ATENTOS A LAS INQUIETUDES Y DUDAS QUE GENERA LA EXPLOTACIÓN DE RECURSOS PROVENIENTES DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES, INAUGURAMOS ESTA SECCIÓN EN DONDE PODÉS DEJAR TU CONSULTA. LOS ESPECIALISTAS EN EL TEMA RESPONDERÁN TODAS LAS PREGUNTAS

emilio fernandez
LAS AGUAS RESIDUALES QUE SE GENERAN POR LA EXPLOTACIÓN, ¿SON PERJUDICIALES PARA EL MEDIO AMBIENTE ?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Tras la estimulación hidráulica, alrededor del 30% del fluido de estimulación regresa a la superficie (“agua de retorno” o flowback, en inglés). Esta agua contiene sales provenientes de la formación estimulada y algún resabio de los aditivos químicos utilizados, dado que la mayor parte se degrada durante las operaciones. El agua de retorno se trata obligatoriamente y se maneja en recipientes y circuitos cerrados y sellados. Luego, puede ser reutilizada en nuevas estimulaciones o se la confina en pozos sumideros construidos para tal fin, a cientos o miles de metros de profundidad, que es una práctica muy consolidada y segura. En ningún momento el agua de retorno tiene contacto alguno con el medio ambiente.
RODOLFO CONRADO CAMARGO
¿Para cuantos años hay de reserva en los yacimientos de NQN de este gas y petroleo?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Estimado Conrado: gracias por su consulta. Imaginamos que se refiere a los recursos técnicamente recuperables de hidrocarburos no convencionales (los de la formación Vaca Muerta, entre ellos) que posee la provincia de Neuquén. Es muy difícil arriesgar un período de tiempo, dado que estimar un “tiempo” implica tener en cuenta el recurso, pero también el nivel de consumo. A modo de ejemplo, para el shale gas, la formación Vaca Muerta (vale aclarar que, aunque mayoritariamente en Neuquén, también abarca algo de Mendoza, Río Negro y La Pampa) tiene un estimado de 308 TCF (billones de pies cúbicos) de gas. Para la formación Los Molles, también en el subsuelo neuquino, el estimado de shale gas es de 275 TCF. En conjunto, entre las dos formaciones habría unos 583 TCF. El consumo anual de gas en la Argentina es de 1,4 TCF aproximadamente. Una cuenta simple, entonces, daría unos 416 años de consumo de gas para la Argentina, sólo con las formaciones de shale gas que se encuentran en Neuquén (hay otras formaciones de shale en la Argentina; por ejemplo, en la zona de Comodoro Rivadavia, en Salta y en la Cuenca Fueguina, entre otras). Sin embargo, es necesario tener en cuenta dos cosas. Primero, que lo estimado para las formaciones Vaca Muerta y Los Molles son “recursos técnicamente recuperables” y no reservas probadas; es decir, no existe la certeza total de que exista tal recurso, sino la presunción. Tampoco que, de existir, la totalidad del recurso resulte económicamente viable de explotar. El segundo factor a tener en cuenta es la evolución del consumo. Sabemos lo que se consume hoy, pero no las próximas décadas (habrá más población y, seguramente, mayor actividad económica que impactarán en la demanda de un modo hoy incierto). De ahí la complejidad a la hora de responder su pregunta. De lo que puede estar seguro es de que se trata de recursos muy importantes.
