Gas y petróleo no convencional: perspectivas y desafíos para su desarrollo en la Argentina

Gas y petróleo no convencional: perspectivas y desafíos para su desarrollo en la Argentina

Por Mariana Matranga* y Martín Gutman**

Los hidrocarburos no convencionales aparecen como una solución al agotamiento de las reservas. El estudio de casos pioneros y condiciones locales muestra que el principal desafío reside en aprovechar las oportunidades mitigando el impacto ambiental.
 
*Ingeniera Química (UBA, Diploma de Honor). Investigadora de la Facultad de Ingeniería UBA. **Ingeniero Químico (UBA) y Master en Reservoir Evaluation and Management (Heriot Watt, Edimburgo)


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Hasta la década de los ’80 la Argentina consumía naftas, gasoil, fuel oil y gas natural en proporciones similares. Durante esa década, el gas comenzó a abrirse paso en la matriz energética –desplazando principalmente al fuel oil y a las naftas– hasta alcanzar una participación máxima en el consumo de combustibles fósiles superior al 60% a principios de este siglo. Desde entonces la participación del gas en la matriz ha dejado de crecer, no se han reportado grandes descubrimientos de gas ni de petróleo y las reservas de estos recursos han ido disminuyendo conforme progresaba su explotación. Hasta aquí, esto es historia conocida.

Los anuncios oficiales ocurridos este año sobre nuevos recursos de petróleo y gas en la formación Vaca Muerta de la cuenca neuquina fueron recibidos con cierto escepticismo en algunos sectores. Esto puede deberse a varias cuestiones, entre ellas su ubicación y su precio. La ubicación de estos 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 este gas requeriría para hacer comercialmente viable su explotación se alinea con la discusión sobre los límites al precio del gas que forman parte de la agenda pública de las productoras desde hace años.

En primer lugar, respecto de la ubicación, corresponde aclarar que las formaciones rocosas que alojan hidrocarburos en sus cavidades se encuentran a distintas profundidades y por lo tanto puede haber varias en una misma región geográfica. La existencia de la formación Vaca Muerta no es nueva para geólogos e ingenieros que conocen la cuenca y que han detectado la presencia de gas al atravesar esta formación durante la etapa de perforación de pozos más profundos. Cabría entonces preguntarse, si su existencia era tan conocida, ¿por qué no se ha explotado ni hablado de ella en la prensa hasta ahora? ¿Por qué –en cambio– sí se ha producido gas y petróleo de formaciones más profundas, siendo que mayor profundidad implica casi necesariamente mayor costo? La respuesta a esta 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. Grandes inversiones en investigación han permitido el desarrollo en los últimos años de ciertos avances tecnológicos que, aplicados de forma conjunta, modifican esta visión, o la línea divisoria entre lo que se considera “extraíble” y lo que no.

Conviene entonces revisar en qué consisten estas tan comentadas nuevas tecnologías sin perder de vista el orden de magnitud del que estamos hablando, más que nada en comparación con lo que ya conocemos. Si hay algo que caracteriza a la explotación no convencional son los números grandes.

Tecnología convencional

En una formación “convencional” los fluidos se alojan en las cavidades o poros de la roca reservorio (como una esponja rígida rellena de petróleo o gas) y la facilidad con que el fluido se extrae depende fundamentalmente de la permeabilidad de esta roca. Por este motivo en lo sucesivo hablaremos de gas o petróleo de manera indistinta, ambos son fluidos que deben moverse a través de un medio poroso sólido para poder ser extraídos. Resulta bastante intuitivo que cuanto mayor sea el tamaño medio de poro y cuanto más interconectadas estén estas 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 la terminación, donde se punza el casing en la zona de la formación, entre otras tareas. 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 a través de la cual fluir. 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.

Tecnologías, insumos e intensidad de la explotación no convencional: razones de su elevado costo

En una formación no convencional los intersticios donde el gas se aloja son mucho menores en tamaño y están mucho menos interconectados entre sí. El aspecto no convencional de su explotación es justamente el requerimiento adicional de otras tecnologías y técnicas que, combinadas, hacen posible la perforación y terminación de un pozo productivo: varios kilómetros de perforación multidireccional, 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.

