Del “mar de gas” de Sánchez al de Paz Pereira

Hay una expresión que parecía archivada en el lenguaje hidrocarburífero boliviano: “mar de gas”. La utilizó repetidamente Luis Alberto Sánchez, el último ministro de Hidrocarburos del gobierno de Evo Morales. En 2018 llegó a afirmar que Bolivia contaba con alrededor de 1.000 TCF de recursos de gas no convencional, frente a unos 132 TCF de recursos convencionales pese a que las certificaciones oficiales mostraban apenas 10 y en constante bajada. Es verdad que Sánchez aclaraba que se trataba de recursos que necesitaban inversión para transformarse en reservas, aunque nunca se atrevieron a poner el concepto “fracking” sobre la mesa en debate amplio.

Ahora, ocho años después, el presidente Rodrigo Paz Pereira vuelve a utilizar una imagen similar, aunque con un ingrediente que entonces no estaba en el centro del discurso oficial: Vaca Muerta, el megayacimiento argentino – desarrollado inicialmente por una YPF nacionalizada - con el que el vecino país planea inundar los mercados de todo el mundo, y que de hecho, ya lo está haciendo.

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El martes, durante la presentación de Montecristo-9, en Okinawa Uno, Paz aseguró que la estructura donde se encuentra el pozo tiene características similares a las de la formación argentina y afirmó que Bolivia tiene “lo mismo”. Añadió que el desarrollo de la experiencia – tecnológica, se entiende - podría permitir desarrollar hasta 90 campos, con una inversión futura estimada en 1.600 millones de dólares.

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La frase presidencial simplifica una cuestión geológica y tecnológica bastante más compleja, pero detrás de esa simplificación hay una novedad importante: Bolivia – bajo la gestión de YPFB - está probando por primera vez una tecnología destinada a producir hidrocarburos de formaciones de baja permeabilidad – un concepto asociado a la fractura hidráulica -. Y eso vuelve a abrir la historia del viejo “mar de gas”.

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El mar de Sánchez

Cuando Sánchez hablaba de los recursos no convencionales, no estaba inventando una categoría inexistente. En febrero de 2018, el entonces ministro anunció que había empresas internacionales interesadas en explorar gas no convencional o shale gas en Bolivia y sostuvo que los estudios de la consultora francesa Beicip Franlab habían identificado enormes volúmenes potenciales. Para la cuenca del río Madre de Dios, por ejemplo, mencionó estimaciones de entre 12 y 120 TCF de gas, además de importantes volúmenes potenciales de petróleo.

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Poco después, en el Foro de YPFB de 2018, Sánchez elevó la apuesta. Habló de 132 TCF de recursos convencionales y cerca de 1.000 TCF de recursos no convencionales, pero introdujo una precisión que hoy resulta particularmente relevante: aquello eran recursos, no reservas. “Lo que necesitamos son inversiones para transformar los recursos en reservas”, dijo entonces, cuando ya se apuntaba a cambios de ley pensando en la famosa “seguridad jurídica”. Eran las postrimerías del evismo.

La distinción es fundamental. Un recurso es una estimación de hidrocarburos que podría existir y eventualmente recuperarse. Una reserva requiere un nivel de conocimiento geológico y técnico mucho mayor y, además, que su explotación sea considerada comercialmente viable bajo determinadas condiciones.

El “mar de gas” de Sánchez era, por tanto, fundamentalmente una estimación de potencial hidrocarburífero no convencional, y faltaba el paso decisivo: convertir ese potencial en producción.

Beicip y las cifras

El origen de algunas de aquellas cifras estaba en estudios de Beicip Franlab encargados durante la gestión de Sánchez.

En 2018, la consultora hablaba de una evaluación de las diferentes cuencas bolivianas para estimar recursos convencionales y no convencionales. Una publicación de la época recogía una estimación de unos 130 TCF de recursos convencionales y señalaba que los no convencionales podían multiplicar varias veces esa cifra.

Sánchez utilizó posteriormente una cifra de hasta 1.000 TCF para dimensionar el potencial no convencional. El dato, obviamente, no equivalía a 1.000 TCF de reservas listas para producir, pero el exitismo político convirtió un escenario potencial en una “burla” para la opinión pública y no porque los recursos no convencionales fueran necesariamente inexistentes, sino porque pasar de una estimación geológica a una industria productiva exige perforar, probar, conocer las formaciones, determinar tasas de recuperación, disponer de tecnología, infraestructura y mercados, y demostrar que los costos permiten producir de manera competitiva.