Carlos Alberto Rizzi
Soy productor arenero. Oportunamente hice analizar arenas de mi producción en la Universidad Nacional de Cuyo, y el resultado es que es apta para uso petrolero. Me interesa recibir toda información posible sobre el tema.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Estimado Carlos: gracias por el contacto. Podemos recomendarle estos dos artículos de la revista Petrotecnia, en los que se toca este tema específicamente. http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena1.pdf y http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena2.pdf
Ing. Carlos Galvalizi
Considero que tu respuesta a Norbeto Soto es dsinformante. "Shale" es el nombre técnico inglés que se da a las rocas arcillosas de fractura laminar. El término para definir al petróleo y al gas alojados en ellas es "Shale oil" y "shale gas". Para designar a las formaciones con contenido de petróleo y gas se debe decir "Oil shale" y "gas shale" respectivamente. Existen depósitos de hidrocarburos solidificados, debido a que algún fenómeno los expuso o acercó a la intemperie, que en español conocemos como esquistos bituminosos. El hidrocarburo encerrado en los alvéolos de las rocas se designa como kerógeno. En la Argentina tenemos un depósito así en San Juan, a 4.000 msnm. Los depósitos como Vaca Muerta están a profundidades tales que la enorme presión comprimió la roca y no permite salir al hidrocarburo que, al contrario del caso esquistos, se aloja en los intersticios de los gránulos. Por eso se debe aplicar el fracking, para "reventar" la roca comprimida y así permitir que el hidrocarburo se libere y fluya. Pero esto ocurre con radios de efectividad reducidos, por lo que son necesarios gran número de pozos con relativamente corta vida útil.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
¡Muchas gracias, ingeniero Galvalizi, por su valioso aporte! Desde luego, usted tiene razón. Para hablar con absoluta propiedad, "shale" hace referencia a un tipo de roca, que es la que usted describe. Sin embargo, este sitio está dirigido a personas no especializadas, y su misión fundamental es la divulgación. En el ámbito de la comunicación, con el término "shale" hoy se suele hacer referencia también al recurso que se obtiene de esa roca, en forma genérica. No es nuestra intención desinformar, sino todo lo contrario, pero a partir de herramientas cercanas a quien no está familiarizado con esta industria, y de ahí este tipo de "licencias". De todas maneras, atentos a su observación, intentaremos en adelante ser más específicos. Gracias una vez más y cordiales saludos.
Nestor Riffer
Buenos días, quería hacer la siguiente consulta: Desde que se inician las operaciones de extracción por el método Shale en Vaca Muerta ¿Cuanto tiempo puede pasar hasta que el producto final (combustible o gas) llegue al ciudadano común?, Muchas Gracias, Néstor.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Estimado Néstor. Por empezar, no existe un "método shale" para extraer hidrocarburos no convencionales. En todo caso, podemos hablar de estimulación hidráulica, comúnmente llamada "fracking", que permite extraer el gas y el petróleo de rocas muy compactas -las llamamos "shale"- de escasa o nula permeabilidad.   Una vez que los hidrocarburos son extraídos, el tiempo de llegada al usuario como producto final es muy variable. Todo depende del sitio de extracción, del transporte, y del tratamiento que requiere eventualmente el gas o el petróleo (del crudo, por ejemplo, se obtienen productos tan variados como las naftas, el gasoil, el combustible para los aviones y los precursores petroquímicos para plásticos y aerosoles, entre muchos otros). Es difícil, por lo tanto, hablar de un tiempo concreto, a modo general, es posible estimarlo en días.
Noldi Morel
Necesito saber cómo se hacen la resina epoxi y sus aditivos para arena que se usan en los pozos petroleros para su fractura, dentro del pozo.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Noldi. Gracias por su contacto. Su pregunta es demasiado técnica para este sitio, dado que nuestra intención es dirigirnos a la comunidad general para evacuar y responder sus dudas. Sin embargo, a modo general, le podemos contar que se utilizan diferentes resinas para recubrir los granos de los agentes de sostén. La mayoría de ellas son fenólicas. Algunas son precuradas y otras son curables. O sea, las primeras no tendrán ninguna alteración una vez bombeadas y las segundas terminarán de fraguar en la formación, permitiendo que los granos de agente de sostén queden pegados entre sí. Otro factor importante para definir la resina a utilizar es la temperatura a la cual será sometida en la formación. La resina es una película muy fina (del orden de los micrones) sobre el grano y es parte del grano. En consecuencia, queda entrapada en la fractura junto con el grano y no vuelve a superficie. Una vez fraguada es inerte. Esperamos haber satisfecho sus dudas.
Julián Besio
Hola, soy estudiante de Ing. Eléctrica próximo a recibirse y estoy convencido de hacer mi carrera profesional en el gas y petróleo y siento una especial atracción por el desarrollo del shale. Quisiera saber si ustedes saben o tienen información sobre cursos, charlas, posgrados o especializaciones en no convencionales o cualquier tema relacionado a la explotación para que me pueda ir interiorizando en el tema y no esperar a que una empresa me contrate y me capacite. Realmente, creo que las posibilidades de que alguien me de una oportunidad sin tener experiencia son mínimas. Por eso tengo ganas de empezar por mi cuenta a capacitarme.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Julián. Gracias por su contacto. El consejo es, primero, seguir algún posgrado en ingeniería en petróleo como los que dictan, por ejemplo, la UBA y el ITBA. También le recomendamos ingresar en nuestra página matriz del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (http://www.iapg.org.ar/web_iapg/) Allí encontrará información sobre cursos, congresos y otras actividades, en las que, cada vez más, aparece la temática de los no convencionales. ¡Mucha suerte!
