GAS NO CONVENCIONAL

Primeros pasos

Con el avance de la campaña exploratoria en la Cuenca Neuquina y luego del reajuste del precio del gas en boca de pozo, Argentina apuesta todas sus fichas a la recuperación de su autoabastecimiento. Sin embargo, la polémica en torno al impacto ambiental de la fractura hidráulica, necesaria para estimular los yacimientos no convencionales, plantea un interrogante respecto de la sustentabilidad de estas actividades en una de las mayores cuencas hidrocarburíferas del país. Por Mariano Roca

El tiempo de los anuncios ha quedado atrás. Lentamente, el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos no convencionales comienza a hacerse realidad en nuestro país. La mejora del precio del gas en boca de pozo, a partir del lanzamiento en febrero pasado del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural, fue el último de los guiños del Estado Nacional para favorecer mayores inversiones por parte de las empresas operadoras de las concesiones. Las miradas están puestas principalmente en Vaca Muerta, aunque también se están realizando trabajos de exploración en Los Molles, ambas formaciones ubicadas en la Cuenca Neuquina. Según un informe presentado en julio de 2011 por la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén y la consultora privada Phoenix Oil & Gas, Vaca Muerta y Los Molles “poseen amplia distribución en la cuenca, con espesores bastante regulares y, de acuerdo con los yacimientos actualmente en exploración, sus profundidades son accesibles a las técnicas usuales y su riqueza y madurez orgánicas son las más apropiadas”.

Concretamente, en 2012 se realizaron 38 perforaciones en Vaca Muerta. Doce de ellas fueron obra de YPF, que a partir de la conducción de Miguel Galuccio se ha propuesto como uno de sus objetivos estratégicos el desarrollo masivo de este tipo de reservorios. Por su parte, Pluspetrol perforó siete pozos, en tanto que cinco estuvieron a cargo de Total Austral, cuatro fueron responsabilidad de la canadiense Americas Petrogas, tres de Medanito –en joint venture con Shell y la estatal provincial Gas y Petróleo del Neuquén (G&P)–, dos de Chevron y los restantes cinco correspondieron a Apache, Pan American Energy (PAE), Petrobras, Argentina Energía S.A. y Enarsa –asociada con G&P en Aguada del Chañar–. Si comparamos estos datos con los de apenas un año antes, observamos que las exploraciones prácticamente se duplicaron, pues en 2011 se habían puesto en marcha 22 proyectos, de los cuales 13 habían sido iniciados por YPF –durante la gestión Repsol/Eskenazi–, cuatro por Apache, dos por Total Austral, dos por Petrobras y el restante por la petrolera local Entre Lomas.

Desde lo más profundo de la roca

En un artículo publicado en julio de 2010 en la revista de la Sociedad argentina de Ingenieros en Petróleo (SPE), Gustavo Cavazzoli y Raúl Rachid explican que el shale o lutita es “la más abundante de las rocas sedimentarias”, aunque durante mucho tiempo había sido considerada como “una roca sello”. “Sin embargo, gracias a la combinación correcta de la geología, la economía y la tecnología, los operadores de EEUU y el resto del mundo están prestando gran interés a las shales ricas en materia orgánica”, añaden estos dos profesionales, quienes conocen el tema en profundidad ya que trabajan en Schlumberger, una de las compañías líderes a nivel mundial en materia de servicios petroleros. En los reservorios de shale gas, señalan, “la roca actúa a la vez como generadora (roca madre) y como yacimiento”. El gas presente este tipo de formaciones, especifican, “puede almacenarse intersticialmente en los

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espacios porosos, entre los granos de rocas o las fracturas del shale, o ser absorbido en la superficie de los componentes orgánicos”. A la hora de considerar su eventual explotación, los factores claves a analizar serían el “tipo de shale, contenido orgánico, madurez, permeabilidad, porosidad, saturación de gas y fracturamiento de la formación”.

La fórmula dista de ser mágica. En el informe de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén y la consultora Phoenix, que citamos más arriba, los autores Julio Alonso, Adolfo Giusiano, Gualter Chebli y Guillermo Ibáñez aclaran que “no todas las lutitas son capaces de sostener una producción económica de gas” y advierten que el parámetro más importante es “la permeabilidad”, ya que cuanto más permeable sea el reservorio, “más va a facilitar la difusión del gas hacia las fracturas, posibilitando un elevado flujo hacia la cañería de producción”. Está claro, como puntualizan estos especialistas, que el factor de recuperación del hidrocarburo, entre el 5 y el 20 por ciento, es mucho menor que en los reservorios convencionales, donde los valores oscilan entre el 50 y el 90 por ciento. “Para la obtención de estos recursos –señalan– se debe recurrir a perforaciones horizontales y estimulaciones por fracturas hidráulicas multi-etapas”. Obviamente, estas tecnologías tienen costos mucho más altos que las que se utilizan en las explotaciones convencionales y, como veremos, también despiertan cuestionamientos respecto de su impacto ambiental.

