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Juan Moirano: “Estamos tomando décadas de experiencia de trabajo en la industria hidrocarburífera para traerla a la Facultad”

Hace unas semanas, el Consejo Directivo de la Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísicas aprobó una nueva línea de trabajo dentro del laboratorio MAGGIA titulada Geociencia para la industria del petróleo y el gas. Junto a los geofísicos Juan Tavella* y Federico Späth*, el Dr. en Geofísica Juan Moirano*, lleva adelante el seminario: Técnicas de caracterización sísmica de reservorios, que propone intensificar el vínculo entre la formación universitaria y la industria del petróleo y el gas.

Una materia de posgrado con demanda

Juan Moirano, junto a los geofísicos Federico Späth y Juan Tavella -ambos egresados de FCAG- concretaron una materia de posgrado dirigida a quienes trabajan en la industria del petróleo y del gas. "Básicamente quisimos aprovechar la experiencia que tenemos los tres, que nos hemos especializado en temas diferentes pero que convergen en el trabajo de caracterización de reservorios. Esta es la actividad principal de los geofísicos en las empresas petroleras y consiste en indicar los lugares más convenientes para perforar en función del análisis de parámetros estimados a partir de información que nos provee la geofísica, en este caso el método sísmico de prospección", dijo.

Los tres docentes se muestran más que entusiasmados con la receptividad de la materia "Técnicas de caracterización sísmica de reservorios". "Antes de dar inicio, no nos imaginábamos que tendría tan buena repercusión; es evidente que vino a cubrir una necesidad de muchos geofísicos y muchos geólogos, entre otros perfiles", agregó Moirano.

"Es una materia muy orientada a la práctica y habíamos pensado un cupo de 20 personas en cada edición pero tuvimos que aceptar a más inscritos, con la salvedad de que lo hicieran como oyentes, porque no nos da el tiempo ni los recursos para atender a todos en los trabajos prácticos. Durante la pandemia, al implementar la materia en la modalidad de clase sincrónica no presencial, esta demanda aumentó y tuvimos estudiantes de posgrado de varias regiones de nuestro país y el exterior, personas que de otra forma, nunca hubieran cursado", dijo.

Sobre el perfil de los estudiantes, el Dr. Moirano dijo que la gran mayoría son graduados y hay un porcentaje muy grande de personas que hace años trabajan en la industria - por ejemplo, hay más de diez entre los que ya han cursado, que trabajan en YPF- y que se anotan con el objetivo de capacitarse en técnicas que por su perfil profesional actual, no han usado aún. "Estamos muy entusiasmados y pensando cómo ir mejorando la materia aprovechando la experiencia ganada en los primeros años que la hemos dictado", agregó.

La nueva línea de trabajo en el laboratorio MAGGIA permite tener un marco más institucional. "Nos pareció una idea interesante. Hace 20 años que trabajo en la industria del petróleo. Visto el éxito que tuvo la materia, podemos avanzar aún más. Puede ser estrictamente en el rubro de la enseñanza o puede ser alguna otra actividad. Es fundamental que haya un vínculo fuerte entre la universidad y la industria, sea estatal o privada, para favorecer la cooperación en desarrollo tecnológico", sostiene Moirano.

Geociencia para la industria del petróleo y el gas

Esta nueva línea de trabajo dentro del Laboratorio MAGGIA (de Meteorología espacial, Atmósfera terrestre, Geodesia, Geodinámica, diseño de Instrumental y Astrometría) toma al Seminario de Posgrado como una herramienta necesaria y vinculante con la demanda de la industria y con lo esencial que reviste formar y capacitar a graduados que ya están insertos en el campo profesional, o están próximos a ese paso.

