedimientos para su
eliminación: tratamiento y vertido a las aguas superficiales e inyección en una
formación del subsuelo adecuada. Se suelen utilizar varios sistemas de inyección.
Uno consiste en inyectar el agua en los depósitos geológicos para mantener la
presión y estabilizar sus condiciones. Otro sistema, conocido como inundación,
consiste en inyectar el agua en el depósito de manera tal que desplace el crudo hacia
los pozos de producción. Este proceso es uno de los métodos de producción
secundaria. Sucesivas inundaciones aumentan la producción del campo pero además
incrementan la cantidad de agua a tratar. La inyección también se puede utilizar
exclusivamente como procedimiento de vertido o descarga.
En el campo de la perforación de pozos se han introducido nuevas técnicas como la
perforación dirigida (una etapa vertical y otra horizontal) y junto a ella otras como la
denominada underbalanced cuyo propósito es provocar el menor daño posible a la
formación durante el proceso de perforación a través del manejo de la presión. Esta
técnica permite que el pozo fluya durante la perforación, evaluar el reservorio durante
la misma y descubrir zonas productoras puenteadas, mientras se reduce el daño de
la formación.
Otra de las técnicas consiste en la perforación con manejo de la presión (managed
pressure drilling, MPD). Se trata de un sistema cerrado y presurizable de retorno de
lodos, un dispositivo de control rotativo (rotating control device, RCD) y las
operaciones de estrangulamiento que brindan un control preciso del perfil de presión
del pozo. Las variantes de las técnicas de MPD
permiten realizar perforaciones
exitosas en condiciones donde la tecnología convencional simplemente no funciona.
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Por su parte, la perforación con aire utiliza niebla o espuma como fluido de
perforación, lo que aumenta la velocidad de penetración (rate of penetration, ROP) y
extiende la vida útil de la broca. La perforación con aire es una tecnología de eficacia
comprobada y tiene aplicaciones donde quiera que se requiera perforar rápidamente
a través de formaciones duras o fracturadas.
En Argentina, se cree existen entre unos 80 a 100 equipos perforadores, los cuales
en la actualidad no están todos en actividad. El lodo de perforación más utilizado es
en base a ligno-sulfonatos; utilizándose además inyecciones con polímetros. Las
piletas de inyección son excavadas a cielo abierto y no están impermeabilizadas,
quedando destapadas luego de la perforación. En la etapa de “terminación”:
usualmente se utilizan equipos más pequeños que tienen sus propios tanques para
petróleo, pero el agua de formación en general es tirada a las piletas en tierra que se
usaron para la perforación. El 80% de los pozos producen por extracción mecánica
mayormente por bombeo mecánico; el resto son surgentes.
En la explotación de un yacimiento se distinguen dos periodos que son la
recuperación primaria y la recuperación secundaria. En la recuperación primaria, por
el efecto de la presión, el petróleo sube por sí mismo a la superficie: la emanación se
debe al drenaje por gravedad o al remplazo del aceite sea por una subida del agua
bajo presión (water-drive), sea por la expansión del gas disuelto (depletion-drive), o
incluso por la dilatación del gas comprimido que sobrenada el aceite (gas capdrive) o
una combinación de estos mecanismos.
Por consiguiente, la presión natural que tiene tendencia a bajar con rapidez se intenta
restablecer por medio de una inyección de gas comprimido (gas-lift) antes de
disolverle en el bombeo con bombas de balancín (cabeza de caballo) cuyo lento
movimiento alternativo es transmitido por un juego de tubos al pistón situado en el
fondo del pozo. Llegado a la superficie, el petróleo bruto pasa a una estación de
"limpiado", donde se le extrae primero el metano y los gases licuados (estabilización),
electrostática y por fin el sulfuro de hidrógeno de desgasificación a contracorriente
(“stripping”).
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Para luchar contra el colmatado progresivo de los poros de la roca petrolífera y
restablecer la actividad del yacimiento, es necesario "estimular" periódicamente los
pozos por acidificación (inyección de ácido clorhídrico), por torpedeo (perforación con
la ayuda de balas tiradas con un fusil especial cuyos explosivos descienden a la altura
de la formación o por fracturación hidráulica (potentes bombas de superficie hasta la
ruptura brutal de la roca colmatada).
En el caso de la explotación de recursos no convencionales, shale oi -shale gas, esta
última técnica requiere de bombas más potentes y mayores cantidades de agua. Esto
puede requerir infraestructura de abastecimiento de agua y luego un tratamiento de
las aguas que pueden ser altamente contaminadas. Por otra parte se necesita
también de la disponibilidad de arenas de granulado regular las que se utilizan para
mantener abierta la roca tras la fractura hidráulica. Estas son en muchos casos
sintéticas basadas en resinas o cerámicos (“proppants”) y se utilizan en grandes
cantidades lo que implica necesidades de transporte al yacimiento.
En la recuperación secundaria los métodos procedentes, no permiten, por sí solos,
llevar a la superficie más que el 20% aproximadamente del petróleo contenido en el
yacimiento; de aquí viene la idea de extraer una gran parte del 80% restante gracias a
uno de los artífices siguientes.
•
El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor
del petróleo.
•
Reinyección del gas (gas-drive) por encima o atrás del petróleo.
•
Drenaje con agua caliente o con vapor, más costoso, pero permite recuperar
el 90% del yacimiento.
Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el modo más eficiente y
moderno es la perforación rotatoria o trepanación con circulación de barro. Primero
se construye un armazón piramidal de acero (o de madera, como aún se suelen hallar
muchas en Europa), llamado "torre", de unos veinte o treinta metros de altura, que
sirve para sostener la maquinaria necesaria para mover un taladro rotatorio que
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trabaja como el berbiquí de los carpinteros, y que va entrando en la roca como éste
en la madera. Es muy rápido en su trabajo, pues completa la perforación en unas
cuantas semanas. Los pedacitos pulverizados de roca que va cortando, son
arrastrados, según desciende la herramienta, por medio de un chorro de agua a
presión que los saca del agujero.
Al salir este fango a la superficie revela la naturaleza de la roca a través de la cual está
pasando la herramienta cortadora. El agujero que practica el taladro se forra con una
tubería de hierro. Un pozo de petróleo es, por lo tanto, un tubo fino y largo de hierro
que atraviesa la roca hasta llegar al estrato que lo contiene. Generalmente se
encuentran capas intermedias de agua, antes de llegar al petróleo.
Las capas
subterráneas ricas en petróleo pueden encontrarse bajo las aguas de los mares o
bajo las extensiones yermas de los desiertos, lo mismo que en algunas regiones
cubiertas de espesas selvas tropicales.
Las dificultades de tal actividad y los desafíos dependen así de múltiples factores,
siendo los principales la topología, la profundidad a la que se hallan los reservorios, la
madurez del mismo, su conocimiento previo, la posibilidad técnico-económica de
aplicar técnicas de recuperación secundaria y terciaria o asistida.
Asimismo la complejidad de la actividad es diversa según se trate de perforación
vertical u horizontal. Muchas actividades se hallan asociadas a la etapa de perforación
y extracción de hidrocarburos. La diversificación en esta etapa –y los requerimientos
de servicios son muy variados, algunos se describen a continuación.
Perfilajes: grabación contra profundidad de alguna delas características de las
formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición y herramientas).
Reparación y adaptación de trépanos, estructuras cortantes de dientes de acero y con
cojinetes de bolas y rodillos de diversos diámetros.
Emergencias petroleras, derrames, otras contingencias para las que se requiere de
servicio de “Hot Tapping”, servicios de cortes de tubulares, servicios para AIPVS,
estudio de atmósferas inmediatamente peligrosas para la vida y la salud, tratamiento
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de sulfuro de Hidrogeno H2S en pozos y plantas, servicio de crimpado de tubulares,
servicios para producción, servicios de “Well Control”, servicios de “Sellado de
Perdidas en Pozos”).