En otras palabras: el problema no era solamente cuánto gas había debajo de Bolivia. Era cómo sacarlo. Sánchez hablaba bajito de shale gas y de hidrocarburos no convencionales. Incluso en 2018 defendió públicamente la posibilidad de explorar estos recursos y relativizó los impactos ambientales asociados a la fracturación hidráulica, pero el fracking nunca se mencionó explícitamente ni llegó a convertirse en una política de explotación desarrollada en Bolivia, seguramente por la imagen proyectada de Evo Morales defensor de la Madre Tierra. Fracking eran palabras mayores.

La discusión quedó en el terreno de las estimaciones, los estudios, las áreas potenciales y las promesas de inversión. La adjudicación a Cancambria Corps, por ejemplo, nunca fue informada y el tema simplemente se diluyó en los años siguientes, entre los cálculos del gobierno de Luis Arce y los esfuerzos técnicos de YPFB nacionalizada de materializar los sucesivos “planes de desarrollo acelerado del Upstream” que contemplaban entre otras cosas este tipo de proyectos de recuperación secundaria y nuevas tecnologías como el Montecristo o el Junín 9D.

Montecristo: del recurso a la tecnología

YPFB presenta Montecristo-9 como un pozo piloto destinado a evaluar la producción de gas y condensado de las formaciones Huamampampa y Los Monos con nuevas tecnologías que flirtean con el “temido” fracking.

La característica decisiva es que se trata de formaciones de baja permeabilidad. El gas puede estar presente en la roca, pero no necesariamente puede desplazarse hacia el pozo en cantidades suficientes para hacer rentable una explotación convencional.

YPFB inició las operaciones de estimulación del MTC-9 por etapas el 14 de agosto y señala que las decisiones técnicas se toman en función de los resultados obtenidos.

La estatal ha explicado que el objetivo es determinar si la explotación puede ser técnica y económicamente viable y utilizar el conocimiento adquirido para evaluar otros pozos piloto.

Al día siguiente del anuncio presidencial, el gerente general de YPFB Chaco, Abel Villegas, describió además el proyecto como parte de la búsqueda de reservorios no convencionales.

Es probablemente la frase más importante para entender el nuevo escenario. Porque permite conectar el “mar de gas” de hace ocho años con Montecristo.

¿Qué quiere decir Paz con Vaca Muerta?

Vaca Muerta no es simplemente un campo gasífero. Es una extensa formación de hidrocarburos no convencionales en Argentina que contiene principalmente petróleo y gas alojados en roca de muy baja permeabilidad. Su desarrollo comercial se basa en una combinación de perforación horizontal y fracturación hidráulica.

La fracturación hidráulica permite aumentar artificialmente la permeabilidad de la formación mediante la generación o ampliación de fracturas a través de fluidos inyectados a alta presión. Normalmente se incorpora arena u otro material de sostén para mantener abiertas esas fracturas.

Por eso, cuando Paz dice que Montecristo tiene una conformación “parecida” a Vaca Muerta, está haciendo una comparación mucho más significativa de lo que parece. No quiere decir que Montecristo sea Vaca Muerta. Quiere decir, según la interpretación que se desprende de sus declaraciones y de la explicación técnica de YPFB, que Bolivia estaría probando una tecnología para producir hidrocarburos que se encuentran en formaciones de baja permeabilidad y que podrían formar parte de una frontera de recursos no convencionales.

¿Y los 90 campos?

Aquí también hay que traducir el lenguaje presidencial. Montecristo-9 no puede “crear” 90 campos. Lo que Paz está planteando es que, si la tecnología aplicada en el pozo piloto funciona, podría replicarse en otras estructuras con características geológicas similares.

YPFB explica justamente que Montecristo debe servir para obtener información sobre la viabilidad de una explotación regular y sostenida y para evaluar otros pozos piloto.

Los “90 campos”, por tanto, deben entenderse como una proyección de aplicación de la tecnología a otras estructuras, no como una estimación de que Montecristo contenga 90 campos ni como reservas ya descubiertas.