Una técnica no tan novedosa

La fractura hidráulica –fracking, en inglés– es la técnica que genera mayores resquemores entre los ambientalistas y que moviliza a grupos de vecinos de las zonas en donde tienen lugares estas operaciones. ¿En qué consiste? “Los operadores bombean tratamientos de fluido a base de agua de baja viscosidad (slick water) y apuntalantes en las lutitas de alta presión, moderadamente profundas, habitualmente encontradas a profundidades que oscilan entre 1524 y 3048 metros”, explican Cavazzoli y Rachid, quienes agregan que “en las lutitas más someras, o aquellas que poseen presiones de yacimiento bajas, se bombean comúnmente fluidos de fracturamiento energizados con nitrógeno”. El fluido, que por lo general contiene un 99,5 por ciento de agua y arena y un 0,5 por ciento de aditivos, fractura del shale, aumentando su permeabilidad y estimulando los volúmenes de roca productiva en contacto con el pozo. De esa forma, se logra liberar el hidrocarburo allí atrapado.

“No es una técnica novedosa”, señala el geólogo Daniel Kokogian, titular de la consultora New Milestone, quien considera que la polémica en torno al fracking es fruto de “un gran desconocimiento sobre el tema”. Recuerda que la fractura hidráulica se ha venido utilizando desde hace décadas en la industria petrolera local. “Lo único que cambió en los últimos años –mariza– es que con el avance de la tecnología se pueden hacer fracturas masivas, más grandes y que permiten afectar un mayor volumen de roca; antes se hacían uno o dos fracturas por pozo, mientras que hoy en un pozo horizontal se pueden hacer hasta quince fracturas”. Son las denominadas “fracturas hidráulicas multi-etapas” o multi-fracking. La primera experiencia de este tipo realizada en nuestro país con objetivo de shale gas fue realizada por la operadora canadiense Apache en la formación Los Molles: la perforación del pozo exploratorio ACOxp2001 en el área Anticlinal Campamento, donde se efectuaron diez fracturas hidráulicas, demandó 186 días de trabajo y alcanzó los 3600 metros de profundidad y 900 metros en su trayecto horizontal.

El impacto ambiental del fracking

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¿Cuáles son las mayores preocupaciones que despierta el fracking desde el punto de vista ambiental? Por un lado, el consumo de gran cantidad de agua y, por otro, la utilización de sustancias químicas en el proceso, que podrían eventualmente filtrarse y contaminar las napas de agua dulce. Respondiendo a estos temores que esgrimen quienes se oponen a la aplicación de esta técnica de estimulación en su territorio, Kokogian explica que a más de 1000 metros de profundidad no hay forma de afectar napas subterráneas y que los químicos utilizados permanecen en la roca fracturada. “Quizás el tema más sensible sea el hecho del consumo de agua, pero no es un problema que tengamos en la zona de Neuquén, donde no estaríamos afectando otras actividades y no pondríamos en riesgo la disponibilidad del recurso para las generaciones futuras”, continúa. “Cualquier plataforma petrolera offshore tiene riesgos mucho más altos que el fracking”, advierte este especialista, de larga trayectoria profesional en el sector.

En Neuquén, de todas formas, estas operaciones están reguladas por un decreto provincial, el 1483/2012, sancionado en agosto del año pasado, en el que se establecen las “normas y procedimientos para exploración y explotación de reservorios no convencionales”. La premisa de la norma es que el uso del agua para este tipo de procesos “deberá ser conciliado con las exigencias concurrentes y afines de los recursos hídricos locales y regionales de agua potable, hábitat de vida silvestre, recreación, agricultura e industria”, entre otros. Se prohíbe, durante las etapas de perforación y terminación de pozos, la utilización de agua subterránea con aptitud para abastecimiento de poblaciones e irrigación, con lo cual solo se autoriza el uso de aguas subterráneas de alto tenor salino. En cuanto a la reutilización del agua proveniente de los pozos perforados (“agua de retorno” o flowback), se indica que la misma “no podrá ser vertida sobre cuerpos de agua superficiales, bajo ninguna condición, ni podrá ser almacenada previa o durante su tratamiento en receptáculos a cielo abierto”.

El shale gas y el cambio climático

En cuanto a los efectos que a mediano plazo podría tener el shale gas sobre el cambio climático, existe una polémica en círculos académicos estadounidenses. La discordia surgió a partir de un paper publicado en marzo de 2011 por un equipo de investigadores de la Cornell University, liderados por el profesor Robert Howarth, que arrojó que entre el 3,6 y el 7,9 por ciento del metano producto de la explotación del shale gas escapa a la atmósfera, al ser venteado y en las fugas producidas durante el ciclo de vida de los pozos. Estas emisiones serían, de acuerdo con este relevamiento, “al menos un 30 por ciento superiores, y tal vez hasta el doble, de las emisiones producidas por el gas convencional”. Ahondando aún más las críticas, se advierte que “las mayores emisiones del shale gas se producen cuando los pozos son fracturados hidráulicamente y durante las perforaciones posteriores a la fractura”. Realizando una proyección de los datos de los 20 años posteriores al inicio del desarrollo de este tipo de recurso no convencional, la conclusión de Howarth y sus colegas es que la explotación del shale gas traería peores consecuencias ambientales que el gas convencional e incluso sería “peor que el carbón y que el petróleo”.