Perforación multidireccional (1)
En particular la perforación horizontal con tendidos de varios kilómetros de longitud permite el acceso a capas relativamente delgadas de roca con laterales extensos. Esta tecnología es necesaria para penetrar en el interior de la formación tanto como sea posible ya que el gas no se encuentra concentrado en una región sino uniformemente distribuido en la roca y sin muchas posibilidades de moverse de allí.
Enormes cantidades de energía de bombeo, agua tratada y arenas de fractura (2)
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 estas grietas con arenas de gran permeabilidad especialmente diseñadas para mantener las fracturas abiertas mientras se facilita el paso de gas. Se requieren grandes equipos de bombeo (y alimentar sus motores), enormes volúmenes de agua, del orden de millones de litros por pozo, tanto para provocar la fractura como para llevar la arena hasta los extremos más alejados de las fracturas ramificadas. Una fractura en un pozo convencional no suele requerir más de unos cuantos miles de litros por pozo.
Aditivos químicos específicos (3)
Se agregan al agua de fractura para modificar sus propiedades, como por ejemplo, aumentar su viscosidad durante la fase de fractura para mejorar su capacidad de arrastre de la arena (lo cual a su vez implica un marcado aumento de la potencia requerida de bombeo a altas presiones).
Baterías de pozos múltiples (4)
En cada punto de perforación en superficie no alcanza con un solo pozo 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). Para explotar con una eficiencia razonable un reservorio no convencional se necesita un espaciado equivalente a una batería por cada ~2-10 km2. De esta forma, en combinación con la perforación horizontal y el hydro-fracking, se logra el máximo acceso posible a toda la extensión de la formación.

En resumen, para llevar este gas hasta la superficie, hay que ir a buscarlo hasta los confines de la roca madre, algo que hace una década no era posible y hoy lo es, si estamos dispuestos a pagar por ello un precio alto. El aspecto tecnológico de última generación es tan clave en la explotación de reservorios no convencionales como su envergadura masiva, que implica la industrialización a gran escala de la región bajo explotación, como nunca se ha visto en un yacimiento convencional de volúmenes equivalentes, tanto por debajo como por encima de la superficie.

En la Figura 2 se muestra un triángulo de recursos al que se apela frecuentemente en la industria petrolera para esquematizar las características de los reservorios de gas y petróleo. Allí se muestran los reservorios 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 requieren para su desarrollo mayores cantidades de arena y agua de fractura que los tight pero 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).

Una vez que el gas alcanza la superficie, sigue la misma línea de proceso sin importar si proviene de la roca madre o de la roca reservorio: requiere tendidos de ductos, manifolds (baterías de válvulas), antorchas y hornos de calentamiento, plantas deshidratadoras, estaciones compresoras, plantas de ajuste de punto de rocío y plantas de endulzamiento para alcanzar finalmente la especificación requerida para ser inyectado en los gasoductos troncales.

Los otros costos

Hasta aquí, nos hemos referido a los costos desde el punto de vista de la extracción propiamente dicha. Hay dos costos importantes de los que no se cuenta todavía con estimaciones precisas y una clara determinación de las partes involucradas a reconocerlos y afrontarlos, y en tanto no se los considere y estudie, se subestiman. Son los costos de investigación y desarrollo in situ necesarios para lograr la producción del recurso y los costos socio-ambientales que vendrán de la mano con la explotación.

Al inicio se requiere una gran inversión en investigación, lo que implica perforaciones de prueba en muchas locaciones aplicando la mejor combinación de teoría, tecnología y fuerza motriz para que el pozo produzca. Esta evaluación comprende un análisis que va desde la geomecánica del suelo, los fluidos de terminación y fractura hasta el tipo de arena apropiada. Esto se hace probando: perforando y ensayando. Una vez que se ha logrado producir de varios pozos en distintas locaciones puede decirse que se conoce el reservorio y se lo puede explotar, antes de eso se cuenta con una gran probabilidad. Las formaciones de roca madre no son todas iguales y si bien por supuesto hay que mirar lo que vienen haciendo los líderes en el tema, primero Estados Unidos y luego Canadá, su experiencia nos brindará tan sólo un muy buen punto de partida.