Se suman los servicios de fabricación, reparación y mantenimiento de tubos y
válvulas, metalurgia, soldaduras y montajes, servicios de ingeniería, plantas de
tratamiento de agua para recuperación secundaria, fabricación y provisión de bombas
de extracción de petróleo, así como bombas y sus repuestos, actividades de
arquitectura e ingeniería y actividades conexas de consultoría técnica; servicios de
meteorología operativa, instrumentos de medición y control (ej. control desviación
pozos verticales perforación con motores de fondo sistema alterno de flujo),
reparaciones de instrumentos de medición, servicios de certificación, fabricación y/o
provisión de herramientas de ensayo, perforación con “Coiled Tubing”, unidades de
“snubbing” autónomas para optimizar las operaciones de terminación y reparación de
pozos, pasando por “welltesting”, mediciones físicas, cementación, estimulación,
perforación direccional y perforación en des-balance, servicios químicos integrales.
En el caso de la explotación del shale gas o shale oil, la provisión de proppants y
disponibilidad de agua y bombas es indispensable.
En síntesis, el vínculo potencial con la industria metal mecánica proviene del tipo de
instrumentos utilizados: trépanos, coronas, fresas y ensanchadores; casing -tuberíascentralizadores - bandejas de entubación; herramientas petroleras diversas; tubing,
varillas, barras, estabilizadores, portamechas, tijeras, packers.
Una gran parte de la industria proveedora de equipos y servicios en la etapa de
exploración y producción lo es también de la etapa de transporte de petróleo y gas
por ductos, específicamente fabricación de tubos con y sin costura, bombas,
compresoras, equipos de control. Sin embargo, esta etapa suele ser de menor
complejidad.
Finalmente, en la etapa de refinación la actividad es compleja en la provisión de
equipos y construcción de refinerías, pero su vínculo tecnológico es menor por la
distinta naturaleza de la actividad y los requerimientos diferenciados que presenta un
proyecto de ingeniería de planta -nuevo o de ampliación- y por las etapas de
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operación y mantenimiento. Los laboratorios químicos y de ensayo suelen ser
específicos, aunque con capacidades comunes suelen ser utilizadas por distintas
etapas de la producción de derivados.
La etapa de almacenamiento, transporte a granel y distribución no presenta mayores
desafíos tecnológicos y los estándares se hallan definidos en general a nivel global
por las compañías que suelen dominar el mercado. Sin embargo en estos casos
también suelen adicionarse nuevas tecnologías como por ejemplo radares de control
para el sistema de medición tanques que contienen sensores de temperatura e
interfaces del sistema de control (ej.Saab Rosemount Tank Control)
Las empresas prestadoras de servicios petroleros (upstream) suelen hallarse
localizadas en las zonas productoras de hidrocarburos en forma de clusters pero no
necesariamente localizadas en parques industriales, aunque esto suele ser variable
según provincias, regiones, zonas de explotación. Las firmas más importantes no son
de origen local. Inclusive existe una fuerte influencia de empresas extranjeras tales
como Schlumberger, Flowserve, Halliburton, Western Atlas, Weatherford, Swaco,
Pool Internacional, Smith International, Bolland y Cía., Baker Hughes Argentina SRL,
Pride Internacional SRL (San Antonio Pride). Existen otras cuantas empresas como
HDS, Tuboscope Vetco, Teledrift Argentina, Clear SRL,
Caliper Instrumental, Nabors
International Argentina, Termap SA, Contract Compression Inter Arg SA, Servicios
Petro DLS Limited Suc Arg,Tenaris -Centro de Servicios Regional (Grupo Techint), etc.
que brindan distintos tipos de servicios vinculados con la actividad de perforaciónexploración- explotación.
Cabe decir que las empresas prestadoras de servicios petroleros son generalmente
propietarias de los equipos (especialmente los de perforación y sísmica) y pueden
trasladarlos tanto de un país a otro, como entre diversas áreas territoriales de un
mismo país según la demanda. Esta característica puede limitar la capacidad de las
petroleras de ejecutar planes ambiciosos en especial durante períodos de elevados
precios internacionales del crudo cuando suelen intensificarse actividades de
exploración y producción. Se trata de equipos costosos y las economías de escala
están dadas a nivel global o a lo sumo regional.
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En el caso de Argentina, estas empresas y otras se distribuyen en las principales
ciudades de las cinco cuencas productoras, a saber: Noroeste (Salta-otras); Cuyana
(Mendoza); Neuquina (Neuquén); Golfo de San Jorge (Comodoro Rivadavia) y Austral
on-shore y off –shore (Santa Cruz sur y Tierra del Fuego). Sin embargo, prácticamente
todas las mayores, que a su vez son como ya dicho compañías transnacionales,
centralizan aspectos administrativos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Sus clientes en el país son los principales operadores petroleros cuya concentración
geográfica no es idéntica debido a las reservas que cada uno opera en las distintas
cuencas.
Casos que ejemplifican lo anterior son los de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) ,
el cual en la actualidad, concentra su actividad principalmente en la cuenca neuquina
y en la del Golfo de San Jorge; el de la empresa Total Austral en la cuenca Austral
Marina (con presencia también en la cuenca neuquina); la compañía PAE en la
cuenca del Golfo de San Jorge (pero también en reservorios de gas en la cuenca del
noroeste); Pluspetrol y Tecpetrol fundamentalmente en la cuenca neuquina y
noroeste y Petrobras en la cuenca neuquina y en Santa Cruz.
Por consiguiente, la demanda a estas empresas de servicios petroleros por parte de
los
operadores
de
áreas
y
yacimientos
es
diversa
según
manejen
predominantemente reservas de gas, de petróleo o ambas y según sus estrategias
empresariales específicas respecto a inversiones en exploración, desarrollo y
producción.
Los institutos de I+D de la industria han sido en buena parte desmantelados (caso
YPF-Florencio Varela) y en general las empresas disponen de ellos a través de las
subcontratistas mencionadas.
La más alta especialización se realiza por ahora en el Instituto Tecnológico de Buenos
Aires (ITBA). En 1997 el ITBA fue habilitado como Unidad de Vinculación Tecnológica
– UVT, mediante la Resolución Nº251 de la Secretaría de Ciencia y Tecnología del
Ministerio de Cultura y Educación. Actúa como "unidad ejecutora" y cuando se
presenta un grado de vinculación tecnológica formal para la realización de actividades
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de I+D+i. La participación de esta institución se da en proyectos de I+D en el campo
de la ingeniería ambiental y química aplicada, bioingeniería, energía, gestión e
innovación tecnológica, tecnologías de información y comunicaciones (TIC), etc.
Existe consenso en la industria petrolera de que se presenta un notable déficit de
formación de recursos humanos (RRHH) a pesar de que existen carreras de Ingeniería
en Petróleo en varias universidades. Este déficit se extiende a toda la gama de
puestos requeridos de RRHH, desde los más elevados a los más específicos como
por ej. soldadores.
Buena parte de la situación se deriva del proceso de privatizaciones de la industria
ocurrido entre fines de 1989 y 1999 y de las estrategias empresariales aplicadas en
Argentina principalmente orientadas a explotar recursos ya descubiertos, fenómeno
conocido como “monetización de reservas” y que no requería enfrentar desafíos
tecnológicos mayores. De hecho la explotación intensiva sólo requería de los
servicios de las empresas prestadoras especializadas, ya localizadas en las zonas de
producción.
