Sobre No Convencionales, Vaca Muerta, fracking y otras yerbas

Este post nace de una entrada que escribió Fabio en su blog. Quería responderle en un mensaje pero me era imposible porque es un tema que abarca un montón de aristas, disciplinas y especializaciones. Si les interesa el tema, recomiendo muy fuertemente que lean ese post. Advierto que lo que viene a continuación es un post larguísimo, con mucha información que no van a encontrar muy fácil en la red, que alguno va a considerar como “post duro” y los entendidos en el tema lo van a notar muy laxo. Si aún les sigue interesando, bienvenidos al mundo de lo “no convencional”.

¿Qué es convencional?

Hace un tiempo escribí un post que, modestia aparte, fue de los que más me gustó en cómo quedó y de los que menos visitas tuvo. Se llamó “Sistemas Petroleros” y describía todos los elementos necesarios para poder tener un yacimiento (convencional) comercial. Se comentaba sobre cada una de las partes y la función que ocupaba dentro del sistema. Si no teníamos alguna de las componentes, entonces no teníamos sistema.

En un yacimiento convencional, la roca generadora o madre (un shale, esquito, arcilla o como le quieran llamar) por presión expulsa el hidrocarburo generado hacia una zona de menor presión donde queda acumulado. Esta roca se llama reservorio (generalmente son arenas y/o calizas). La expulsión no se produce en un día, sino que sucede a escala geológica, a lo largo de millones de años y a medida que se va produciendo el hidrocarburo en la roca madre. Muchas veces sucede que la expulsión de la roca madre es hacia la arena que está inmediatamente abajo, transformándose la roca madre también en roca sello. Hasta acá he descrito muy brevemente lo que dice el post sobre Sistemas Petroleros, pero si ustedes les interesa el tema recomiendo fervientemente que ingresen a ese post y lo lean, porque les va a dar mucha más idea e información.

Ahora, ¿Qué es no convencional?

En la actualidad, la mayoría de las capas reservorio de las cuencas productivas han sido o están siendo explotadas, por lo que no queda mucho más por buscar. Escribí otro post hace un par de meses (“Exploración Petrolera en Argentina”) con datos recopilados de todas las cuencas sobre cuál era el estado actual de la exploración de nuevas cuencas en Argentina y como se vio en el texto, los datos no son para nada alentadores. En Argentina antes se apuntaba a objetivos grandes, luego cada vez se fue apuntando a arenas de menor espesor (y por ende menor producción), a cuencas offshore como la Austral, inclusive a rocas de bajísima permeabilidad (las tight sands de Neuquén), también a filones intrusivos en el sur de Mendoza (estos son rocas magmáticas que no tienen ni porosidad ni permeabilidad de matriz y todo lo que producen lo hacen de las fracturas naturales que se produjo en la roca al enfriarse). Cada paso involucraba un decrecimiento del TRE. Por último, y en base a los desarrollos tecnológicos que se hicieron en EEUU, se llegó al estado actual de exploración de los shale gas.

¿Qué significa explotar un shale gas? Significa directamente ir a la roca madre en busca de los rastros de petróleo que no migraron hacia la roca reservorio. Pero si yo hago un pozo que atraviesa la roca madre, no va a fluir ningún hidrocarburo hacia el pozo porque la permeabilidad es cercana a nula. Lo que necesito hacer es generarle yo la permeabilidad a la roca para que el hidrocarburo migre y eso lo hago con la técnica de Fracking o más conocida en la industria “fracturas hidráulicas”.

¿Cómo y donde nace la necesidad de explotar los no convencionales?

El origen de la “criatura” fue el embargo de petróleo de la OPEC debido a una guerra del medio oriente y que duró entre octubre del 73 y marzo del 74. Esto generó una crisis energética en EEUU y un alza muy fuerte de los precios. A esto se sumó dos inviernos excepcionalmente severos (75-76 y 76-77) que obligó a cortar suministros de gas a regiones enteras de EEUU e inmediatamente después surge una segunda crisis petrolera por el conflicto entre EEUU e Irán (79-80). Eso llevó a replantear la estrategia energética de ese país y a no depender tan fuertemente de países “problemáticos”. El por entonces presidente Jimmy Carter da un discurso el 18 de abril del 77 donde habla de la National Energy Policy y pronuncia las siguientes palabras:

“The tenth principle is that we must start now to develop the new, unconventional sources of  energy we will rely on in the next century.”

