El acuerdo entre YPF y Chevron para explotar Vaca Muerta plantea el reto a los ingenieros de cómo intervenir en un proceso decisivo para el futuro de los hidrocarburos en la Argentina. Cuál es el rol que deben cumplir.

Los cambios en el panorama energético argentino obligaron a repensar estrategias. Varios años atrás Argentina satisfacía su mercado interno y también exportaba petróleo y gas. Esa situación se fue modificando paulatinamente producto de la falta de inversión, del crecimiento demográfico y de las necesidades de la industria. A esto se le agregó el lento agotamiento de los recursos hidrocarburíferos convencionales. Pero cuando parecía que todas las rutas llevaban hacia la compra en el exterior de petróleo y gas que comenzaban a faltar, aparecieron en los últimos tiempos recursos menos comunes, el shale oil y el shale gas, y ahora los desafíos de los ingenieros locales están puestos en esa dirección.

El acuerdo firmado a mediados de julio entre YPF y Chevron llevó este tema a las tapas de los diarios y la televisión, amplificando al gran público una temática que sólo consumían los especialistas. La compañía estadounidense llega para invertir en la formación de Vaca Muerta, en Neuquén, y ver cuáles son las posibilidades que hay en esa región. A diferencia de la extracción actual de petróleo y gas, que se encuentran en concentraciones mayores y más cerca de la superficie, el shale oil y el shale gas están en las profundidades (unos 2.000 metros), debajo de la roca y desperdigada.

El proceso debe ser preciso en su preparación para que el resultado sea el esperado. Para eso, antes de que los ingenieros empiecen a trabajar, deben dejar que geólogos y geofísicos hagan el estudio de las formaciones subterráneas del lugar. Con esta información básica el petrofísico infiere qué tipos de rocas podrían estar contenidos en dichas napas. Una vez que tienen esos estudios en la mano entonces comienzan las tareas de los distintos ingenieros.

Es tarea del ingeniero de reservorios, lo que se puede extraer y cuál puede ser el caudal del hidrocarburo que va a producir. Después, el ingeniero de producción define el diseño del pozo que será capaz de extraer los caudales estimados. Luego, el ingeniero de completación define qué tecnología va a usar para conectar el reservorio con el pozo, y qué metodología va a usar para estimular el reservorio.

Finalmente el especialista en perforación define cómo va a llegar a los objetivos que le han sido solicitados haciendo los diseños de tuberías que estarán sometidas a presión, temperatura y esfuerzos mecánicos varios. Él hace también el diseño y la propuesta de la cementación que va a proteger y aislar las formaciones de fondo de la superficie. Los geólogos también le proveen de las profundidades a las cuales se encuentran los acuíferos y en base a esto define a qué profundidad se colocarán las diferentes tuberías que protegerán la contaminación de las mismas y preservarán las fuentes de agua dulce.

Gracias a estos estudios y al conocimiento de los técnicos se diseñan todas las alternativas, se planifican las actividades y definen medidas de seguridad a aplicar ante cualquier contingencia o eventualidad.

Para sacar los hidrocarburos de debajo de la roca, la idea más sensata fue imitar a la naturaleza y generar fisuras, es decir caminos para que el gas y el petróleo pudieran escapar. En definitiva, mejorar la permeabilidad de manera artificial para permitir que fluyan el gas y el petróleo. Para generar esas fisuras se utiliza agua con gran presión y arena.

“El desarrollo de estos recursos es muy similar a la extracción convencional. Con la diferencia de que se utiliza, en sólo una etapa del proyecto y por pocas horas, la estimulación hidráulica. Esto busca generar las condiciones en la formación que permitan que el hidrocarburo alojado en las rocas fluya a la superficie. Gracias a los avances tecnológicos y a la mejora de los costos, esta tecnología, utilizada antes para reservorios convencionales, ahora se puede aplicar a yacimientos Shale (los que están debajo de la roca) o Arenas Tigth permitiendo que sea rentable la explotación de éstos”, señala Pablo Iuliano, gerente de negocio no convencional de YPF.

“¿Por qué tengo que fracturar? Porque en la extracción no convencional la permeabilidad (propiedad de la roca de permitir el paso de los fluidos) es tan baja que en tiempos normales las moléculas del gas y petróleo sólo pueden viajar algunos metros. Para darnos una idea, ¡un cabello humano mide de 50 a 100 micrones, y los poros de los reservorios shale son de 10 a 1000 veces más chicos! (nanoporos). La fractura es en cierto modo una fisura gigante que provee una gran área de contacto con el reservorio permitiendo que esas moléculas fluyan hacia la misma y de ahí al pozo gracias a la conductividad creada por la fractura. Lo hago más gráfico: la fractura es una autopista y los nanoporos donde se encuentran los hidrocarburos son como senderos de una sola mano hacia la autopista”, sintetiza el especialista en extracciones no convencionales de Apache Corp, el ingeniero Jorge Ponce.

“La fractura hidráulica es una técnica que se viene aplicando con éxito y sin problemas, desde la década del ‘50 en todo el mundo. En la Argentina la mayoría de los pozos convencionales se fracturan, en algunos casos para mejorar la productividad y en otros porque sin la fractura sería imposible producirlos comercialmente”, agrega una referencia histórica el ingeniero químico Juan Rosbaco, director de posgrados del ITBA.