El caso argentino presenta marcadas diferencias con otros casos regionales,
especialmente con Brasil donde Petrobras ha sido gestor de importantes
innovaciones en el campo de la creación de tecnologías para explotación en aguas
profundas y en ultraprofundas a través de una cooperación constante con
instituciones universitarias públicas y otras instituciones vinculadas a su industria
nacional. Para tener una idea de dicha evolución vale decir que esta empresa estatal
(aunque capitalizada después de las reformas de 1997), logró incursionar en
explotaciones a niveles de cada vez mayor profundidad en el mar desde 1984 a la
fecha, logrando más que cuadruplicar su producción en los últimos 25 años. Se verá
más adelante que entre las innovaciones previstas en tecnología para la industria
petrolera, entre las mayores se halla la explotación intensiva del yacimiento Presal a
profundidades marinas de hasta 5.000 metros.
Del mismo modo Venezuela, a través del Instituto de Tecnología Venezolana para el
Petróleo (INTEVEP), centro de investigación vinculado a la estatal Petróleos de
Venezuela (PDVSA) logró desde fines de los ochenta a la fecha mejorar la tecnología
para procesar y comercializar los crudos extra-pesados de la Faja Petrolífera del
15
Orinoco. En ambos casos la posibilidad de capturar la renta petrolera y destinarla a su
industria ha sido la clave. Del mismo modo, cabe decir que cuando los Estados
nacionales no le han permitido a sus empresas disponer de dicha renta (Ej. México,
con Pemex; Colombia con Ecopetrol antes de la reforma de 2004, o bien, PDVSA en
ciertos momentos de su historia) los resultados en términos de reinversión y
desarrollo de actividades de I+D han sido pobres y de severas consecuencias.
Uno de los mayores problemas que enfrenta la Argentina es que la industria orientó
su actividad a la explotación intensiva de los recursos entrando desde 1998 -en el
caso del petróleo- en una declinación de la producción en las cinco cuencas
productoras conocidas. Este proceso es difícil de revertir sin una exploración
intensiva y las consecuencias de tal situación implican la perspectiva de que
Argentina deberá necesariamente importar crecientes cantidades de crudo a corto y
mediano plazo y, simultáneamente invertir en el sector para revertir tal situación a
riesgo de convertirse ven importador del grueso de los hidrocarburos.
En el caso del gas natural la declinación comenzó a partir de 2004 y no se tiene
precisión acerca de si esta declinación se debe al agotamiento de las reservas como
en el caso del crudo, o bien, a estrategias empresarias que han sub-declarado
reservas por razones comerciales.
Mientras que en el caso del petróleo la producción acumulada de petróleo a 2011
representaba el 89% de los recursos últimos según estimaciones del United States
Geological Survey de los Estados Unidos (USGS, Country brief report, Argentina,
2000), en el caso del gas natural esa proporción era de 45% según la misma fuente y
datos de producción de ambos hidrocarburos tomados de las bases de la Secretaría
de Energía de la Nación.
Como es sabido la escasez de gas natural ha implicado fuertes erogaciones de
recursos fiscales y de divisas por la necesidad de sustituir gas natural de origen
nacional por gas natural importado por gasoductos desde Bolivia, Gas Natural
16
Licuado (GNL) mediante Buques Regasificadores2, Gas Oil-Diesel Oil y Fuel Oil,
utilizados en particular para suministrar combustibles a los equipos de generación de
electricidad. Cabe destacar que en Argentina el 58% de la potencia instalada es
térmica. De ella casi el 70% es dependiente del gas natural o bien del gas oil o GNL
como únicos sustitutos, mientras que sólo 30% puede consumir gas natural o fuel
oil, un derivado de menor costo que el GNL o gas oil, pero de todos modos de mayor
costo del el gas nacional. Pero la dependencia de combustibles es aún mayor dado
que en las horas pico la generación hidráulica y nuclear no son modulables y
representan siempre una misma capacidad de generación. Ello vuelve vulnerable el
suministro eléctrico e implica también mayores restricciones del suministro a
industrias las que deben consumir por su parte combustibles más caros como el fuel
oil y además de mayor emisión de gases de efecto invernadero, tema cuya
importancia se vincula con los pedidos de certificación de huellas de carbono para
productos exportables desde el país a mercados donde existen tal tipo de barreras
para-arancelarias.
Por esta razón, la más alta prioridad se halla en la búsqueda de fórmulas para obtener
mayores cantidades de oferta de gas natural nacional o en su defecto de gas de
Bolivia, limitado por falta de inversiones.
La reciente nacionalización de YPF, aprobada por el Congreso de la Nación a
comienzos de mayo de 20123, ha tenido por objeto precisamente enfrentar la caída
en la producción de hidrocarburos.
2
El GNL es gas natural enfriado a unos -167/-157 grados centígrados y puesto en ductos mediante
vaporizadores que, mediante el calentamiento del gas enfriado lo reconvierten en gas natural inyectable
a gasoductos. Cuando el proceso se realiza mediante buques los costos del GNL son máximos ya que el
buque debe amortizar los tanques y equipos vaporizadores cada uno con un factor de utilización del
50% en vez del 90-100%, que sería el caso cuando se dispone de plantas de regasificación permanentes
y los buques sólo transportan GNL desde plantas de licuefacción a plantas regasificadoras (Ej. Japón,
Chile, Estados Unidos, España).
3
Decreto 660/2012 y Ley N° 26.741 que declara de Interés Público Nacional el logro del
autoabastecimiento de hidrocarburos, crea el Consejo Federal de Hidrocarburos y declara de Utilidad
Pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.
17
En el denominado “Plan de los 100” días4, YPF declara su estrategia basada en: a)
detener la declinación de la producción de gas y petróleo; b) establecer estrategias
de explotación para yacimientos maduros y en producción, a la vez que políticas en la
refinación y comercialización y c) el desarrollo masivo de recursos de hidrocarburos
no convencionales con miras incluso a ser exportador de energía. Cabe decir que se
estima actualmente YPF aporta 23% de la oferta de gas y 34% de la de petróleo,
aunque estas cifras pueden ser ligeramente superiores si se imputan las
participaciones de la empresa con otros operadores.
A su vez se hizo pública una propuesta del Estado Nacional a través de un
ambicioso programa denominado ¨La Universidad con YPF¨ 5. Mediante este
programa se procura identificar y aprovechar distintas capacidades de conocimiento
aplicable a la industria y a la futura formación de capital humano. La necesidad de
obtener mayores volúmenes de gas y petróleo en Argentina será el mayor desafío a
riesgo de requerir cantidades crecientes de divisas para atender a importaciones de
ambos combustibles.
En tal sentido, los mayores retos tecnológicos para la Argentina en materia de
explotación de hidrocarburos se vinculan a la extracción de gas y petróleo no
convencionales, para lo cual no se tiene tan amplia experticia tecnológica en el país.
En el próximo punto será incluido este desafío para el caso argentino y las ideas
preliminares acerca del “cluster tecnológico de la provincia de Neuquén”, vinculado
con dos hechos cruciales: a) la importancia de los activos que YPF tiene en esa
provincia respecto al total de la empresa en el territorio nacional; b) el hecho de que
buena parte de las reservas de shale gas se hallan en Neuquén e YPF ya se halla
trabajando en ello.
En cuanto a la industria de los principales servicios petroleros, cabe repetir que tiene
como principal barrera de entrada el hecho de que las prestadoras de estos servicios
son empresas altamente especializadas y globales, propietarias y proveedoras de
equipos y tecnologías, lo que les permite desplazar dichos equipos de un sitio a otro
4
5
YPF, Estrategia de gestión 2013 – 2017, Plan de los 100 días, 30 de agosto de 2012.
Para mayor detalle ver: http://portales.educacion.gov.ar/spu/programa-la-universidad-con-ypf/
18
del mundo de acuerdo a la movilidad de nuevas áreas de explotación y condiciones
de los mercados.