Pablo Affonso
Buenas, tenia unas consultas sobre la fracturacion hidráulica ya que tengo que exponer sobre este tema en la universidad. Desde ya agradezco este medio para sacar dudas. Eso es todo, de nuevo muchas gracias y espero su respuesta.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Pablo. Muchas gracias por su contacto. Son varias preguntas, que contestaré por separado.   1 - ¿En su sección "Sabias que", cuentan que el principal productor de metano es la ganadería. Quisiera saber por qué dicen esto y de qué valores de producción de metano estaríamos hablando, tanto de fracturación hidráulica como de ganadería, y si estos valores son locales o internacionales?   El dato de la ganadería como principal productor de metano antropogénico (es decir, el que genera el hombre) proviene del informe “La gandería amenaza al medio ambiente”, publicado por la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura (FAO), en 2006 (www.fao.org/newsroom/ES/news/2006/1000448/index.html).   El informe “Global Anthropogenic Emissions of non CO2 Greenhouse gases”, de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA – www.epa.gov/climatechange/economics/international.html) , también asigna mayores emisiones a la “fermentación entérica” (29%) que a la industria del gas y petróleo (20%), aunque si se suman el manejo del estiércol y el resto de las actividades relacionadas con la agricultura, la brecha se agranda mucho más.   Fuera de este ranking, en 2011 la Universidad de Cornell publicó un informe en el que alertaba sobre que las fugas de metano durante la vida útil de un pozo ascendían a entre el 3,6% y el 7,9%, muy lejos de los estimado por la EPA, que se ubica en el 1,6%. Pero el estudio de Cornell ha sido refutado por otros numerosos trabajos, por errores de medición e interpretación. Uno de los más recientes fue llevado a cabo por la Environmental Defense Fund (EDF), ONG ambientalista con más de 700.000 miembros en todo el mundo. Se trata de una serie de 16 estudios, en coordinación con 90 universidades, que abarcó el análisis de 489 pozos de shale gas, ubicados en 190 locaciones de Estados Unidos. Los resultados se publicaron en la prestigiosa revista científica “Proceedings of the National Academy of Sciences” (www.pnas.org/content/early/2013/09/10/1304880110). Allí puede leerse que la mayoría de las locaciones contaban con equipamiento para reducir las emisiones furtivas de metano en un 99 por ciento.   2 - ¿Qué posibilidades hay de que la mezcla que se inyecta a miles de metros "migre" hacia capas superiores donde se encuentran las aguas subterráneas?   Las posibilidades son nulas. La formación Vaca Muerta, en Neuquén, aparece a diferentes profundidades (en algunos lugares, de hecho, aflora), pero para la industria sólo interesan los sectores en donde se ubica por debajo de los 2000 metros. Los acuíferos de agua dulce no superan los 300 a 400 metros de profundidad. Por lo tanto, como mínimo, la separación nunca es menor a los 1500 metros. Hay que tener en cuenta que las fisuras durante la fracturación hidráulica tienden a crecer hacia los costados, entre 100 y 200 metros, y hacia la superficie unos 40 o 50 metros (se han medido excepcionalmente picos de 80 metros), muy lejos de los acuíferos. Este kilómetro y medio de roca sólida, que funciona de separador, contiene numerosas formaciones arcillosas impermeables. Tanto en Estados Unidos –con más de 80.000 pozos a formaciones shale- como en la Argentina, no existen antecedentes documentados de contacto entre estas formaciones y acuíferos someros de aguas dulces.   3 - Qué contaminación del aire puede producirse producto de la evaporación, proveniente de las piletas donde se alojan las aguas residuales? ¿Algunos de los químicos utilizados podrían evaporarse e impregnar el aire?   En los yacimientos de Argentina están prohibidas –y, de hecho, ya no se utilizan- las piletas de evaporación, como se usaban hace décadas atrás. Las locaciones son secas y todos los líquidos y fluidos se trabajan en ductos y tanques confinados y sellados. Por lo tanto, las posibilidades de que algo así ocurra son inexistentes.