Y es allí donde se pronuncia por primera vez la frase “no convencionales”. Un año después la National Energy Policy se convierte en ley (95-621) y entre lo más importante que dice era fomentar la iniciativa de nuevos desarrollos de gas natural, en áreas geológicamente complejas, en reservorios de extrema baja permeabilidad (tight).

El área de no convencionales se empezó a desarrollar muy velozmente y menos de un año después del pedido de Carter, ya se habían escrito tres libros sobre no convencionales:

Pero, ¿cuál es la definición exacta de “no convencional”?

No la hay. Existen varias definiciones pero no existe un límite exacto y definido entre lo convencional y lo no convencional. Veamos las 5 definiciones más generales que se han ido refinando desde 1980 hasta la fecha. La primera corresponde a la definición que apareció en la  National Energy Policy:

1. U.S. Department of Energy, Unconventional Gas Resources, 1980

• Four large, unconventional gas resources have been identified as having significant potential for development and positive impact on future supplies. They are:
  • The low-permeability (tight) lenticular and blanket-type gas sandstones of the Western United States.
  • The gas-bearing Devonian and Mississippian shales of the Eastern United States in Appalachia and the Midwest.
  • The natural gas present within coal seams and associated strata.
  • The high-temperature, high-pressure (geopressured) aquifers of the Gulf Coast region.

2.  S.A. Holditch, SPE Distinguished Lecturer, 2001

• Unconventional Reservoirs: These are the reservoirs that cannot be produced at economic flow rates or that do not produce economic volumes of oil and gas without assistance from massive stimulation treatments or special recovery processes and technologies, such as steam injection.

3.  B.E. Law and J.B. Curtis, Introduction to unconventional petroleum systems, 2002

• Conventional gas resources are buoyancy-driven deposits, occurring as discrete accumulations in structural and/or stratigraphic traps, whereas unconventional gas resources are generally not buoyancy-driven accumulations. They are regionally pervasive accumulations, most commonly independent of structural and stratigraphic traps.

4.  National Petroleum Council Global Oil and Gas Study, Topic Paper #29, Unconventional Gas, July 2007

• Unconventional gas reservoir is a term commonly used to refer to a low permeability reservoir that produces mainly dry natural gas.

5.  Society of Petroleum Evaluation Engineers, Monograph 3, Application of Reserve Definitions to the Evaluation of Resource Plays, 2009

• Accumulation of hydrocarbons known to exist over a large areal expanse believed to have lower geological and/or commercial development risk

¿Los shale gas son los únicos “no convencionales” que existen?

No, y si bien la definición de “no convencionales” no es clara, hay muchos otros tipos de recursos gasíferos no convencionales (van en inglés porque la mayoría no tienen traducción al español):

• Coalbed methane
• Tight sandstone
• Tight Hydrates
• Geopressured aquifers
• Low quality gas
• Stranded gas
• Basin-centered gas / very deep gas
• Shallow biogenic gas
• Landfill gas

¿Por qué queremos explotar algo “no convencional”?

La respuesta es muy simple. Las cuencas sedimentarias están ampliamente estudiadas y perforadas y los objetivos fáciles ya están todos “pinchados”. Lo que queda cada vez es más difícil de poder explotarlo. El presal brasilero es un ejemplo de lo que me refiero; es un gran yacimiento de petróleo de muy difícil acceso y que actualmente se está desarrollando la tecnología para explotarlo.

Las dificultades crecientes en la exploración petrolera no son nuevas. En los 50´s también sucedía lo mismo, pero con el desarrollo de tecnología que permitía perforaciones más profundas, complejas, otros métodos de estudios, y demás se lograba desarrollar nuevos campos y así sucedió en cada década. Sucedía que la tasa de retorno energético o TRE (cuánta energía se gasta en sacar un barril de petróleo. Se mide en barriles gastados vs. barriles producidos) era altísima, del orden de 1000/1 o 10000/1. A medida que avanzaron las décadas, el TRE ha ido disminuyendo. Actualmente, para proyectos no convencionales de EEUU se estima que la el TRE es 2/1, lo que está demás decir que es bajísimo.