Por otra parte se trata de maquinarias, artefactos e insumos producidos en su mayor
parte fuera del país- principalmente en los Estados Unidos de América-. De hecho
según se ha indagado entre expertos de campo, existen empresas nacionales para
reparar trépanos, pero no para fabricarlos. Los plazos de aprendizaje, la disponibilidad
de insumos y las condiciones de economías de escala se aprecian como barreras
técnicas y económicas.
Por consiguiente el desarrollo local ha consistido hasta el momento en prestar
algunos servicios propios de empresas de construcción, de transporte y de
almacenaje y otros de reparación, adaptación, fabricación de repuestos, servicios
varios y posiblemente algún tipo de servicio informático. Se debe recordar que
empresas como Schlumberger utilizan software de mucha complejidad y en general
basa sus modelajes sobre experiencias de ingeniería de reservorios reales.
Adicionalmente se asocia a institutos de desarrollo tecnológico de países
productores como en el caso de Noruega donde se ha desarrollado el modelo o
software OLGA de amplia utilización para interpretación de comportamiento
modelado de reservorios.
19
2. LAS TECNOLOGÍAS DEL FUTURO EN EL COMPLEJO A NIVEL
MUNDIAL
El panorama de la demanda mundial de energía para los próximos 20 años continúa
situando a los hidrocarburos líquidos y gaseosos aún en un plano preponderante.
Las razones de tal situación se derivan de varios factores concomitantes. Por una
parte el incremento de la producción mundial industrial durante la última década se
ha originado en más de un 80% fuera del territorio de los países desarrollados
(ONUDI, BM, 2011). Se proyecta que esta tendencia se acentuará, o al menos
continuará en las próximas décadas. Ello ha ido -e irá- acompañado de un acelerado
proceso de urbanización en Asia (China, India y otras naciones de Asia), pero también
en otras regiones como Medio Oriente, América Latina y otras (UN, World
Urbanization Prospects, 2009). Ambos factores han desplazado el centro de gravedad
del incremento de la demanda de energía desde los países desarrollados -que
continúan siendo los principales demandantes- hacia otras regiones donde va
emergiendo una nueva clase media a escala global pari pasu con los procesos de
industrialización y urbanización a escala global en el marco de un creciente
intercambio mundial de productos primarios y manufacturados. En tanto las pautas
de consumo son también globales, esto implica que se deberán crear nuevos
umbrales de oferta de energía para satisfacer una mayor demanda global.
A pesar de que existen políticas activas para promover fuentes renovables de
energía, uso de biocombustibles, programas de uso eficiente y nuevas tecnologías
de consumo -como el automóvil eléctrico o los vehículos híbridos- las proyecciones
disponibles prevén aún una fuerte demanda de petróleo, gas y derivados tanto para
consumos finales como intermedios (BP-2030, 2011). Al respecto cabe decir que los
ejes rectores para enfrentar los desafíos se centran en: 1-Seguridad de suministro (lo
que incluye ampliar y diversificar la matriz de abastecimiento); 2-Contribución a la
mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI); 3-Acceso y
Accesibilidad; 4-Sostenibilidad medioambiental, económica y social.
20
Este escenario, generalmente compartido por las distintas agencias y organismos
(Agencia Internacional de la Energía –AIE, United States Department of Energy -DOE,
British Petroleum -BP, World Energy Council -WEC, Organización Latinoamericana de
Energía -OLADE, Comisión Económica para América Latina y el Caribe –
CEPAL, Banco de Desarrollo de América Latina –CAF), explica no sólo los elevados
precios del crudo en el mercado internacional -y sus proyecciones futuras en esa
línea-, sino algo más fundamental que se refiere a traspasar cada vez más la frontera
desde los recursos convencionales de hidrocarburos a otros más costosos a fin de
alcanzar esto nuevos umbrales de oferta de crudo, de gas y de derivados.
Es en esa línea general en la que a su vez se inscriben las previsiones de avance
tecnológico en la industria del petróleo y del gas a escala mundial.
El mapa tecno productivo del complejo hacia el 2020 no resulta fácil de trazar debido
a la ausencia de informes integrales accesibles que resuman los principales
adelantos tecnológicos en etapa de investigación y desarrollo de prototipos o nuevas
tecnologías específicos para la industria del petróleo y del gas, en tanto las cadenas
suponen múltiples actividades de alta especificidad. Por el contrario, sería más fácil
hallarlo para cada una de las tecnologías de producción de nuevas fuentes no
convencionales (eólica, solar fotovoltaico y de concentradores), carbón limpio,
captura de CO2, biocombustibles de segunda generación, etc. A lo anterior habrá que
sumar artefactos de uso de la energía, más eficientes y ahorradores de combustibles
fósiles y electricidad.
No obstante,
existe un marcado consenso acerca de que el conjunto de las
tecnologías utilizadas para explorar y explotar hidrocarburos se hallan orientadas a
etapas de mejora y adaptación para enfrentar la actividad en situaciones cada vez
más alejadas de la mera explotación de recursos convencionales. En tal sentido, al
menos cuatro áreas de trabajo parecen configurar la directriz de las actividades de
I+D en la industria: a) diseño y adaptación de las tecnologías e ingenierías existentes
para operar en aguas ultra-profundas y en ambientes desconocidos y hostiles; b)
tecnologías y obras de ingeniería para explotar crudos extra-pesados; c) explotación
de shale gas y shale oil, lo que implica fundamentalmente uso intensivo de los
métodos de fractura hidráulica, de perforación y de tratamiento de las aguas-y
21
posiblemente innovaciones continuas en esas áreas- d) nuevas tecnologías para
incrementar el factor de recuperación de reservas in situ de campos maduros en
condiciones de reducción de costos.
Del mismo modo los avances en el área de la prospectiva geofísica serán dominantes
con interacciones múltiples entre industria aeroespacial (satélites, sensores remotos),
interpretación geofísica, comunicaciones e informática vinculadas a la producción de
mapas multidimensionales, etc. Las sinergias entre estas actividades con las
vinculadas a cambio climático serán también un fructífero campo de I+D.
En cada caso, el conjunto de las tecnologías existentes aplicadas a la obtención e
interpretación de datos sísmicos, modelaje de reservorios y diversificación de las
técnicas de perforación, requerirá de adaptaciones incrementales. Al mismo tiempo
se desconoce si hay en etapa experimental nuevas tecnologías que puedan ser
consideradas como disruptivas. Por el contrario, del análisis efectuado, se observa
una tendencia a la combinatoria y a mejoras tecnológicas permanentes sobre
técnicas ya conocidas para cada una de las sub-actividades y componentes. Por otra
parte las investigaciones sobre nuevos materiales –junto a la mencionada
combinatoria de instrumentos de informática- son un área ampliamente interactiva
con la industria de servicios petroleros y la de hidrocarburos.
Sin embargo, tal como se señaló, otros campos de la actividad de I+D referidas al
sector energético constituyen un núcleo de actividad complementaria, por ejemplo:
a) tecnologías para la producción de biocombustibles de segunda generación; b)
procesos de efluentes cero/cero emisiones; c) proyectos para la
captura y
almacenamiento de carbono; d)eco-eficiencia; e) refinación-procesamiento de
petróleos ultra-pesados para obtener a su vez productos de menor impacto
ambiental-optimización-confiabilidad e innovación en combustibles de uso en
transporte; f) transporte. Un área no tratada en este trabajo y que requiere de mayor
atención sería también la de las tecnologías futuras del comercio del gas (GNL-GNCGasoductos de muy alta presión, ingeniería de plantas de regasificación), lo que se
vincula al caso de la importación, en caso de que Argentina requiera cantidades
crecientes de gas importado.
Seguidamente se exponen algunos casos para la industria petrolera.
