Combustibles “shale oil y gas no convencional” vs. convencional

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Desde la creación de YPF en 1922 hasta la década de los 80 la Argentina consumía naftas, gasoil, fuel oil y gas natural en proporciones de cantidad similares. Durante ésa década, el gas comenzó a abrirse al mayor consumo  en la matriz energética, desplazando principalmente al fuel oil y a las naftas hasta alcanzar una participación en el consumo de combustibles fósiles, superior al 60% a comienzo de éste siglo.
Desde entonces la participación del gas no ha dejado de crecer en su consumo, y no se desarrollaron durante un largo período apropiadas estructuras para incrementar su producción.
Los anuncios oficiales recientes sobre nuevos recursos de petróleo y gas en la formación Vaca descarga-vacamuertaMuerta de la cuenca neuquina, fueron recibidos con cierto escepticismo en algunos sectores y ésto puede deberse a varias cuestiones, entre ellas su ubicación y su precio. La ubicación de éstos recursos es el mismo lugar geográfico del yacimiento que ha provisto gran parte del gas y petróleo extraído en la historia del país y el elevado precio de venta que éste gas requiere para hacerlo comercialmente viable su explotación se alinea con el precio del gas que forman parte de la que provenienen de las productoras gasíferas convencionales desde hace años.
Con respecto de la ubicación, corresponde aclarar que las formaciones rocosas que alojan hidrocarburos en sus sustratos se encuentran a profundidades mayores y por lo tanto puede haber varias en una misma región geográfica.
La existencia de la cuenca neuquina y la formación estratificada neofósil de Vaca Muerta no es nueva para geólogos e ingenieros que conocen la cuenca, y detectado la presencia de gas al atravesar la etapa de perforación de pozos más profundos, no se explotaron sus recursos.
La respuesta a ésta pregunta reside justamente en la característica de la roca que aloja al hidrocarburo, que hace muy difícil su extracción, tanto que no se lo consideraba extraíble.
Hoy bajo una nueva tecnología a mayor costo y riesgo se preveen grandes inversiones en investigación y desarrollo y para modificar ésta visión de lo que se considera “extraíble” , y lo que no se conviene revisar hasta donde es rentable la explotación no convencional que se trata de cifras grandes.
En una formación “convencional” los fluidos se alojan en la roca en reservorios (como una esponja rígida rellena de petróleo o gas) y el fluido se extrae dependiendo de la permeabilidad de ésa roca, y cuánto mayor sea el tamaño medio de poro y más interconectadas estén las cavidades entre sí, más fácilmente fluirá el gas a través de la roca.
A grandes rasgos, la perforación de un pozo convencional consta de las siguientes etapas: se perfora verticalmente, luego se entuba (se introduce un tubo llamado casing) y se cementa a su alrededor para asegurar que no habrá fugas por fuera del casing (el conocido y reciente derrame del Golfo de México corresponde justamente a una falla en la cementación, entre otras contingencias). Luego de la perforación se procede a punzar el casing en la zona de la formación.
En algunos casos también forma parte de la práctica convencional fracturar la roca alrededor del pozo en la zona de interés para provocar grietas que faciliten el movimiento del fluido desde el interior de la formación hacia el casing, ya que las aberturas provocadas brindan mayor área para fluir, y una vez que el pozo se considera terminado comienza la etapa de producción.
Si intentáramos una perforación de este tipo en una formación no convencional, el pozo no produciría más que el gas alojado en los centímetros adyacentes al casing y se “desinflaría” rápidamente.
En la exploración no convencional el requerimiento adicional de otras tecnologías que hacen posible la perforación y terminación de un pozo productivo a varios kilómetros de perforación multidireccional, se necesitan grandes cantidades de energía de bombeo, agua y arenas de fractura y una importante variedad de compuestos químicos. Además, es necesaria la multiplicidad de pozos desde una misma locación en superficie que se extienden horizontalmente por debajo, y muchísimas locaciones (well pads) de perforaciones múltiples poco espaciadas entre sí, con el objeto de cubrir de forma intensiva el área a explotar.
La técnica llamada hydro-fracking (fractura hidráulica) consiste en la generación de fracturas múltiples en la roca mediante la inyección de agua gelificada a alta presión, y el rellenado de éstas grietas con arenas de gran permeabilidad especialmente diseñadas para mantener l
as fracturas abiertas mientras se facilita el paso de gas.
Se requieren grandes equipos de bombeo y enormes volúmenes de agua, del orden de millones de litros por pozo, tanto así para provocar la fractura como para llevar la arena hasta los extremos más alejados de las fracturas ramificadas, ya que cuánto más alta es la fractura mejor es la productividad del pozo.
Se agregan al agua de fractura para modificar sus propiedades aditivos químicos para aumentar su viscosidad durante la fase de fractura para mejorar su capacidad de arrastre de la arena, (lo cuál a su vez implica un marcado aumento de la potencia requerida de bombeo a altas presiones), y en cada punto de perforación en superficie no alcanza con un solo pozo.