Hablemos de shales locales: Vaca Muerta

Vaca Muerta es una de las tres rocas madres de la Cuenca Neuquina (junto a Molles y Agrio) y en importancia es la número 1 por su extensión areal y espesor que alcanza los 300 metros, que ha llevado a ser ampliamente estudiada. Históricamente también a funcionado como roca sello de las areniscas de la Formación Tordillo, por lo que ha sido extensamente perforada para alcanzar los objetivos inferiores. Es una roca generadora de características excelentes, con valores de TOC y contenido de kerógenos altísimos, lo que la convirtió en objetivo primario para la exploración de hidrocarburos en Argentina. El tan famoso yacimiento Loma La Lata, donde actualmente se están haciendo los estudios de viabilidad de Vaca Muerta, posee unos mil pozos, todos hechos previamente con objetivos inferiores a esa formación. Por lo que ahora el trabajo que queda realizar es “sólo” la parte del fracking. Como podrán ver, es un ahorro de plata importante el tener ya los pozos hechos.

Vaca Muerta está siendo estudiada en la actualidad, por lo que no se puede saber todavía a ciencia cierta si es rentable comercialmente. En Argentina, debido a los elevadísimos precios de operación y al haber menor cantidad de equipos para realizar estas tareas, afectan directamente en el caudal que se va a obtener, y con TRE tan bajos puede llevar a que un proyecto sea inviable. Si a eso le sumamos precios de gas congelados, imposibilidad de girar divisas, problemas de importación de maquinaria específica, el panorama no es demasiado alentador (todo esto puede cambiar con acuerdos que realice el gobierno con las operadoras, tal como lo hizo hoy con Chevron)

Datos duros de Vaca Muerta (VM)

A continuación, quiero mostrarles unos mapas de dominio público. Son espesor de VM, TOC, Ro (maduración de la roca) y un último mapa donde, en base a estos tres datos de entrada, muestran las áreas prospectables.

Recapitulemos: Parte 1

Hasta acá hablamos de lo que era un recurso convencional, luego uno no convencional, cómo y dónde nace la necesidad de explotar los no convencionales, luego buscamos una definición exacta para no convencionales y vimos cómo se habían ido modificando en el tiempo, para luego ver que los shale gas no son los únicos “no convencionales” y que hay muchos más en la lista. Para rematarla, vimos el porqué de la necesidad global de explotar los recursos no convencionales y describimos las propiedades generales de Vaca Muerta y el área donde se están realizando los estudios de vialidad.

O sea, si ustedes leyeron esto, ya saben más de no convencionales que cualquier economista, periodista, ambientalista y demás especímenes que salen hablando en cualquier medio sobre el tema. En la primera parte vimos cuál era el recurso y como saber su tamaño, en la segunda parte nos queda determinar cómo sacar ese recurso (fracking/geomecánica/microsísmica), producción, heterogeneidad de shale gas, impacto económico/productivo y de reservas. Asique, a la carga mis valientes!(?)

Fracturamiento hidráulico o “Fracking”

El fracturamiento hidráulico tiene muchísimo tiempo y me puedo perder contando historias de los 50´s y como se inició pero no es la idea. Como les contaba anteriormente, si la roca no posee la permeabilidad suficiente como para hacer fluir el hidrocarburo desde los poros donde se aloja hasta la cara del pozo, entonces se la genero yo a través del fracking. En Argentina se usa desde hace unos 10 años en las “tight sands” de la cuenca Neuquina. El proceso consiste en bombear agua con “arena” (es mucho más sofisticado, pues se usan pequeñísimas esferas de sílice) a una presión altísima para fracturar la roca. Ese líquido ingresa en las fracturas, las esferas de sílice quedan alojadas allí y hacen que la fractura no se vuelva a cerrar por presión litostática, y luego se produce el agua de inyección más el fluido deseado (gas/petróleo). No existe un reemplazo de fluido (sale petróleo, queda agua), porque las presiones a esa profundidad no lo permiten. Las fracturas tienen cuanto mucho 2-4mm de ancho y una longitud que va hasta los 150m.