22
Para el caso de exploración-explotación off-shore se presentan distintos tipos de
desafíos:
•
Caso del yacimiento Presal (aguas ultra-profundas con reservas ubicadas
debajo de mantos de sal de elevado espesor): para explotar el Presal, será
necesario desarrollar técnicas de perforación y revestimientos para pozos que
pueden ser capaces de contener aquellos sedimentos no consolidados. El
desafío es que ellos no colapsen fácilmente e inhibir el efecto de plasticidad
de la sal a fin de que su volumen no vuelva a reagruparse por donde se
hallaba antes del pasaje de la sonda. Se debe considerar que según un
informe del Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de
Engenharia de la Universidad Federal de Río de Janeiro (COPPE-UFRJ), la capa
de agua es de 2.000-3.000 m, a la que subsigue una formación de roca
calcárea de unos 1.000 m, para hallar un manto de sal de alrededor de 2.000
m más, debajo del cual se halla el petróleo. No sólo se trata de perforación
vertical, sino direccionada a muy elevadas profundidades. Entre las áreas de
conocimiento que serán desarrolladas se tienen: mecánica de rocas; la
producción en rocas “carbonáticas”; mecánica de la sal; geofísica de alta
resolución;
nuevos materiales para revestimiento de pozos; ingeniería de
estructuras offshore;
materiales especiales para equipamientos y ductos
submarinos sometidos a altas presiones, temperaturas y ambientes
químicamente hostiles. Dado que el modelaje y experimentación reducen los
riesgos, equipos de computación de enorme porte serán montados en la
UFRJ (ver “Corrida para o mar, os desafios tecnológicos e ambientais do présal”,COPPE-UFRJ- Arte de antecipar o futuro, 2011, www.coppe.ufrj.br)
•
Prueba del separador submarino petróleo-agua para incrementar el factor de
recuperación en cuencas maduras [Petrobras, SSAO (sigla para el Separador
Submarino de Água e Óleo)]. Este dispositivo, que será ensayado para
profundidades de 1.000 metros, en los próximos 5 a 10 años sería utilizado en
el Presal a profundidades superiores a 2.000 metros donde el mayor problema
a resolver es el de trabajar con presiones y corrientes marinas de mayor
intensidad, lo que exige enfrentar una distinta resistencia y calificación de los
23
equipos. El prototipo consiste en desarrollar a nivel submarino parte del
proceso de separación de arenas, agua y petróleo con el objeto de reducir la
inversión en instalaciones de superficie (plataformas, que hoy realizan este
proceso con una menor eficiencia, dado que si se separan aguas a nivel
subterráneo se cree fluiría una mayor cantidad de crudo a superficie. Entre las
áreas de I+D vinculadas a este proyecto se hallan los laboratorios de análisis
de
fluidos
multifásicos
(Revista
Brasil
Energía,
accedido
en
www.abegas.org.br/imp_noticia_view.php?CodNot=23989&CodEditoria=4,
septiembre 2012)
•
Núcleo Materiales Corrosión-Erosión-Fatiga. Estudio de procesos corrosivos
básicos; corrosión por cloruros y oxígeno; corrosión por H2S; biocorrosión;
corrosión por CO2; corrosión bacteriológica. Corrosión-fatiga; corrosiónerosión- corrosión-sobre tensión; fragilización de materiales por acción del
hidrógeno.
•
Nuevos métodos para la inversión en sísmica de alta resolución aplicados al
Presal. Se trata de innovaciones en el campo de la interpretación sísmica
desarrollados
por
algunas
empresas
como
Invision
Geofísica
([email protected]).
Este núcleo, preocupación central de las empresas y países que disponen de grandes
reservas off-shore, como Brasil y América Latina y el Caribe (ALyC), se centran a su
vez en encadenados de I+D en áreas de mitigación como los que a continuación se
enlistan: uso de metalurgia especial (f temperatura) –pintura externa, revestimiento
interno– control por secuestro de H2S, uso de metalurgia especial, uso de biocidas,
control de calidad del agua; uso de inhibidores de corrosión, uso de materiales y
revestimientos resistentes a la erosión y control de la resistencia de materiales; uso
de metalurgia especial, bloqueo del ingreso de hidrógeno (pintura externa de
tuberías; control del
potencial de protección catódica; cuidados especiales en
soldaduras; control de la microestructura; reducción del nivel de tensiones.
En el caso de los crudos extrapesados, cabe decir que según los especialistas será
progresivamente la principal fuente de remplazo del crudo convencional en las
24
próximas dos décadas. De hecho la certificación de reservas del crudo de la Faja
Petrolífera del Orinoco por parte de Venezuela a partir de su proyecto Magna
Reserva, colocó a este país en el primer puesto del mundo en cuanto al volumen de
reservas certificadas a nivel mundial6.
Los crudos pesados son aquellos que presentan una densidad de entre 10 e 20° API
(gravedad API), rica en hidrocarburos de cadenas más largas que el pentano. Estas
características dificultan la separación de crudo y el agua en los separadores
bifásicos de superficie y hace que para su refinación, con las tecnologías actuales, se
obtengan menores cantidades de GLP, gasolina, querosene y diésel, lo que reduce
su valor comercial.
Por otra parte la elevada viscosidad –de 100 a 10000 veces la viscosidad del agua en
superficie – hace difícil y costoso su transporte desde el reservorio hasta la superficie
en la etapa de producción.
La explotación de crudos pesados y extrapesados presenta así diversas dificultades
cuya resolución se halla en marcha. Por una parte se tiene el problema de su
extracción y transporte lo que involucra problemas de bombeo, upgrading y, por otra,
los de su refinación.
Seguidamente se presentan los retos de esta actividad en especial en cuanto a
extracción si además es en ambientes costa afuera.
•
Recuperación: con miras a recuperar el mayor nivel posible de reservas, se
emplean métodos como inyección de gas miscible y gas pobre a muy alta
presión. Los líquidos miscibles son los que poseen fuerzas intermoleculares
del mismo tipo. Se estima que uno de los métodos eficientes consiste en
inyectar GLP miscible. La inyección de agua no es aconsejable dado que
puede aumentar la viscosidad. Los factores de recuperación dependen no
solo de las condiciones del fluido y calidad del reservorio, sino también de la
tecnología con la que se cuenta, para poder extraer el mayor porcentaje de los
6
Proyecto Magna Reserva (Certificación de la FPO) - Sitio Web PDVSA http://www.pdvsa.com/
25
hidrocarburos. Es por ello, que se han desarrollado numerosos métodos o
técnicas de recuperación mejorada (EOR) las cuales han sido apoyadas por los
cambios tecnológicos ocurridos a lo largo de los últimos 80 años. La técnica
de inyección de gas data de los años 20 e inicialmente se empezó a
experimentar inyectando aire y gas natural. Conforme se dieron los resultados
se empleó el gas natural y se descartó el aire por contener oxígeno, que al
inyectarlo al reservorio era fuente de corrosión y explosiones. Otros gases
fueron utilizados tiempos después, como el dióxido de carbono y el nitrógeno,
los cuales por sus características de trabajar como un gas inerte (no reacciona
químicamente), se convirtieron en los ideales para este tipo de aplicación.
Debido al incremento de los precios, el gas natural se está dejando de
utilizarlo como fuente para inyección al reservorio. Por consiguiente esta es un
área en evolución tecnológica permanente donde se buscan nuevas formas
de gases y productos que permitan extraer más crudo.
•
Pozos: si el crudo pesado se halla en aguas profundas uno de los mayores
problemas consistirá en la separación de arenas dado que la perforación
vertical y direccionada no actúa del mismo modo en reservorios de livianos y
pesados, donde se hallan rocas de poco espesor. Por otra parte, todo ello
requiere
de
mayores
niveles
de
simulación
y
planificación
de
la
exploración/producción sea en ambientes terrestres o marinos.