La Facultad tiene una larga tradición en investigación básica y aplicada así como de cooperación con la industria y lo vemos, por ejemplo, con el trabajo del Departamento de Geofísica Aplicada. "Nuestro proyecto es un complemento, algo más que hará la Facultad en esa dirección: queremos aprovechar nuestra experiencia de décadas de trabajo en la industria para reforzar el vínculo de esta con la universidad. Es algo poco común, incluso en la región, y deseamos sumarlo a la historia de nuestra Facultad que, de por sí, es bastante rica", dijo y reforzó: "Hay muchas ideas, algunas estrictamente en enseñanza, como poder generar alguna otra materia, y también algún pequeño desarrollo, ya no sólo en manos de quienes dictamos el Seminario sino con el equipo de MAGGIA y otros profesionales que tienen interés en acercarse a la Facultad".

¿De qué se trata el Seminario?

El seminario de Tavella, Späth, y Moirano se enfoca en técnicas de caracterización sísmica de reservorios, basadas en el método sísmico de prospección. Se trata de herramientas que se utilizan para en última instancia bajar el riesgo de equivocarse en la exploración y desarrollo de yacimientos de petróleo y de gas: tratar de estimar parámetros físicos de las rocas a través del análisis de observaciones empleando modelos físicos y matemáticos. Luego transformar los parámetros físicos en parámetros de reservorio, calcular porosidad y el espacio que hay dentro de la roca, estimar la probabilidad de que haya gas o petróleo en esos espacios. Es mucho más que tener una imagen sísmica, que es lo que se obtiene como resultado primario del método sísmico de prospección. Son métodos que históricamente eran denominados "estudios especiales". "Ahora entendemos que todos los geofísicos los deben dominar", agregó.

La práctica en la materia dictada consiste en la caracterización de un caso real de yacimiento convencional: "no nos enfocamos en los no convencionales, sino en reservorios más tradicionales. Tenemos la formación y la capacidad de abordar este tema y de hecho los tres trabajamos en eso hace varios años, pero si bien el tema se aborda en la teoría, la caracterización de los yacimientos no convencionales en la práctica tiene complejidades que no la hacen óptima para aprender las herramientas de la caracterización de reservorios que pretendemos enseñar en los tiempos de una materia de posgrado. Entonces concluimos que meter en una sola materia también a los no convencionales era pretender demasiado", agregó.

En relación con la carrera de Geofísica, Moirano comenta sobre el momento mundial actual donde el tema de la transición energética es un proceso en marcha que no se sabe bien dónde llevará, en relación al reemplazo de los combustibles fósiles. "Hay una especie de cultura, sobre todo en los países occidentales, en caracterizar a nuestra industria como sucia y eso, tal vez, provoca que los jóvenes no quieran estudiar Geofísica o Geología. Es difícil saber si vamos a tener la demanda de profesionales que tuvimos durante el auge de la industria del petróleo y el gas que lleva más de 100 años en nuestro país", sostuvo.

Caracterización de un reservorio, clave para saber dónde perforar

La consulta es, ¿dónde y con qué criterio perforar en una zona que ya tiene pozos? "Utilizamos información de pozos previos, cercanos, que tienen información muy detallada y precisa pero puntual y la combinamos con la información sísmica, que permite obtener menos detalle y tiene más incerteza pero abarca grandes áreas. Con estos elementos construimos un modelo que nos permite predecir dónde hay mayor probabilidad de que una perforación aún no realizada sea exitosa. Se busca un conjunto de condiciones, no solo el tipo de rocas, el tipo de fluidos. La técnica que usamos permite bajar el riesgo de equivocarse, aunque siempre existe esa posibilidad", dijo.

"La caracterización de reservorio no es solo utilizar el método sísmico sino también el tratamiento de la información. A eso nos dedicamos. Estimamos parámetros físicos de las rocas que son los que básicamente condicionan la propagación de la señal. Y los podés transformar en parámetros de reservorio, por ejemplo, calcular la porosidad, que es el espacio que hay dentro de una roca y donde se pueden alojar fluidos. O si hay gas o no, que también bajo ciertas condiciones se puede detectar. La materia de posgrado apunta a formar a la gente en la caracterización de reservorios con mucho detalle sobre los flujos de trabajos, la interacción con los geólogos y con los datos de pozo", dijo.

