Shale y tight gas, reservas no convencionales
Ante la realidad del agotamiento de los yacimientos convencionales de hidrocarburos, aparece la promesa de los yacimientos no convencionales, que, de solucionarse delicados problemas ambientales que se derivan de su extracción, pueden ahuyentar la posibilidad de recurrir a energías alternativas. Eduardo Barreriro y Guisela Masarik hacen un interesante estudio en profundidad, una parte del cual se condensa aquí.
<p>La nota completa se puede leer en <a href="http://www.petrotecnia.com.ar/abril11/2_2011/10-18.pdf">http://www.petrotecnia.com.ar/abril11/2_2011/10-18.pdf</a></p>
<p>Ante la madurez de los yacimientos de hidrocarburos convencionales, las miradas apuntan a otro tipo de soluciones y se percibe un renovado interés por el crudo y gas no convencionales, que podrían aumentar las reservas por varias décadas más.</p>
<p>Históricamente los reservorios no convencionales no han sido muy populares entre los geólogos e ingenieros. Para los primeros, porque es necesario invertir en nuevas tecnologìas para hallarlos y delinearlos. Para los segundos, porque son difíciles de evaluar y las técnicas de recuperación deben ser elegidas cuidadosamente para evitar problemas en la producción.<br />
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Sin embargo, las nuevas tecnologías desarrolladas en los últimos años hacen que esta opción sea cada vez más económica y factible. Las definiciones coinciden: se trata de hidrocarburos convencionales, sólo que están en reservorios diferentes, de muy baja permeabilidad, de manera que es imprescindible fracturar para que haya flujo hacia el pozo. <br />
A diferencia de los reservorios convencionales, que pueden producir hidrocarburos con caudales económicos sin necesidad de tratamientos de estimulación o fractura, éstos no pueden producir caudales económicos de gas o petróleo sin la ayuda de tratamientos de estimulación de gran escala o tecnologías y procesos especiales de recuperación.<br />
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Dentro de los reservorios no convencionales de gas y petróleo se incluyen típicamente: el <em>shale</em> gas, encerrado en lutitas o esquistos; el gas de <em>tight</em> sands o gas almacenado en arenas compactas y de muy baja permeabilidad, ambos con un grado de desarrollo importante en otros países; coal bed methane, shale oil, tar sands o arenas bituminosas que contienen petróleo pesado o <em>heavy</em> oil.</p>
<p><strong>Shale gas</strong><br />
El uso de perforación horizontal y fracturación hidráulica permitió la producción de grandes volúmenes de este gas, que anteriormente no era económico de producir. Los reservorios de <em>shale gas</em> se pueden describir como gas natural que se encuentra alojado en depósitos de esquistos. Los esquistos son rocas sedimentarias de grano fino que se encuentra por todo el mundo en cuencas sedimentarias. Se forman a partir de la deposición de sedimentos orgánicos y posterior compactación con partículas muy pequeñas de sedimentos, limo y arcilla, integrados por minerales como illita, caolinita y esmectita, cuarzo y feldespato. Las lutitas de color negro son las que contienen mayor porcentaje de materia orgánica y pueden contener gas o petróleo.<br />
Las lutitas que almacenan mayores volúmenes de gas se caracterizan por un alto contenido en materia orgánica (0,5 hasta más de 12%) y se constituyen en roca madre de petróleo maduras que se encuentran ya en la ventana de generación de gas. Su estructura se caracteriza por una laminación muy fina. Sus poros son muy pequeños y su permeabilidad muy baja, por lo que los fluidos (agua, gas y petróleo) no se mueven con facilidad dentro de la roca. <br />
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El gas se encuentra almacenado dentro de las lutitas, en fracturas naturales que desarrollan, dentro del sistema microporoso, o bien adsorbido en la materia orgánica. Es fundamentalmente por esta razón que los gases <em>shale </em>constituyen uno de los denominados reservorios no convencionales; la producción de gas en volúmenes comerciales requiere de tecnologías modernas y tratamientos de estimulación que incrementen su permeabilidad.</p>
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<p>El Departamento de Estado de la Energía de los Estados Unidos apunta desde hace exactamente un año a “ayudar a los <br />
países a utilizar sus recursos de gas natural no convencional para identificarlos y desarrollarlos de manera segura y económica”, convencidos de que hacia 2030, el shale gas representará el 14% del suministro total de gas en el mundo.<br />
De ahí que Obama haya asegurado en Georgetown que quedan hidrocarburos para un siglo más. De cumplirse estas estimaciones, la región norteamericana encabezaría las existencias con 108,7 Tcm; China y el resto de Asia le seguiría con 100; Australia y la zona de Asia-Pacífico con 74,3 Tcm. El norte de África y Medio Oriente tienen 72,1 Tcm y Argentina y Brasil encabezan la región latinoamericana, con ciertas zonas de Chile, Perú y Colombia.<br />
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Por lo demás, el informe de la <em>International Energy Agency </em>(IEA) divide a los países estudiados en dos grupos según si poseen o no recursos: el primer grupo posee algún tipo de producción e infraestructuras, pero es dependiente de las importaciones de gas natural (Chile, Francia, Sudáfrica, Marruecos, Polonia o Turquía). El segundo incluye países con recursos superiores a los 200 tcf; allí figura Argentina, junto con Brasil, Canadá, China, México, Australia, Libia y Argelia. Y los <br />
analistas se preguntan si será fácil exportar la tecnología adecuada a países donde aún no la tienen.</p>
<p><em>Resquemores frente al shale gas<br />
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La roca debe ser calentada o tratada con solventes para liberar hidrocarburos gaseosos o líquidos. Su extracción se hace con métodos de minería para obtener el petróleo aunque este es un proceso más complejo y menos eficiente que la perforación de pozos dedicados al petróleo. Su origen es similar al del petróleo, o sea, a partir de sedimentos finos y detritos orgánicos (distintos tipos de algas marinas y lacustres, restos de plantas) depositados en diferentes tipos de ambientes sedimentarios (cuencas marinas, lagos, pantanos), y luego sometidos en tiempos geológicos a presión y temperatura, aunque no lo suficiente como para generar hidrocarburos líquidos.<br />
Produce emisiones y cenizas que pueden traer consecuencias al medio ambiente, por lo cual la explotación debe ser controlada.</p>
<p><strong>Tight gas<br />
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De suma importancia para la economía estadounidense y en otros puntos del mundo, este el gas existente en arenas de baja permeabilidad (inferior a 0,1 mD) suele estar en rocas antiguas, de buen espesor, que han perdido permeabilidad por la compactación, cementación, recristalización y cambios químicos durante el tiempo transcurrido. Para ser económicamente rentable necesita tratamientos de estimulación masivos. La roca madre se halla por lo general cercana al reservorio. Los granos son finos, lo cual imprime una muy pobre permeabilidad, con los poros rellenos de carbonatos o cementos silicatos precipitados del agua del reservorio.<br />
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Encierra altos volúmenes de gas natural y suele experimentar una tasa de declinación alta durante su producción inicial, aunque luego se estabiliza. Constituyen un desafío a las técnicas de exploración, perforación, terminación y producción. Para encontrarlo, se tiene en cuenta la historia geológica de la cuenca, los tipos de querógeno y los reservorios de baja permeabilidad con manifestaciones de gas, o con anomalías de presión.<br />
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Es rentable, aunque requiere de grandes esfuerzos tecnológicos adicionales para su localización y producción: pozos horizontales, alto número de pozos, fracturas, etcétera.</p>
<p>www.petrotecnia.com.ar/abril11/2_2011/10-18.p </p>