•
Extracción artificial: se obtiene por métodos alternativos como bombeo
mecánico, bombeo hidráulico, bombeo centrifugo submerso (BCS), gas-lift y
bombeo eléctrico por cavidades progresivas. Con la excepción de este último,
la eficiencia energética decrece rápidamente a medida que crece la
viscosidad. Pero esta última técnica requiere incrementar la vida útil del rotor.
Por otra parte se deberán evaluar nuevos métodos de separación de fases
(centrífugos, electro estáticos, etc.). Para lograr extraerlo mediante diluyentes
debe existir una fuente de abastecimiento cercana, cosa que no es tan
sencilla si además de ser crudos pesados se hallan en ambientes off shore y
de mayores profundidades.
La extracción de crudos pesados de forma
económica y más eficiente continuará siendo un área de I+D en toda ALyC.
26
(Desafíos Tecnológicos para a Elevação de Óleos Pesados - Rhamany Santana,
Marcadores: QG do Petróleo).
La captura, uso y almacenamiento de C02 es una de las mayores áreas de desarrollo
e investigación a nivel mundial. Las oportunidades de desarrollo industrial en el
marco de la economía de bajo carbono, se halla también integrada a la industria del
petróleo.
Los retos para enfrentar el cambio climático y mitigar las emisiones de gases de
efecto invernadero (GEI) han inspirado novedosas soluciones.
La ingeniería necesaria para la implementación de sistemas de captura, uso y
almacenamiento de CO2 que hagan del compuesto un insumo productivo, y
depositarlo en el subsuelo como parte de los procesos de extracción de la industria
petrolera es una iniciativa que estudian países como México.
En el ámbito donde confluye la ciencia, las políticas públicas y la economía, se ha
reflexionado sobre modos de enfrentar las causas del cambio climático, como la
emisión de dióxido de carbono o CO2, y aprovechar las oportunidades económicas
que pudiesen surgir, de su captura y uso, para depositarlo bajo tierra (CCUS por sus
siglas en inglés). Esta solución en particular destaca por la dimensión de los
esfuerzos científicos y técnicos que requiere, pero también por las oportunidades que
genera para el desarrollo tecnológico e industrial en diversos sectores en la economía
mundial. A la pregunta: ¿por qué capturar el CO2?, se responde con el argumento de
que la producción de combustibles y su uso puede generar poco más del 60% del
total de emisiones de GEI, y tan sólo el CO2 representa más de tres cuartas partes. A
nivel global el sector energético contribuye con el 84% de las emisiones mundiales
de CO2 y 64% de las emisiones de GEI. (AIE, WorldEnergy Outlook 2009). Sin
embargo, no sería el caso de Argentina.
En el caso del shale gas y shale oil, los avances serán numerosos y se vinculan tanto
con la mejora de las técnicas de fractura hidráulica (lo que incluye usos de nuevas de
arenas sintéticas -“proppants”), diversos tipos de gel y otros productos químicos para
27
incrementar la viscosidad del agua, como con las de perforación direccionada y
simulación de comportamiento de reservorios. Estas tecnologías hoy son conocidas y
sobre su base se prevén adelantos.
Como es sabido, la transformación en la producción de shale gas se ha debido por la
combinación de técnicas de perforación horizontal -que permiten atravesar mayores
extensiones del reservorio y producir las condiciones para su fractura hidráulica
mediante inyección de agua a muy alta presión sobre áreas más extensas. Junto a la
fractura se introducen arenas resinosas o cerámicas para mantener abierta la roca
fracturada y permitir así que los hidrocarburos se liberen y fluyan. Una batería de
pozos y tuberías capturan el producto y lo conecta con las instalaciones de superficie.
Los avances previstos continúan sobre la línea de multiplicar la captura bajo la
superficie desde una menor cantidad de instalaciones superficiales.
Dado que en la Argentina existe un elevado potencial de este tipo de recursos en
áreas próximas a las que representan el mayor aporte de convencionales -pero con
escasa experiencia, equipos y logística-, de todos los desafíos futuros prospectados,
este es el de mayor pertinencia para el país.
Entre las nuevas técnicas se halla también la Re-fracturación (fracking). Esta técnica
consiste en volver a aplicar fractura hidráulica en los pozos donde ya se había
efectuado. Se cree que si bien ella ya se aplica para casos de crudos convencionales,
funcionará aún mejor en los yacimientos donde se explota el shale. En principio en
todos los casos implica además mejorar las tecnologías de fractura lo que es una
línea permanente de I+D.
En realidad el mayor desafío de la explotación del shale es reducir sus costos e
impactos ambientales. La técnica de direccionamiento vertical-horizontal junto al
monitoreo mediante sensores remotos es la que se cree permitirá mejorar tanto la
explotación como la minimización del daño medioambiental.
Por otra parte en el caso de la explotación del shale se utilizan diversos agentes
químicos cuya mejora y diversificación es permanente. Entre los fluidos de fractura
se tienen: a) diversos tipos de gel (en general goma guar parcialmente
28
despolimerizada como espesante, emulgente o estabilizador, este tipo de productos
se suele utilizarse en la industria de alimentos, ej: goma garrofín (E 410), goma guar
(E 412) y goma xantana (E 415)); b) agentes catalizadores basados en partículas como
circonio; c) lubricantes basados en polímeros; d) enzimas y biocidas.
Un problema particular y de alto impacto es que la explotación del shale requiere del
uso de grandes cantidades de agua que luego no pueden ser reutilizadas. Además, el
manejo de la salinidad del agua es uno de los mayores desafíos en este aspecto de la
explotación del shale.
Experimentos recientes apuntan a lograr que el agua tolere ciertos niveles de
cloruros, con lo cual se resuelve el problema de compatibilidad entre uso de agua
salina y equipos, pero no el retorno de agua reutilizable. Donde el agua marina (o
salina de pozos) se halla disponible, el problema será hallar el grado de
compatibilidad entre equipos y niveles de salinidad para lo cual el tratamiento es
crucial. Sin embargo, la no reutilización de aguas dulces es un problema que no se ha
resuelto, lo que hace al cálculo de la cantidad de agua disponible. Respecto a la
contaminación de otras napas de agua, el problema es variable dependiendo de la
proximidad de los yacimientos explotados a las napas y al cuidado empleado durante
el proceso de perforación y cementado de pozos (WEC, 2010, Survey of Energy
Resources: Focus on Shale Gas).
Por último en el área de la explotación de hidrocarburos, la mejora continua en
equipos y técnicas de perforación pareciera ser la clave. Los desafíos de la
perforación a 45 grados ya están siendo analizados en muchos países. Entre ellos,
Brasil la experimenta para llegar a yacimientos marinos desde tierra.
Para la Argentina existen dos desafíos y oportunidades que se desprenden de este
panorama que no incluye el análisis de los biocombustibles ni la refinación: Uno de
ellos es identificar dentro de las actividades que se desarrollan a escala mundial y
regional, para cuál o cuáles de los componentes o insumos que se requerirán, el país
puede profundizar líneas de I+D y producción para convertirse en proveedor
específico de insumos, repuestos, servicios.
29
El otro se refiere a los que se derivan de la explotación del shale oil y shale gas,
camino que ya ha emprendido, no sin serias dificultades por lo que implica la
disponibilidad de equipos y experticia específica.
Aunque la idea de los “clusters tecnológicos” y sus ventajas han sido consideradas
para varios casos e industrias, para el caso de la industria petrolera el tema comienza
a cobrar elevada relevancia tras la nacionalización de YPF y tras la necesidad de
incursionar en la explotación del shale.