Estudiando lo sucedido en el último lustro en los estados de Texas, Pennsylvania y Nueva York, las provincias de British Columbia, Alberta y Quebec, y lo que al respecto sostienen las agencias de protección ambiental de Estados Unidos (EPA) y Canadá (Environment Canada), veremos que no está todo dicho en la materia. Mientras que en Nueva York y en Quebec los gobiernos han puesto un freno a los permisos de fractura hasta tanto las comisiones de estudio de impacto creadas ad hoc entreguen sus respectivos reportes, el aeropuerto de Dallas-Fort Worth en Texas (cuenca Barnett Shale) tiene absolutamente todo su territorio subterráneo atravesado por centenares de líneas de pozos horizontales cuyos pads son observados con intriga por los pasajeros de los aviones, en Pennsylvania (cuenca Marcellus) ya se han perforado desde 2008 más de 1.500 pozos y la provincia de British Columbia (cuencas Montney, Horn River), a pesar de seguir teniendo su matriz fuertemente dominada por la energía hidráulica y utilizar el gas natural solamente para entregar megavatios a la red en hora pico, ha visto cómo se disparaba exponencialmente la inversión de capital, el empleo, el cobro de regalías, las ventas de gas a regiones vecinas y una infinidad de actividades asociadas en cadena a la explotación del gas en el noroeste de la provincia, mientras los residentes se preguntan si es conveniente que la Comisión del Gas y el Petróleo (OGC) sea la encargada de fomentar la explotación del recurso y a la vez de regular la actividad, en lo que detectan un claro ejemplo de conflicto de intereses. La inteligencia táctica estaría en adelantarse a los problemas estudiando los casos pioneros. En este sentido el impacto ambiental se erige como un gran signo de interrogación con opiniones encontradas de las partes involucradas como puede verse en los diarios regionales de estos lugares.

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, decenas de equipos de perforación y terminación moviéndose entre locaciones, frecuencia de vuelos hacia las capitales desde otras regiones y capacidad hotelera, entre otros.

La explotación de gas no convencional tiene asociado un marcado aumento en las emisiones tanto de gases de efecto invernadero (GEI) como de los contaminantes clásicos del aire, no sólo involucra de manera directa la combustión de gas y sus consecuentes emisiones sino que además provoca un incremento de toda la actividad asociada que sólo puede medirse en su totalidad haciendo un estudio de Análisis de Ciclo de Vida para toda la cadena. La magnitud y eficiencia de la explotación se reflejará en las emisiones de contaminantes al aire proveniente de la combustión de todas estas máquinas que transforman combustibles fósiles en electricidad, presión de bombeo o habilidad para transportarse. Miles de motores –o cientos de miles, según quién y cómo lo estime– con sus caños de escape podrían significar un deterioro de la calidad del aire local similar al de las zonas urbanas: monóxido de carbono, óxidos nítricos, compuestos orgánicos volátiles, dióxido de azufre y material particulado (precursores del ozono troposférico, irritantes del sistema respiratorio y causantes de niebla fotoquímica –smog– y eutrofización) y una huella de carbono para el gas no convencional superior incluso a la del carbón por su emisión de GEI (dióxido de carbono, metano, óxido nitroso).

En cuanto a la tierra, implicaría una gran solicitación de recursos, particularmente de toma y disposición final de agua. Por definición, la explotación de un recurso finito como los combustibles fósiles no es sustentable, pero puede aspirar a ser sustentable respecto de los recursos renovables involucrados en la operación. ¿Cómo se abastecerán estos volúmenes de agua, desde qué fuentes? De nuevo, esto puede no ser un problema, pero no lo sabemos aún. Además, una vez que el pozo entra en producción se produce agua, y en particular durante el primer período se produce parte del agua que se inyectó durante la fractura (~10%), con sus aditivos o lo que quede de ellos. Asumiendo que existe una forma de utilizar y devolver el recurso hídrico de modo sustentable, deben contemplarse en los costos de explotación los asociados al adecuado tratamiento del agua para disposición final.

Desde 1947 hasta la fecha en Estados Unidos se han fracturado más de 1,4 millones de pozos convencionales. 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 esos 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 esta 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. Es necesario el diálogo de las partes y la divulgación de estudios de validez científica; el silencio sólo alimenta sospechas, sean estas 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.