Geomecánica

Los geomecánicos se encargan de estudiar los esfuerzos tectónicos y litostáticos del área de estudio para predecir cómo se va a comportar el fracturamiento. Recordemos que mientras más fracture más voy a producir, pero si mi fractura se va de mi capa (en este caso Vaca Muerta) hacia arriba o abajo, esa fractura va a ser improductiva y estéril. Ellos hacen estudios muy complicados y específicos que van a ser críticos en el diseño de fracturas que va a realizar el ingeniero de pozo. En base a eso podemos predeterminar número de stages, cantidad de propante (“bolitas de sílice”), agua, camiones con bombas, etc. Una vez que se mueve todo al campo de operaciones no existe el “uyyy, me olvidé de traer un camión más de arena”.

También hay que decir que los estudios geomecánicos no siempre son muy fiables, ya sea porque la zona es nueva y no se tienen estudios o  por su complejidad, la mayoría de las veces la fractura se comporta de forma distinta a la esperada. Lograr mejorar eso es uno de los desafíos que más énfasis y desarrollo le está volcando la industria:

Así luce un trabajo de fracturamiento a escala gringa para un pozo:

Vean lo brutal que es en cantidad de camiones. La operativa es realmente MUY compleja. En Argentina estamos muy lejos de eso; no hay ni gente, ni camiones, ni maquinaria (bombas, etc.), ni ingenieros, ni nada para sostener un tipo de trabajo de esa escala.

Microsísmica

¿Cómo sabemos las longitudes de las fracturas? Se utiliza una disciplina geofísica que se llama microsísmica. Consiste en bajar geófonos en pozos cercanos y ponerlos a “escuchar” cada microsismo que ocurre a medida que se va fracturando la roca. Con algoritmos hiperespeciales y tecnología de punta, se puede generar una nube de puntos que representan por donde se extendió la fractura y cuánto se extendió. Mientras más lo haga, más va a producir el pozo. Veamos como lucen en un pozo real de EEUU:

Cada color corresponde a un stage de fracturas. El tamaño del círculo depende de la magnitud del evento sísmico. Se puede ver como el stage anaranjado se alinea bastante bien con los esfuerzos regionales pero que los otros stages son más dispersos. Las magnitudes de los microsismos son de -2 a -1 en la escala Richter.

¿El Shale Gas, es viable?

Esa mi amigos, ESA es la pregunta del siglo. En EEUU los shales se encuentran en zonas cercanas a ciudades y por ende mover tanta maquinaria no les es tan difícil. Neuquén es un desierto y mover un camión desde esa ciudad hasta el campo siempre redunda en gastos excesivos, por lo que se manejan márgenes totalmente diferentes.

EEUU aumentó su producción de gas y lo hizo viable a través de lo que ellos llaman “factory mode“. Esto es, poner pozos laterales, uno al lado del otro, abarcando toda la superficie horizontal del shale, luego fracturar y producir. La cantidad de pozos perforados con esta modalidad es asombrosa. Como se manejan directamente con los dueños de las tierras y no son por concesión como acá, aprovechan al máximo cada centímetro cuadrado. Para que vean que no exagero, les voy a mostrar un gráfico de la ciudad de Dallas:

Han perforado hasta dentro de la ciudad! Pero esto no termina allí. Han perforado en lugares tan locos como en el mismísimo aeropuerto internacional de la ciudad. Veamos primero una imagen satelital de éste:

Y ahora veamos el famoso desarrollo en “factory mode“, donde desde una locación de pozos se sacan múltiples desvíos para abarcar arealmente todo el shale (fuente):

¿Ahora van tomando una idea cabal de cuán grande es la movida del shale gas?

Sobre la heterogeneidad del los yacimientos de shale gas y la producción de los mismos

Los yacimientos de shale tienen un comportamiento dual muy grande. Esto es:

• A favor: se sabe dónde está alojado el petróleo (en los yacimientos convencionales eso no se sabe, se hacen los pozos para buscar las acumulaciones y en el camino uno puede fallar)
• En contra: Posee una heterogeneidad dentro del shale que es muy grande a toda escala. Dicho de una forma matemática, los shales tienen un comportamiento fractal en su heterogeneidad.