Elisa -
Hola. Le escribo desde Cinco Saltos, Río Negro. Aquí usted dice que el fracking provoca temblores 100.000 veces menores que los perceptibles por los humanos. Pero los ingleses prohibieron el fracking justamente porque produce terremotos. ¿Qué puede decir de eso?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Elisa. Gracias por contactarnos. No existe hoy en Gran Bretaña prohibición a la técnica de estimulación hidráulica (fracking) ni tampoco moratoria alguna. La confusión se relaciona con que, en efecto, las operaciones se detuvieron durante algunos meses, entre mayo de 2011 y abril de 2012 a la espera de una serie de estudios, tras dos leves temblores sospechados de estar relacionados con el fracking, aunque ya se han reanudado. La historia es la siguiente: en mayo de 2011, la ocurrencia de dos pequeños sismos en la zona de Lancashire –de 2,3 puntos y 1,5 punto respectivamente, en la escala de Richter, imperceptibles para los humanos y sin consecuencia alguna- hizo que la empresa operadora, Cuadrilla, detuviera la actividad por precaución. Un informe del Servicio de Geología de Gran Bretaña y de la Universidad de Keele, que concluyó en abril de 2012, determinó que la estimulación hidráulica era una práctica segura, y tras una serie de recomendaciones adicionales para disminuir el riesgo eventual de sismicidad inducida, las operaciones se reanudaron (el propio Servicio de Geología informa que la eventual actividad sísmica relacionada con el fracking es aún menor que la producían las minas de carbón en los años 50 y 60). Por lo tanto, no rige moratoria alguna en Gran Bretaña y en la actualidad se opera sin inconvenientes. Como dato adicional, en Gran Bretaña se utiliza la técnica del fracking en pozos convencionales desde los años 80. Más información, en el sitio del gobierno británico (en inglés): https://www.gov.uk/oil-and-gas-onshore-exploration-and-production#resumption-of-shale-gas-exploration
Norberto Soto
El shale en la Argentina, ¿qué es?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Norberto. Muchas gracias por su contacto. Su pregunta es verdaderamente amplia. Lo importante es que al decir “shale” nos estamos refiriendo a hidrocarburos (petróleo y gas) que se alojan bajo la superficie, pero en formaciones distintas a las que tradicionalmente se explotan. Esto quiere decir que el petróleo y el gas son los mismos que los de siempre. Lo que cambia es el tipo de roca en el que se encuentran almacenados. Los hidrocarburos “convencionales”, que se explotan en la Argentina desde hace más de un siglo, se encuentran en formaciones porosas y permeables (algo así como una gran esponja).   El “shale”, en cambio, hace referencia al petróleo y al gas alojados en formaciones de esquistos y lutitas, muy poco porosas y prácticamente impermeables. Quienes trabajan en la industria de los hidrocarburos saben desde hace décadas del potencial del “shale”. Sin embargo, hasta hace un tiempo no existía la tecnología para extraerlos ni tampoco cerraba la ecuación económica para hacerlo. Hace varias décadas, en Estados Unidos comenzó a experimentarse la posibilidad de extraer los cuantiosos recursos “shale”. Para eso, se echó mano a una antigua técnica que se utilizaba para mejorar la permeabilidad de los reservorios convencionales: la estimulación hidráulica, también conocida como fractura hidráulica o “fracking”, que nació en 1947, y en la Argentina se usa regularmente desde 1959 (de hecho, hoy y desde hace bastante tiempo, buena parte de nuestro gas y nuestro petróleo se obtiene con ayuda del “fracking”). La idea era testear si con el “fracking”, probadamente eficiente para mejorar la obtención de recursos convencionales, era posible extraer el gas y el petróleo atrapados en las formaciones shale. La técnica dio buenos resultados, y desde mediados de los años 90 comenzó la explotación comercial en los Estados Unidos. Allí, los recursos “shale” son el centro de una verdadera revolución energética y económica.   En nuestro país existen abundantes recursos shale. De hecho, las estimaciones dicen que la Argentina se encuentra en el segundo lugar en el mundo en recursos técnicamente recuperables de shale gas, y cuarta en shale oil (petróleo de esquisto). Desde hace un par de años varias empresas están dando los primeros pasos para explotarlos. De cumplirse con las previsiones y expectativas al respecto, estos recursos shale podrían ayudar a solucionar la creciente crisis energética y, además, generar un fuerte impacto positivo en la economía del país y de sus habitantes, en especial por la cadena de valor que suele motorizar la explotación de este tipo de recurso, a todos los niveles de la industria y los servicios, como prueba ampliamente el caso norteamericano.