En la actualidad el Cluster Shale Neuquén se halla en una etapa incipiente. YPF ha
identificado en estos tiempos algunas áreas específicas de acción:

Tubulares
Termorrígidos:
remplazar
tuberías metálicas
por
productos
reforzados de fibra de vidrio (Epoxi reforzado de fibra de vidrio). A tal fin se
halla en estudio el empleo de nuevos materiales y tecnologías (incluyendo
adición de nano partículas). El desafío es obtener productos que soporten
mayores niveles de presión y temperatura para superar las barreras naturales
de las tuberías metálicas (erosión, corrosión, fatiga). Para ello cuenta con
socios tecnológicos en tres PyME y el Instituto de Tecnología de Materiales
(ITM)de la Universidad Nacional de Mar del Plata (UNMdP) y del Consejo
Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) cuenta con
laboratorios customizados de origen alemán, siendo el único en ALyC de dos
en el mundo.

Agentes de sostén: estudio de comportamiento y provisión de distinto tipo de
arenas sintéticas y naturales para los procesos de apertura tras la fractura
hidráulica. Cabe decir que sobre esta actividad se han puesto grandes
expectativas dada la escasez, costo y problemas de traslado y logística de los
proppants o arenas. Trabajan por ahora en ello, Instituto de Recursos
Minerales de la Universidad Nacional de La Plata (INREMI-UNLP); el Instituto
de Geología de Costas y del Cuaternario de la Universidad Nacional de Mar del
Plata (IGCyC –UNMDP) y próximamente el Instituto de Investigaciones
Mineras de la Universidad Nacional de San Juan (IIM-UNSJ) -en los tres casos
se estudia
arenas naturales); INTECIN-UNC/CONICET (recubrimiento de
30
materiales);
CETMIC-UN
LP
/CONICET
-CIC
(Cerámicos);
Laboratorio
Weatherford Argentina Neuquén y próximamente el INTI (etapa evaluación de
alternativas). La cadena de posibles proveedores no está definida (Fuente:
YPF-Innovación Tecnológica, presentación Cluster Shale Neuquén, 24-5-2012ID 3216/2012).

Resin Proppants for Neuquen Basin: se trata de un potencial proveedor de
proppants, cuya vinculación con Argentina data de 1998, los productos ya se
hallan desarrollados en los Estados Unidos y serían aptos para la explotación
en Neuquén: OptiProp G2 - Premium Curable Resin Coated Sand; Power Prop
- Premium Precured Resin Coated Sand.
Resultados del apoyo a nivel Nación. Programa de desarrollo de proveedores: se
refiere a las actividades desarrolladas en el marco del Plan Estratégico Industrial (PEI
20-20) con base a resultados preliminares de 195 casos. Los rasgos generales serían:
ocupación promedio: 70 empleados; Intervalo de facturación predominante: entre 1 y
50 millones de pesos (en los últimos 5 años, las ventas crecieron por debajo del
promedio nacional en el 80% de los casos).Tienden a predominar las empresas que
no exportan o cuyo coeficiente de exportación es menor al 13% (operan
fundamentalmente en el mercado nacional, en promedio, 86% de las ventas
destinadas al mercado interno), 93% de las empresas son de capital nacional, y sólo
un 10% pertenece a un grupo económico. Período de creación prevaleciente: antes
de 1976 (39%).70% realizan actividades en el Upstream. Prácticamente la totalidad de
las empresas ofrecen bienes y cerca de la mitad provee también servicios.
Principales bienes ofrecidos a la industria petrolera: válvulas de accionamiento
manual, recipientes a presión, tanques de almacenamiento, tableros de control y
equipos de cabezal de pozo. Principales servicios ofrecidos: ingeniería mecánica y
eléctrica, mantenimiento mecánico, instrumentación y control (Fuente: Presentación
Lic. Gonzalo Soler, Secretaría de Planeamiento Estratégico Industrial, Ministerio de
Industria de la Nación, Neuquén, 24-05-12).
En la investigación realizada no se ha detectado que se incluya dentro del cluster
empresas de servicios medioambientales, ni de provisión y acondicionamiento y
31
tratamiento de agua, como tampoco de diseño de logística. Tampoco se identifican
iniciativas para la producción local de equipos o parte de ellos como pueden ser
trépanos, sondas, etc. En tal sentido las iniciativas aparecen sesgadas a la
producción metalmecánica de baja complejidad o bien a la provisión de insumos
como los proppants.
Desde el punto de vista del potencial instalado en el sistema universitario nacional no
es posible detectar la suficiencia o no de los recursos de capacitación, aunque se
vislumbra son insuficientes, tanto como la articulación de los mismos en torno a un
proyecto tecnológico definido para la industria, dada la novedad de la instalación del
tema en la agenda política nacional. Por otra parte y en comparación con los países
desarrollados y economías emergentes, se observa una notoria falta de laboratorios
de alta complejidad y una débil identificación de las capacidades existentes para
articular actividades definidas en torno a un programa de desarrollo de proveedores
no sólo para la industria local sino para lograr una inserción a escala regional.
La iniciativa de YPF-Innovación Tecnológica apunta esencialmente a colaborar con la
puesta en valor de los vastos recursos no convencionales disponibles a nivel local,
tales como el tight gas, el shale gas y el shaleoil, además de abrir grandes puertas en
el exterior, al posibilitar la exportación de equipos y servicios de alta complejidad. La
voluntad para avanzar en ese sentido existe, lo cual es fundamental. Sin embargo, se
debe delinear con inteligencia estrategias claras en torno a la especialización de la
nueva empresa, por un lado, y a su eventual asociación con otras compañías en
algunos temas específicos, en base a las potencialidades que ofrece el país. Aunque
existen empresas capaces de brindar soluciones tecnológicas de vanguardia en el
plano doméstico y a la vez competir de igual a igual en el mercado internacional, se
debe reconocer que tras varios procesos de desindustrialización en Argentina, el
desafío es establecer lineamientos claros, bien definidos y sostenidos en el tiempo.
La experiencia Argentina e internacional, revelan que estos procesos requieren
continuidad en el largo plazo como único modo de superar las múltiples barreras
existentes.
Por otra parte no se ha podido acceder a un inventario de actividades para conocer la
existencia o no de capacidades productivas locales e internacionales a fin de realizar
32
una evaluación estratégica integral, tarea que sería necesaria para poder definir un
plan de desarrollo tecnológico e industrial orgánico y acotado a lo que sería factible
de lograr en los próximos veinte años.
Del análisis efectuado surge que a pesar de la existencia de núcleos de investigación
específica vinculados con los desafíos de la industria, Argentina se halla en una etapa
incipiente y de promoción de la idea del cluster para la industria petrolera, pero sin
una clara visualización de las barreras tanto en términos de disponibilidad de
materiales (insumos de todo tipo), como de recursos.
Un área no mencionada en el cluster y donde la Argentina podría tener ventajas a
nivel internacional es precisamente en el de la industria de tuberías de acero y otras,
dada la larga experticia de grupos dedicados a ello y de larga data.
Dado que no es posible definir un programa específico integrado, tampoco es posible
tener estimaciones sobre el impacto sobre el valor agregado y el empleo, más allá del
señalado con los datos presentes del Ministerio de Industria. Sin duda, el desarrollo
intensivo de estas actividades crearía fuertes impactos multiplicadores sobre todo en
un marco estable de elevados precios para los productos energéticos.
Como es sabido, la complejidad de las variables que determinan distintos aspectos
del marco macroeconómico tendrá una gran influencia sobre el desarrollo del cluster
en particular, pero también sobre el conjunto de la industria.
En tanto el panorama de una creciente declinación de la producción nacional de
hidrocarburos implica el avance de hecho sobre una internalización en la economía de
precios a paridad de importación, se genera con ello desafíos y oportunidades. Los
desafíos: a) la obtención de divisas para lograr tener una balanza comercial
equilibrada; b) precios de oferta competitivos para la industria y los consumidores; c)
reducir el impacto fiscal de no transferir a la sociedad el mayor costo real de la
energía vis a vis el impacto fiscal de hacerlo, dado que se busca evitar esquemas
recesivos que podrían originarse por una reducción de la demanda agregada
impulsada en más de 70% por el consumo.
