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

Por Jose Juarez

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.

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. 

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.

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.

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.

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.

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).

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).



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.