Que haya tenido un buen pozo no indica que me mueva 30 metros y que el siguiente pozo sea “seco”. Los siguientes gráficos son tomados de una zona de EEUU donde se estudió la producción del shale Barnett. Veamos los datos de producción de todos los pozos de shale gas del condado de Johnson:

Podemos suponer que hay empresas que hacen las cosas bien u otras que hacen las cosas mal y por eso tenemos esa dispersión. Pero para sacarnos la duda veamos un split por empresa:

Las producciones individuales por empresa siguen siendo muy dispersas. Es por ello que se hacen tanto pozos, porque en el promedio salimos ganando pero si queremos desarrollar el shale haciendo 10 pozos vamos a ir para atrás y en pantuflas.

Los esfuerzos por determinar algún parámetro que esté ligado directamente con la producción de los pozos. Se han estudiado 29 parámetros y no se ha conseguido una sola conclusión. Los shales son demasiado HETEROGÉNEOS. Uno podría pensar que mientras más largo hagamos el pozo en el shale, y más fracturas metamos, vamos a conseguir más producción. Este estudio lo desmitifica:

Se puede ver que aumentando el largo o los números de stages (zonas donde se fractura) no aumenta necesariamente la producción. Tampoco si metemos más propante, más agua, o cualquier otro parámetro:

¿Qué nos está diciendo esto? ¿Significa que nunca vamos a entenderlo? No, sólo nos dice que se precisan estudios más precisos y nuevas técnicas para entender los shale gas. Al día de la fecha (2013) se está avanzando muy rápido en nuevos flujos de trabajos para el mejor entendimiento del shale. Es sorprendente que lo que uno aprendió hace apenas un año ya quedó viejo o que las técnicas se refinaron.

Para ver cuantificado los avances técnicos les quiero mostrar un gráfico. Vean como se aumentó la producción año a año en el shale Marcellus:

Se aprecia que a medida que se fueron mejorando las técnicas de fracking, tanto la producción inicial como la curva de decaimiento de producción mejoraron visiblemente.

El impacto económico y en reservas en EEUU

El impacto ha sido y está siendo impresionante. Para bien y para mal. Hay gente (dueños de tierras) que se han hecho millonarios en días firmando contratos con operadoras para producir shale gas en sus tierras a cambio de un “royalty”. Pero también ha traído aparejado problemas ecológicos que vamos a hablar más adelante.

Veamos tres gráficos de como afectó la producción total de gas y a las reservas en EEUU los shale gas:

Ahora veamos como aumentó la producción por shale:

Noten que no han desarrollado un shale, sino 11 shales a lo largo de EEUU, y que la producción empezó en el 79 pero el mayor impacto surgió en el 2000 con los pozos laterales. Sin embargo, por esas cosas del capitalismo salvaje de los gringos y la total desregulación, empezaron a producir tanto gas que sobraba. ¿Y qué pasó con los precios? Lo siguiente:

¿Muy loco no? Eso acá no va a suceder nunca porque hay precio fijo para el gas, y tampoco vamos a disponer de tanto recurso (esto es sólo un suposición personal).

Como lo muestran los gráficos anteriores, vimos que el desarrollo de shale gas lleva directamente al aumento de las reservas de un país. Las curvas tan pronunciadas de EEUU no se espera que se repliquen en Argentina debido a que la masividad del desarrollo nunca la vamos a alcanzar, pero sí se puede esperar que haya un aumento (o no decaimiento) de las reservas.

Recapitulemos: Parte 2

En esta segunda parte vimos la técnica de fracking, y las disciplinas geomecánica y microsísmica, fundamentales para el entendimiento y control de las fracturas inducidas. Luego vimos la viabilidad del fracking en EEUU y llegamos a la conclusión que para que sea comercialmente viable tenía que ser masivo (“factory mode“). Posteriormente vimos que los shale gas son extremadamente heterogéneos y que la producción adecuada la conseguíamos con una suma de pozos. Vimos ejemplos de producción por compañías y también vimos que con más estudio y nueva tecnología podíamos aumentar la producción, cosa que ha sucedido año a año. Por último vimos el impacto económico, en la producción y en las reservas que significó el desarrollo de los shales en EEUU. Lo que nos queda por ver ahora son los temas que preocupan a la gente: Acuíferos contaminados, utilización de agua, posibilidad de sismos. Continuemos.