????????????????????Para explotar con una eficiencia razonable un reservorio no convencional se necesita un espaciado equivalente a una batería por cada ~2-10 km2.  como sucede en el caso convencional, sino que se requieren hasta 8-10 pozos en lo que se denomina multiple well-pad (batería de pozos múltiples).
Los recursos que se apela frecuentemente en la industria petrolera para los reservorios de gas y petróleo son  conocidos como tight (apretado) en los que el gas se encuentra en arenas de baja permeabilidad, de más fácil extracción que los shale (arcillas) donde el gas se encuentra atrapado en la roca madre, y requiere para su fracking mayores cantidades de arena y agua de fractura que los tight,  pero éstos producen menos gas.
También existen otros tipos de reservorios no convencionales como coal bed methane (gas metano en mantos de carbono) o hidratos (metano y otros hidrocarburos livianos combinados con agua en un sólido similar al hielo), que aún tienen poco desarrollo en el mundo dado que el gas se obtiene a muy baja presión o mezclado con importantes cantidades de dióxido de carbono que hay que separar del gas por ser corrosivo, (además es un gas de efecto invernadero, aunque esto no es contemplado en la legislación de casi ningún país y bien podría ser atractivo para proyectos de captura y secuestro de carbón).
Cuando se señala el potencial impacto ambiental de esta actividad se tiene en cuenta su efecto directo en el aire, el agua, el suelo y el paisaje natural de la región, más el efecto indirecto que estos impactos tendrían en la salud y calidad de vida de la población.
La estimación no es sencilla, ya que involucra el efecto acumulativo de cada actividad e insumo en el proceso de explotación para toda la vida útil del yacimiento: desde la cantidad de pozos a perforar por mes y por kilómetro cuadrado, los requerimientos de agua, la naturaleza de los químicos inyectados, la potencia de bombeo necesaria y la disposición final del agua utilizada en la fractura hasta el movimiento diario de personal y equipos por la zona: su consumo de combustible, el requerido trazado de caminos, los miles de camiones y camionetas circulando por los yacimientos.
En la Argentina, la Secretaría de Energía exige la comprobación de sellos que contienen el crecimiento de las fracturas mediante ensayos que evalúan su presión de ruptura, y limita las fracturas a ésos valores. Sin embargo el hydro-fracking intensivo es el aspecto más cuestionado en las regiones del mundo donde ya hay explotación, y los residentes se preguntan si ésta técnica puede causar contaminación de la napa, o incluso pequeños movimientos sísmicos.
Un ciudadano común no es experto en sismología ni en la porción subterránea del ciclo hidrológico, pero notará inevitablemente el aumento de la actividad en la región. Desde el punto de vista de la infraestructura, la principal diferencia entre la explotación convencional y la no convencional está bajo tierra, y puede afirmarse que casi toda la inversión ya hecha en superficie podrá utilizarse para el gas o petróleo proveniente de la roca madre son los mismos, sólo que alojados en la zona de la cuál es más difícil extraerlos. Una vez que alcanzan la superficie, dan vida a la capacidad ociosa que dejó atrás el recurso convencional.
Una gran parte de la inversión ya está hecha; tendidos los ductos, plantas de tratamiento y estaciones compresoras son la principal ventaja con la que cuentan las cuencas como la neuquina.
Basta mirar un mapa de gasoductos y cuencas con chances de producir, para elegir a Neuquén o lo mismo vale para Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Es necesario entonces el diálogo de las partes para definir la rentabilidad y la divulgación de estudios de validez científica; el silencio sólo alimenta sospechas, sean éstas fundadas o no. Después de todo, el dueño del recurso es el pueblo de la cuenca, al menos para la ley argentina, y para tomar una decisión responsable hay que saber que; ¿Vamos a considerar los gastos de reparación del ambiente de las sociedades futuras en el precio de lo que producimos y consumimos hoy?
Retrasar ésta respuesta es responder “No”.
Este efecto se sentirá tanto en su crecimiento económico como en su paisaje natural, su suelo y su aire. Como argentinos, esto implicará aumentar nuestras emisiones de GEI, actualmente estamos en un valor promedio si nos comparamos con los países del Anexo I del Protocolo de Kyoto (aquellos que se han comprometido a reducir sus emisiones) y ésta actividad nos ubicará más alto en el ranking.
Por ahora podemos participar de los proyectos MDL (Mecanismos de Desarrollo Limpio) y hacer negocios con los países del Anexo I, amparados en el consenso global que entiende que es justo, que los países ya industrializados reduzcan sus emisiones más urgentemente, y reportamos periódicamente nuestras emisiones a la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Eso es  hoy, pero nadie puede asegurar cuál será el consenso político global al respecto dentro de unas décadas.
El momento de analizar, estudiar e invertir es ahora, y estamos a tiempo de hacerlo con la seriedad y responsabilidad dignas de la Argentina que queremos ser hoy y mañana.

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