La pieza que falta: ¿es fracking?

El tema está en debate desde ayer. YPFB habla de estimulación hidráulica.

En ingeniería petrolera, ese concepto es más amplio que la fracturación hidráulica. Existen diferentes métodos para aumentar la productividad de una formación.

Pero la fracturación hidráulica —hydraulic fracturing— es precisamente una de las principales técnicas empleadas para desarrollar reservorios de muy baja permeabilidad.

Por eso la comparación con Vaca Muerta vuelve inevitable la pregunta.

¿Qué se hizo exactamente en Montecristo-9?

La respuesta requiere conocer datos que YPFB todavía no ha hecho públicos: presiones de inyección, composición y volumen de los fluidos, utilización de arena o proppant, geometría de las fracturas y características del tratamiento.

Hasta disponer de esa información, no corresponde afirmar que Montecristo-9 sea un proyecto de fracking, pero tampoco parece suficiente limitarse a repetir que se trata de “estimulación hidráulica” sin explicar qué significa exactamente en este caso. La tecnología utilizada es, precisamente, el objeto que el piloto pretende validar.

La diferencia entre Bolivia y Vaca Muerta

La comparación con Argentina también tiene límites. Vaca Muerta ha demostrado que un recurso no convencional puede transformarse en una industria de gran escala, pero ese resultado no surgió simplemente de tener una formación geológica favorable.

Requirió años de perforación, aprendizaje tecnológico, inversión, infraestructura, oleoductos y gasoductos, plantas de procesamiento y una escala creciente de operaciones.

También existe una discusión ambiental y social alrededor de su desarrollo. Investigaciones académicas han documentado conflictos territoriales y ambientales asociados a la expansión del fracking en Neuquén, incluidos conflictos con comunidades mapuche.

Por tanto, Vaca Muerta puede ser un referente tecnológico y productivo, pero no una garantía de que la experiencia pueda reproducirse automáticamente en Bolivia.

Y está el agua

Cualquier salto hacia los hidrocarburos no convencionales abre además una discusión ambiental que en Bolivia tendrá características propias.

La fracturación hidráulica puede requerir importantes volúmenes de agua y genera fluidos de retorno y aguas producidas que deben ser gestionados. Los riesgos ambientales identificados internacionalmente incluyen derrames, problemas en la integridad de los pozos y una gestión inadecuada de las aguas residuales.

Eso no significa que una operación de fracking contamine inevitablemente los acuíferos, pero estamos hablando – en la zona más tradicional – del acuífero guaraní, uno de los reservorios subterráneos de agua dulce más grandes del mundo.

La cuestión depende de la geología, el diseño y cementación del pozo, la profundidad de las formaciones, la gestión de fluidos y los controles ambientales.

Por eso, para Bolivia será particularmente importante determinar qué acuíferos existen en las áreas donde eventualmente se extienda esta tecnología y qué relación hidrogeológica tienen con las formaciones productoras.

Del “mar” al subsuelo

Entre el “mar de gas” de Sánchez y el de Paz hay una diferencia de ocho años.

En 2018, el Estado hablaba de un enorme volumen potencial de recursos no convencionales y buscaba inversores para convertirlos en reservas en un tiempo en el que aún se debatía sobre las alternativas a los combustibles fósiles y la mayoría de los gobiernos cerraban filas contra el cambio climático.

En 2026, cuando las políticas verdes son denostadas, el Gobierno presenta un pozo piloto que pretende probar una tecnología para producir en una formación de baja permeabilidad y utiliza Vaca Muerta como referencia.

El “mar de gas” de Sánchez necesitaba pasar de la estimación geológica a la perforación y la prueba. El de Paz necesita ahora pasar de la prueba tecnológica a resultados repetibles.

Montecristo-9 es, en ese sentido, un experimento mucho más concreto que los anuncios de hace ocho años. Si funciona, podría abrir una nueva frontera para el gas y los líquidos bolivianos y permitir que una tecnología probada en un pozo piloto sea aplicada a otras estructuras.

Si no funciona, habrá que determinar si el problema está en la geología, en la productividad de la formación, en los costos o en la propia tecnología. Todavía falta esa respuesta.