¿Acuíferos contaminados?

He revisado todos los reclamos sobre el fracking en redes sociales: grupos de “autoconvocados”, mapuches neuquinos, vecinos de Concordia, etc. El miedo de todos es el de la contaminación de los acuíferos e indirectamente, del agua que toman. Esto me hace acordar y mucho a lo que piensa la gente de la minería que automáticamente la asocia con el uso del cianuro (elemento que se degrada muy rápidamente hasta desaparecer) y no la asocia a los elementos pesados que sí son los realmente peligrosos contaminantes. Es más, hice un post larguísimo (tanto como éste) tocando todas las aristas del tema minero (Minería: sobre San Jorge, Famatina, ambientalistas y picapiedras). No sé por qué el público le gusta asociar temas, o tiene una tendencia más marcada a acoplar pares de cosas. Este es un caso similar y existe mucha desinformación en el medio. Doy sólo dos ejemplos de desinformación:

En este ejemplo se quiere mostrar que la fractura alcanza al acuífero. Veamos otro igual:

Empecemos a desmitificar. No sé si es porque uno tiene formación científica que uno siempre se hace preguntas. Acá surgen varias ¿A qué profundidad se encuentran los acuíferos? ¿A qué profundidad se encuentra Vaca Muerta? ¿Es el largo de las fracturas lo suficiente para conectar ambos? Si conocen las respuestas, las imágenes de arriba quedan sin sustento. Los acuíferos donde uno toma agua (recuerden que soy de Mendoza, zona desértica y donde se hacen muchos pozos para la obtención de agua) está comúnmente a 20-50m. Como antes no habían cloacas y se mandaba todo a las napas, éstas se fueron contaminando (en Mendoza, Neuquén o donde sea) y se tuvo que ir más profundo pero es muy raro que un pozo supere los 100m en búsqueda de agua dulce. A partir de una profundidad, empiezan a disolverse por presión ciertos minerales de las rocas y el agua se empieza a salinizar. A 1000m, 2000m o más profundo, lo que podemos encontrar es una salmuera hiperconcentrada de 300gr/litro (10 veces más salada que el agua de mar). Ahora, la profundidad del tope de la formación Vaca Muerta la pueden ver en el siguiente mapa:

La zona prospectable de Vaca Muerta se encuentra entre 2000 y 3000 metros por debajo de la superficie terrestre. A su vez, vimos que las fracturas no se extienden más de 100-300m (este último valor es excepcional). Por lo que la conexión entre el fracking de Vaca Muerta y el de los acuíferos explotables es NULA. Esto no sucede así en otros países, donde el shale está mucho más somero y el riesgo de conexión es alto, pero son casos de shale muy aislados. En general, siempre se encuentran lo bastante profundos como para evitar encontrarse con los acuíferos.

Es interesante que la gente ahora se preocupe por los acuíferos y no sepan que muchos de ellos están contaminados por las malas prácticas de explotación del pasado. El mayor riesgo de contaminación de acuíferos no surge por el fracking en sí, sino que es por una mala terminación de pozo. Entre la roca “virgen” y el pozo hay básicamente dos cosas: acero del caño (o “casing“) y cemento. Cualquiera de los dos puede tener una falla y si eso coincide en la zona superior, justo en el sector de algún acuífero entonces lo va a contaminar. Esto es independiente de que la explotación sea convencional o no convencional, o de que se utilice la técnica de fracking o no. Ha sucedido mucho en el pasado, en todas las cuencas de Argentina y del mundo. Las nuevas técnicas de cementación, los nuevos caños sin costuras (esos famosos que produce Techint), etcétera, ayudan a que ahora sea extremadamente infrecuente que suceda. Sin embargo el riesgo siempre está. Créanme que se contaminó mucho más antes de lo que puede suceder ahora. Para que se den un ejemplo, en la vieja YPF de los 40´s, 50´s y 60´s, la salmuera hiperconcentrada que les hablé y que viene junto al petróleo cuando éste se produce del pozo, la dejaban en piletas para que filtrara. ¿Adónde filtraba? A las napas más someras contaminándolas y haciendo de esa agua inutilizable y de esa tierra un desierto porque nada volvía a crecer. Si no péguense una vuelta por la ruta 40, al sur de la ciudad de Mendoza y van a ver los rectángulos que eran la viejas piletas y como después de 40 años sigue sin crecen nada allí. ¿Van entendiendo como es el tema de contaminación de acuíferos?