33
De estos desafíos surge como oportunidad lograr que el incremento de precios de
los hidrocarburos induzca de modo paralelo a un mayor incentivo de rentabilidad para
los productores que logre ser inferior al costo de las importaciones. Con ello se
resuelve de modo parcial el problema de las divisas y presión fiscal directa, pero
requiere corregir progresivamente la política de tarifas.
Desde el punto de vista de lograr encadenamientos productivos en la cadena
petrolera, la principal cuestión es -además de la definición precisa de actividades de
sustitución parcial de importaciones posible y deseable- definir una política de
importaciones admitidas y resolver el tema de las reglas de remisión de utilidades al
exterior, tema central dado que existe una fuerte presencia de empresas
trasnacionales (o aún translatinas) cuyas exigencias al respecto son ineludibles. Ello
implica
un
proceso
de
negociaciones
complejas
dadas
las
restricciones
macroeconómicas globales y las complejas interdependencias insinuadas.
34
3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE POLÍTICA DE
INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN.
Las oportunidades y amenazas identificadas han sido expuestas de modo resumido
en los últimos párrafos del punto anterior.
Por una parte se tiene un entorno macroeconómico delicado que requiere ser
sostenido a riesgo de generar situaciones de recesión que abortarían rápidamente las
iniciativas comenzadas. Tal entorno no se basa tan sólo en debilidades y
contradicciones internas de la política macroeconómica, sino de un contexto
internacional complejo sobre el que no es necesario abundar.
Las oportunidades devienen del reconocimiento de la necesidad de superar la
dependencia de hidrocarburos importados mediante una opción de desarrollo local
de la producción de gas (y de petróleo) que puede tener encadenamientos
productivos de importancia para ciertas nuevas industrias (Ej. la de proppants;
tuberías de acero y nuevos materiales resistentes a mayores presiones y
temperaturas) y otras ya existentes pero que podrían crecer si ponen su foco, no sólo
en el mercado local, sino en los desafíos regionales (ej. desarrollo de crudos pesados
en Venezuela y Colombia; parte de los insumos requeridos por Brasil para el
yacimiento Presal). Tales industrias se vinculan con la fabricación de válvulas de
accionamiento
manual
y
mecánico,
recipientes
a
presión,
tanques
de
almacenamiento, tableros de control y equipos de cabezal de pozo, y también con
ingeniería y tecnologías de medición remota. Por otra parte las áreas de servicios en
ingeniería mecánica, eléctrica y ambiental, mantenimiento mecánico, instrumentación
y control y obras civiles de logística serán un campo fructífero.
Las debilidades de la base científica, tecnológica y empresarial deviene de la elevada
dispersión, escasa coordinación y ausencia de cultura interactiva entre las actividades
de ciencia y técnica con la industria a raíz de la ausencia de una política de largo plazo
explicada a su vez por los cambios de rumbo macroeconómico de los últimos 40
años y que comienzan a ser parcialmente revertidos después del año 2003 e
intensificados tras 2008 como respuesta a la crisis, pero en un progresivo panorama
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de estrechamiento de los superávits gemelos (lo que se deriva del marco
internacional y se intenta atenuar mediante políticas activas internas, por necesidad
contradictorias).
Una de las principales barreras a superar es mantener la continuidad de las políticas
en materia de ciencia y tecnología para I+D (CyT/I+D), en líneas acordes a las
necesidades que implica superar el desafío de alcanzar la sostenibilidad del sector
energético.
Entre las actividades prioritarias que se supone de mayor focalización se requiere se
hallarían las siguientes:
•
Identificar capacidades locales en Sísmica 2 y 3D: a) RRHH; b) tecnologías; c)
repuestos e insumos; d) capacidad informática; e) posibilidad de fabricación
de vehículos, geófonos, etc.
•
Identificar posibilidad de fabricación de trépanos adecuados o bien su
acondicionamiento, en caso contrario, facilitar su obtención.
•
Capacitación en diseño y manejo de perforación de pozos y su equipamiento
(repuestos, reparación, montaje, etc.).
•
Acceso a especialistas en equipamiento para fractura hidráulica (bombas,
compresores, repuestos, estudios, simulaciones, posibilidades de fabricación
total o parcial).
•
Especialistas en manejo de aguas para explotación de shale.
•
Ingeniería de pozos.
•
Ingeniería ambiental y civil asociada a la explotación del shale.
•
Expertos integrales en aspectos técnicos y económicos de la energía y el
medioambiente.
36
•
Experticia en logística compleja para explotación de shale.
Sin embargo, esta identificación preliminar y superficial requeriría ser superada de un
modo mucho más orgánico.
Se necesita así, para este caso particular, de un inventario de actividades específicas
vinculadas a cada sub-eslabón que compone cada etapa del upstream, midstream y
downstream de la industria petrolera.
Esto significa una identificación a nivel de ingeniería tipificada de proyectos, de las
actividades, insumos, productos, capacidades, proveedores y vínculos que suponen
estos proyectos. De modo paralelo, se debe investigar sobre el acceso a posibles
mercados futuros para alguna de estas componentes,
para el caso de que las
escalas de producción a nivel local no fueran suficientes para inducir a una
sustitución de importaciones eficiente.
Es decir la tarea central, es la definición precisa de los núcleos de actividad que el
país puede y desea desarrollar, tarea que no es posible realizar sin un gran esfuerzo
de recursos destinados a tal fin.
Identificadas estas actividades y requerimientos, se debe establecer un fino vínculo
con necesidades de investigación, equipamiento de laboratorios, talleres para diseño
experimental de prototipos, y capacitación de los recursos humanos de distinto nivel
(lo que supone articular capacitación laboral de niveles básicos, intermedios y de alta
especialización)
A su vez se requiere de un sistema informático articulado que identifique de manera
veloz y amigable el conjunto de instituciones y personas vinculadas al sector.
Iniciativas como el registro unificado nacional de los datos curriculares del personal
científico y tecnológico (CVAr) deberían ir siendo replicadas a niveles de capacidades
intermedias desde las propias empresas e instituciones municipales, provinciales y
nacionales. Un sistema informático de cruce entre disponibilidad de recursos
humanos, equipos, laboratorios y requerimientos podría así ser construido,
disminuyendo los costos de las decisiones y estudios necesarios.
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Es que sin una identificación precisa como la señalada, las articulaciones se realizarán
únicamente por medio de mecanismos de mercado que, en ausencia de una política
proactiva por parte del Estado, pueden resultar en un freno, en tanto las condiciones
de mercado pueden generar un grado de incertidumbre que paralice procesos de
toma de decisiones y puesta en marcha de proyectos. Ello, en el caso argentino sería
de mucha gravedad por las implicancias que tendría para la sostenibilidad de la
balanza comercial.
Es obvio que una política de este tipo debe ser establecida como política de estado
de largo plazo, con la comprensión de que la asignación presupuestaria debe permitir
un franco desarrollo industrial que de otro modo no sería producido.
La articulación entre instancias y distintos estamentos de gobierno es un imperativo
no sólo para facilitar la articulación público privada en materia de inversiones y la
articulación con actividades de (CyT/I+D), sino para crear un marco normativo estable
que incluya los aspectos técnicos, ambientales, sociales y económicos de la energía,
que permitan el desarrollo de los clusters en torno a la actividad petrolera.
Asimismo, es necesario que estos clusters, incorporen nuevas actividades de I+D
para el reemplazo parcial del petróleo y gas a mediano plazo intensificando negocios
energéticos integrales que atiendan a la diversificación de la matriz de energía y
fortalezcan empresas de energía integrales, lo que debería liderar YPF.
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