Gabriel Moreno
Hola, soy estudiante de ingeniería en petróleo de la Universidad Nacional de Cuyo y quería preguntarles a qué presión es inyectada a la formación la mezcla fracturadora. Les agradezco que me dejen algún link o libros con los que pueda seguir investigando sobre este tema. Muchas gracias!
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
¡Hola Gabriel! Muchas gracias por el contacto. Cuando se realiza una fractura hidráulica en una formación shale, como Vaca Muerta, se utiliza una presión de unas 11.000 libras por pulgada cuadrada (PSI) a la altura de la formación. Para darte una idea, un automóvil común lleva en sus cubiertas unas 30 PSI de presión. En cuanto a los links y los materiales de lectura, lamentablemente son pocos los sitios de internet y las publicaciones que ofrecen información científico técnica referida al fracking y los hidrocarburos de reservorios no convencionales. Podés bajar de esta misma página "El ABC de los hidrocarburos en reservorios no convencionales", en formato PDF, en forma gratuita. Y está a tu disposición la biblioteca del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, en Buenos Aires, especializada en hidrocarburos, cuyo catálogo está online en el sitio del Instututo (www.iapg.org.ar). De todas maneras, por cualquier otra pregunta específica podés dirigirte cuantas veces quieras a esta misma sección. ¡Saludos!
Bautista Delettieres
Buenas, me preguntaba si con la cantidad de reservas que Vaca Muerta posee le permitirían a Argentina llegar a ser uno de los principales exportadores de hidrocarburos del mundo o nunca estaremos ni cerca de llegar a ello. Muchisimas gracias y espero su respuesta.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Bautista: muchas gracias por el contacto.   Aunque pudiera parecer simple, la respuesta a tu pregunta es de una enorme complejidad. Si la Argentina se convertirá en uno de los principales exportadores mundiales de hidrocarburos depende de una cantidad de factores muy grande. Hagamos un pequeño análisis, a modo de ejemplo.   Primero, tenemos que contar con el recurso que se va a exportar. En este caso, las estadísticas son más que auspiciosas. Se estima que la Argentina posee unos 802 TCF (billones de pies cúbicos) de shale gas y alrededor de 27.000 millones de barriles de shale oil.   Detengámonos en el gas. Nuestro país consume alrededor de 1,4 TCF por año. Nuestro recurso sería, entonces, unas 600 veces superior a nuestro consumo. Pero esta cifra nos habla de “recursos técnicamente recuperables” de shale gas; es decir, es una estimación hecha en base a parámetros físicos: el tamaño de las formaciones shale, sus contenidos de materia orgánica, etc. Para tener una idea más acabada del recurso disponible debemos saber cuánto de todo eso son “reservas”. Y aquí se complica, ya que las reservas implican cierta certidumbre sobre la presencia del recurso y, además, que sea económicamente viable explotarlo. Entonces aquí entran a jugar factores de otro tipo, como la infraestructura del yacimiento, los costos de las operaciones y el precio del gas y del petróleo, entre otros.   Ahora bien… ¿cuánto de nuestros 802 TCF de recursos técnicamente recuperables podemos considerarlos reservas? No lo sabemos. Recién estamos comenzando a explorarlos y conocerlos. Sin embargo, con ese riesgo y todo, estamos hablando de recursos muy importantes. Supongamos, por ejemplo –y en forma arbitraria- un escenario no muy optimista, en el que apenas el 10% de nuestros recursos técnicamente recuperables pueden ser considerados, finalmente, reservas. Tendríamos, entonces, unos 80 TCF en shale gas. Tomando en cuenta el consumo en este hipotético escenario extremadamente conservador, de alguna manera, estos números pueden empezar a responder tu pregunta.   Sin embargo, hay algo más. Exportar este recurso –y no sólo exportarlo, sino convertirnos en uno de los principales exportadores del mundo- implica tener en cuenta muchos otros factores, incluso políticos. Por ejemplo, los precios, la evolución del mercado, el grado de desarrollo de la explotación, los costos y, por supuesto, la evolución de la competencia, porque hay otros países con recursos muy importantes que también querrán exportarlos.   Así que los números en frío son más que auspiciosos y, evidentemente, el recurso está. Habría que ser capaz de evaluar la evolución de todos los otros factores que mencionamos para acercarnos a la respuesta que estás buscando.