Yacimientos: ¿Petróleo, gas, ambos o ninguno?

"Según la historia térmica del reservorio podés encontrar petróleo o gas, o ambos; es un trabajo que generalmente hacen los geoquímicos. Estudian la cuenca, cómo es el flujo de calor de la Tierra, cómo es la variación de la temperatura con la profundidad y además estiman como se han comportado esas variables a lo largo de toda la historia geológica del yacimiento. Se puede predecir así el grado de madurez que puede tener el hidrocarburo, y eso luego se calibra con la información que sale en un primer pozo exploratorio. Que encuentres gas o petróleo depende del grado de madurez que tiene el hidrocarburo en la roca. Por ejemplo, en Neuquén, en Vaca Muerta hay una zona hacia el oeste donde solo hay gas, otra zona intermedia donde hay gas y petróleo y más al este, hay solo petróleo. Y esto es porque va cambiando el grado de maduración que tiene esta roca madre en esa región", agregó.

Sobre la extracción de gas, Juan Moirano es claro: "aunque haya gas en la boca del pozo, no te lo podés llevar con un camión, necesitas un gasoducto y si no existe, no podés transportarlo y venderlo. Otras veces, aunque esté caracterizado el reservorio, puede que se decida no explotarlo porque es más caro extraerlo que su valor de venta. También, no hay que olvidar que cambian las condiciones y lo que hoy no es negocio, puede serlo mañana. Siempre conviene adelantar lo más posible el estudio previo porque las condiciones económicas pueden cambiar de manera brusca y si no se tiene la información científica y técnica en el momento necesario, se corre un mayor riesgo de fracaso. Para evitarlo son fundamentales los conocimientos que aportan los estudios que hacemos, pero llevan tiempo: además de la registración sísmica, se debe tener en cuenta el tiempo que lleva el procesamiento y la caracterización. Este proceso, según sea el tamaño y la complejidad del área puede llevar bastante más que un año. Esta es una industria que hace mucho tiempo se desarrolla y avanza a fuerza de inversión en desarrollo tecnológico y conocimiento", dijo.

¿Cuál es la diferencia entre los yacimientos convencionales y los no convencionales?

En los yacimientos convencionales y en los no convencionales se puede encontrar lo mismo; petróleo y/o gas. Pero la diferencia son las condiciones del reservorio donde se aloja el hidrocarburo y, en función de ello, el modo de extracción.

En los yacimientos convencionales, las rocas donde se encuentra el hidrocarburo son porosas y permeables, son las Rocas Reservorio. Esta movilidad del hidrocarburo en la roca permite extraerlo a través de pozos verticales; con técnicas tradicionales de extracción porque tiende a migrar hacia la superficie y se "entrampa" al encontrar una roca no permeable que hace de "sello".

Los yacimientos no convencionales pueden contener una gran cantidad de hidrocarburos, pero están en una roca poco permeable, muy compacta, que no permite que el hidrocarburo se desplace. Muchas veces están incluso en la roca generadora misma, y para poder extraerlos es necesario implementar técnicas especiales.

Los yacimientos no convencionales necesitan cierta estimulación para que los hidrocarburos puedan ser desplazados a través de la roca y llegar al canal de extracción. La técnica utilizada en la explotación de yacimientos no convencionales es el "fracking" o la fractura hidráulica de la roca: generar artificialmente una densa red de fracturas en la formación objetivo a través de la inyección de un fluido compuesto de agua, arena y otros fluidos a muy alta presión. Esta es en esencia una técnica tradicional de la industria para desarrollar yacimientos de baja porosidad. La novedad es que se ha desarrollado la tecnología para poder aplicar esta técnica en pozos horizontales de varios kilómetros de largo. Esto y otros desarrollos tecnológicos permitieron desarrollar masivamente en los Estados Unidos y también Canadá varios reservorios no convencionales en roca madre: es lo que se llama shale oil y shale gas. El impacto de esto fue tan grande que se modificó el equilibrio de los precios de los hidrocarburos en el mundo y Estados Unidos llegó a superar a Arabia Saudita en producción luego de décadas de producción declinante.