¿Vamos a considerar los gastos de reparación del ambiente de las sociedades futuras en el precio de lo que producimos y consumimos hoy? Retrasar esta respuesta es responder “No”.

Oportunidades

Si hay algo que abunda aquí son las oportunidades, sobre todo las asociadas al desarrollo regional económico y social. Ni hablar del gran alivio que este recurso proporcionaría a una matriz energética tan solicitada como la nuestra y con un nivel de demanda en aumento. La Argentina tiene hoy un objetivo en mente y la determinación para lograrlo: el crecimiento de la industria nacional. Para crecer necesita energía y su capacidad instalada de generación depende hoy en día en su mayor parte de los combustibles fósiles. La discusión estratégica sobre diversificación, sobre todo en lo que a recursos renovables respecta, es atinada pero escapa a los límites de este artículo y es innegable que, explotado con inteligencia, este recurso puede impulsar a la región y posicionarla como líder en la materia, si participa en toda la cadena productiva desde la generación de conocimiento a nivel académico y la formación de mano de obra calificada hasta la producción de insumos críticos para todo el Mercosur, como serían por ejemplo las arenas de fractura, que hoy en día llegan a la Argentina en barco.

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 con tranquilidad que casi toda la inversión ya hecha en superficie podrá utilizarse para el gas o petróleo proveniente de la roca madre. Al fin y al cabo, el gas y el petróleo son los mismos, sólo que alojados en la zona de la cual es 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 de 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 como candidata. Lo mismo vale para Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Los números grandes son el sello de esta actividad y se trasladan a sus insumos. Miles de kilómetros de caños son sólo la punta del ovillo, el gas no convencional requiere más insumos tanto de consumibles (gas, combustible, agua tratada, químicos, arenas de fractura) como de bienes durables (cañerías, accesorios, equipos mecánicos y de proceso) y no hay que olvidarse de lo más importante: recursos humanos (personal calificado y profesionales tanto en operación como en áreas de diseño). Los talleres existentes en la Argentina tienen toda la capacidad y el know how para fabricar las instalaciones adicionales requeridas ya que son similares a las existentes: plantas deshidratadoras, tanques atmosféricos y a presión, compresores, antorchas, etc. Toda esta demanda de bienes y servicios tiene, aguas arriba en la cadena productiva, el efecto adicional de la creación de puestos de trabajo en las empresas proveedoras de bienes y servicios.

Las arenas de fractura son en algunos casos naturales, pero la mayoría es artificial ya que deben satisfacer especificaciones de grado de empaquetamiento y permeabilidad mientras se las somete simultáneamente a alta temperatura y alta presión, y muchas más cualidades para las cuales se las diseña casi a medida de la roca a fracturar. En British Columbia, Canadá, las operadoras señalan con fastidio que la mayor parte del costo de una bolsa de arena de fractura es el flete. Aquí sucede lo mismo, no hay fabricante local que provea de arena al mercado argentino. Si se encara esta explotación con visión estratégica, el diseño y la fabricación nacional de arenas de fractura deberían estar en la agenda, incluso con proyecciones de exportación al Mercosur.

Perspectivas

Nos encontramos como sociedad frente a un dilema. Por un lado contamos bajo nuestro suelo con una de las mayores cantidades del mundo de un recurso fósil caro de extraer para el cual ya tenemos gran parte de la inversión en superficie realizada y con capacidad ociosa en aumento mientras vemos declinar los yacimientos actuales. Por otro lado nuestro PBI crece como pocos países del mundo y con él los requerimientos energéticos. Entendemos que esto representa una oportunidad única para el desarrollo industrial nacional y para el nivel de empleo regional pero no sabemos con exactitud el costo verdadero y último que esta actividad implicará, principalmente para el pueblo residente de la cuenca que será el más afectado. Este efecto se sentirá tanto en su crecimiento económico como en su paisaje natural, su suelo y su aire. Como argentinos, además, 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 esta 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. Mientras tanto, en tanto que país firmante, calculamos y reportamos periódicamente nuestras emisiones a la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Esa es la foto 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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Artículos de este número

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