“La técnica de la estimulación hidráulica es utilizada hace más de 30 años en la Argentina en distintos reservorios del país (ya que también se utiliza para yacimientos convencionales), sin ninguna consecuencia negativa. La técnica que se utiliza es probada, conocida y segura”, aporta Iuliano. 

No todas las rocas tienen petróleo y gas en cantidades iguales ni todas responden de la misma manera al estímulo de las inyecciones hidráulicas. Precisamente la heterogeneidad de estas formaciones, los grandes montos de inversión inicial requeridos y los mayores costos operativos aumentan considerablemente el desafío. En ese sentido, es imprescindible la capacitación de los ingenieros locales.

“Los especialistas argentinos están trabajando en el análisis detallado de esa formación (por Vaca Muerta), así como de otros reservorios no convencionales, buscando mejorar las técnicas aplicables a su desarrollo para llevar adelante una explotación acorde a las necesidades de todos los segmentos involucrados. Ingenieros, geólogos, geofísicos y otros especialistas están liderando en nuestro país el desarrollo de este recurso indispensable, aplicando las mejores técnicas mundiales”, agrega Iuliano.

En cambio, para el ingeniero Rosbaco, los especialistas locales deberán capacitarse porque, a su juicio, el tipo de formación necesita de las particularidades que demanda la extracción no convencional. “La industria petrolera argentina tiene profesionales de excelente nivel internacional, aunque muy pocos preparados en el tema shale. La participación debe ser intensa a efectos de que algunos adquieran conocimientos rápidamente y puedan capacitar a otros”, sostiene. Y luego agrega que “sería interesante que profesionales argentinos se formen trabajando en EE.UU., aunque no habría que descartar traer especialistas a dictar cursos, para luego formar escuela, que es la mejor opción”.

“Este es un campo fértil para la ingeniería. A la tradicional ingeniería de perforación, reservorio, construcción (proyecto y dirección, etcétera) que nuestra industria utiliza regularmente hay que adicionar otras ramas como la ingeniería industrial, ya que el éxito de este tipo de operaciones se basa en su permanente reducción de costos o manufacturing approach como se lo llama en idioma inglés”, señala el ingeniero Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Estudios recientes demuestran que el país tiene una enorme posibilidad de explotar los recursos de reservorios “no convencionales” que hay en su subsuelo. De hecho, un relevamiento de la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos ubicó a la Argentina en el tercer puesto de la lista de países poseedores de ese tipo reservorios, sólo detrás de EE.UU. y China. La noticia, entonces, abre una ventana enorme respecto del futuro de los hidrocarburos y un reto para quienes apuntalarán un proceso que en esta parte del mundo aún no es habitual.

La real dimensión del acuerdo con Chevron aún no se puede saber porque no se publicaron los términos particulares. Pero al margen de la letra chica que se firmó y de los negocios que hará una y otra parte, es imprescindible saber a nivel productividad qué significa el desembarco de los estadounidenses en Neuquén. “El acuerdo permitirá continuar con el plan iniciado de desarrollo de clusters (NdR: factores que determinan el uso de nuevas tecnología) de petróleo y de gas natural para seguir investigando la formación Vaca Muerta en distintos puntos y al mismo tiempo incrementar la producción de hidrocarburos desde ese reservorio y otros”, explica brevemente el gerente de YPF.

En este panorama, que en principio parecería no tener contras, aparecen, como en muchas actividades extractivas, los cuestionamientos por el perjuicio del medioambiente. Allí la gran cantidad de agua usada para partir la roca y los químicos que se le agregan al proceso despiertan los cuestionamientos de las comunidades cercanas a Vaca Muerta y de algunos grupos ecologistas que también tienen presencia en zonas mineras. Los especialistas no dudan y explican los procesos de prevención a la contaminación que tienen que cumplir por ley.

“Es falso que esta técnica sea más perjudicial que cualquier otra y los casos de contaminación detectados no se deben en particular a la técnica sino a errores humanos, sean estos pozos convencionales o no convencionales.
El desarrollo en dichos países es cada vez mayor y la actividad no se ha detenido. En cualquiera de los casos, en la Argentina estamos utilizando la mejor tecnología existente en el mundo, aprovechando además la experiencia y lecciones que otros países han tenido para minimizar cualquier riesgo”, explican los especialistas en extracción con fractura.

A esto, Rosbaco suma que “los problemas ambientales pueden prevenirse y no deben frenar el progreso. Respecto a la posibilidad de contaminación ambiental, hay que tener en cuenta que Vaca Muerta está a más de 2.000 metros de profundidad y no a los pocos metros de la superficie como el único yacimiento que en Estados Unidos aparentemente tuvo problemas. Ese caso es importante, porque a pesar de que sucedió eso, en ese país se sigue trabajando intensamente en los yacimientos “shale” y se sigue fracturando. Y no creo que los estadounidenses quieran contaminarse. Eso pone de manifiesto que tomando los cuidados necesarios, la contaminación es mínima”.

* Esta nota se publicó en la revista del CAI, edición 1108 de septiembre 2013.