No tardó en hacer su descargo la consultora especializada IHS CERA, cuyos datos referidos al yacimiento estadounidense Haynesville –ubicado en el este de Texas y noroeste de Louisiana– habrían sido distorsionados por los investigadores de Cornell. En la respuesta, Mary Barcella, Samantha Gross y Surja Rajan adujeron que un nivel de emisiones de metano tan alto como el que preveían Howarth y su equipo provocaría “situaciones extremamente peligrosas en los pozos, que no serían permitidas por la industria y sus reguladores”. “Muy poco gas escapa a la superficie durante las perforaciones y el gas que escapa es capturado y

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quemado”, indicaron. Aseguraron además que cuando se realizan múltiples fracturas hidráulicas (multi-fracking), se coloca un tapón entre las distintas secciones o etapas de la fractura. “Luego de la finalización del proceso –explicaron–, estos tapones y otros desechos que pudiesen haber quedado en el pozo son retirados”. De ese modo, quedarían refutadas las conclusiones del equipo de la Cornell University.

En nuestro país, neófito en este tipo de actividades, comienzan a alzarse algunas voces en contra del fracking. Sin embargo, aún no cuentan con el eco que han tenido protestas similares en otras latitudes, como EEUU y especialmente Europa. Por su parte, el Gobierno nacional y las administraciones provinciales muestran una decidida intención política de impulsar la explotación de los recursos no convencionales. Esto hace que, por el momento, no se presenten grandes escollos, lo cual no implica que no pueda haberlos en el futuro. Todo dependerá del desempeño de los organismos regulatorios provinciales, de las buenas prácticas de las empresas y del contacto directo con las comunidades locales para ayudarlas a comprender las características de la tecnología empleada.

(RECUADRO 1)

YPF Y SU POZO PIONERO

Dale gas…El pasado 1º de marzo YPF conectó al sistema troncal de Transportadora de Gas del Norte (TGN) la producción de shale gas del pozo El Orejano x-2, que aportará al mercado local un volumen estimado de 120 mil metros cúbicos diarios. Se trata de un proyecto piloto que había sido anunciado por Miguel Galuccio al lanzar su Estrategia de Gestión 2013-2018. En el marco del programa de estímulo impulsado por el gobierno nacional, la empresa se aseguró para este nuevo gas aportado al mercado local un precio de 7,5 dólares por millón de BTU (unidad térmica británica).

(RECUADRO 2)

FRACKING EN RÍO NEGRO

Cinco Saltos: prohibición y vetoEl Concejo Deliberante de Cinco Saltos, localidad rionegrina ubicada en el departamento de General Roca, sancionó en una de las últimas sesiones del año pasado una ordenanza que prohibía la exploración y explotación de recursos no convencionales de gas y petróleo en su territorio por considerar que estas actividades “provocan grandes riesgos en aguas de superficie y subterráneas”. “La extracción genera cantidades de residuos líquidos que contienen químicos disueltos”, señalaba la norma en sus fundamentos, donde se alegaba además que “para cada perforación se necesitan 200.000 metros cúbicos y se utilizan 500 sustancias, entre las que figuran 17 tóxicos para organismos acuáticos, 38 tóxicos agudos y ocho cancerígenos probados”, que sumados darían “un total de cuatro toneladas de tóxicos por pozo”.

La respuesta de la intendenta local Liliana Alvarado no se hizo esperar: en febrero de este año vetó la ordenanza por considerar que los ediles habían ingresado en una materia que es de competencia exclusivamente provincial y cuya regulación no corresponde a los municipios.

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Al justificar su decisión, la jefa comunal aclaró que su veto no equivalía a “abrir las puertas a las petroleras para que hagan lo que crean discrecionalmente” y reiteró que se les exigirán “las medidas necesarias para la explotación de hidrocarburos en el marco de un desarrollo sustentable”. En medio de este tironeo y ante la consulta de DEF, la empresa Apache aclaró que en esa localidad rionegrina “no hay exploración de shale y, por lo tanto, no se realizan fracturas no convencionales”.

(RECUADRO 3)

DOCUMENTAL POLÉMICO

El efecto “Gasland”

Dirigido por Josh Fox y galardonado con el premio especial del jurado en el Festival de Sundance 2010, el documental Gasland es un alegato en contra de la fractura hidráulica utilizada para la explotación de los recursos no convencionales de gas en EEUU. Su protagonista, el propio director, es un ciudadano neoyorquino que rechaza la oferta de una compañía petrolera y se niega a ceder sus terrenos para ese tipo de operaciones. Su toma de conciencia lo lleva a recorrer distintos estados para conocer la experiencia de las comunidades cercanas a las explotaciones de shale gas. A partir de la difusión de este film, se puso en marcha una campaña en pos de la prohibición del fracking y para exigir a las empresas operadoras la publicación de la lista de químicos utilizados en sus operaciones. En mayo de 2012, Vermont se convirtió en el primer estado del país en prohibir la fractura hidráulica en su territorio.

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