"Las consecuencias que están en la figura podrían ser las mismas que las de una explotación convencional o una curtiembre por ejemplo. Es propaganda. La industria gasta muchísimo dinero para que sus operaciones sean seguras y se encuentra muy controlada. Eso no impide que pueda haber algún accidente, pero son poco comunes. Los acuíferos, por ejemplo, están protegidos de derrames en el pozo por una triple cañería de acero", dijo Moirano.

En la Argentina las cuencas sedimentarias en que históricamente se han explotado reservorios convencionales de petróleo y gas son la Neuquina, Golfo San Jorge, Austral (terrestre y marina), Noroeste, Cuyana y otras menores en el noreste. "Los yacimientos en estas cuencas son en general muy maduros y todos los reservorios tradicionales están en franca declinación porque no debemos olvidar que en nuestro país hace más de 100 años que está desarrollando la industria del petróleo y el gas", dijo Moirano.

Después de más de una década de trabajo, han sido implementadas exitosamente las tecnologías y metodologías necesarias para la explotación del petróleo y gas en Vaca Muerta. Todo el mundo mira a este yacimiento no convencional que ya es mucho más que una promesa incierta. "Si mirás las curvas de producción argentina se ve que en este momento la producción de Vaca Muerta está logrando compensar la declinación de todo lo demás. Los gráficos de producción de gas y petróleo muestran claramente que allí se está produciendo más del 30% de petróleo y gas".

Moirano agrega: "puede haber aún importantes oportunidades convencionales en la plataforma argentina, que aún está muy sub explorada. Tenemos una plataforma marina gigante, pero hacer esa exploración es costosísimo. Es algo incipiente y los tiempos se miden en años, tal vez unos 15, y mientras, tenés que invertir cientos de millones de dólares en sísmica, procesamiento, pozos exploratorios, caracterización de reservorios, etc, antes de poder extraer o vender nada".

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*Juan Moirano es Dr. en Geofísica, graduado por la Facultad de Cs. Astronómicas y Geofísicas (UNLP). Comenzó la docencia en el año ‘95 como ayudante. Su actividad docente ha estado asociada a materias como Estadística Aplicada y Posicionamiento Satelitario, que es una materia optativa para las carreras de Astronomía y de Geofísica, donde aún da clases. Moirano se doctoró con la temática "Materialización del Sistema de Referencia Terrestre Internacional en Argentina mediante observaciones GPS". Luego, trabajó durante casi 20 años en compañías especializadas en procesamiento sísmico y caracterización de reservorios. Se especializó en procesamiento sísmico y estimación de modelos de velocidad con técnicas tomográficas y migración en profundidad. Hace cuatro años trabaja en Pan American Energy (PAE) en la supervisión de los trabajos adquisición, procesamiento, migración e inversión sísmica de la compañía.

*Federico Späth es Geofísico graduado por la Facultad de Cs. Astronómicas y Geofísicas (UNLP). Es docente en FCAG en la materia Instrumental Geofísico y Electrónico y antes, fue ayudante en Gravimetría. Trabaja desde hace años en YPF como especialista en las técnicas de inversión sísmica que se imparten en el seminario de posgrado "Técnicas de caracterización sísmica de reservorios".

*Juan Tavella es Geofísico graduado por la Facultad de Cs. Astronómicas y Geofísicas (UNLP). Durante décadas ha trabajado en la industria del petróleo desarrollando sus actividades en diversas compañías especializadas en servicios de procesamiento y caracterización sísmica, tanto en Argentina como en diversos países de América. En la última década ha liderado un grupo de caracterización de reservorios que ha trabajado en mayoría de las cuencas productivas de América del Sur y México. Retornó a la actividad docente en la Universidad con el seminario de posgrado "Técnicas de caracterización sísmica de reservorios".

 

Actualizado el 02/07/2022