En la escena famosa del documental “Gasland” donde salía gas por la tubería del agua, éste no sucedía porque la fractura había contactado al acuífero sino porque había habido fallas en la terminación del pozo (casing+tubbing), que hacía que el gas que subía por el pozo se escapara al acuífero.

Para terminar con el tema de fracking y los acuíferos, si alguien me puede probar que puede hacer una fractura a 2000m de profundidad en Vaca Muerta y que llegue hasta los acuíferos superficiales, entonces me hago socio de él, vamos 50-50 y le ofrecemos esa supertécnica de fracturas a todas las empresas petroleras y nos hacemos megamultimillonarios. Los tipos están tratando de optimizar las fracturas, gastan miles de millones en investigación en ver como las pueden extender un poco más (50m) y que no se les cierre por la presión litostática para que alguien diga que una fractura puede tener 2000 metros en la vertical!

Tema uso de agua

Este es un tema mucho más cercano y cierto. Los trabajos masivos de fracturas en EEUU utilizan por pozo algo así de 20 millones de litros de agua. En Neuquén estamos muy lejos de ello actualmente, pero si pensamos a futuro, y desarrollando los campos en “factory mode”, va a haber un serio déficit de agua. Se que están pensando muy a futuro (5-10 años) y en caso de entrar en “factory mode“, en hacer un ducto y traer agua de mar desde Chile. Si bien no es nada seguro y son rumores, no deja de ser descabellado porque la demanda de agua sería muy superior a la que aportan los ríos.

Tema sismos

En base a un estudio de dos sismos en lugares poco frecuentes de EEUU es que saltó la alarma de “el fracking produce terremotos”, y ustedes saben muy bien que una cosa es decir sismo y otra muy diferente es decir terremoto. Esta última tiene una connotación de alto impacto. Me puse a investigar sobre el asunto porque me llamó la atención de un sismo en Ohio de magnitud 4. Esa es una energía muy elevada para el fracking, a nivel energético se encuentra muchos órdenes de magnitud la energía del sismo vs la del fracking. Resultó que son casos muy extremos y aislados de configuraciones de fallas extremadamente inestables que recibieron el “empujoncito final” para liberar la energía. Es el equivalente a tirar una piedra a una casa y que ésta se derrumbe. El derrumbe si iba a producir si o sí, pero el agente desencadenante fue la piedra y le vamos a echar la culpa a ella. En yacimientos convencionales, al ir produciendo el fluido lo que sucede en las diferentes capas de las rocas es que cambia su estado tensional (eso lo estudia un geomecánico), y usualmente se producen reacomodamientos de fallas que se expresan como microsismos que van desde magnitud 0 a magnitud 2. Los sismos que suceden por encima de eso son muy (muy, muy) excepcionales. Es, de las tres cosas que preocupan a la gente (junto al uso de agua y la contaminación de acuíferos) la que menos me preocupa, es más, la descartaría de la lista de posibles problemas.

Tema YPF-Chevron

Esta semana a sido complicada. YPF firmó (a través del gobierno) un acuerdo con Chevron. Todo el arco opositor salió a matarlos, Quebracho y otras organizaciones hicieron manifestaciones, y un largo etcétera. Pero nadie se ha puesto a pensar en qué situación se encuentra Argentina. Estamos con reservas de gas y petróleo cada vez más escasas debida a una pésima política energética. Estamos cada vez importando más combustibles. Esa importación de combustibles desangra de dólares al país. A su vez las acciones económicas del gobierno en los último 5 años fueron pésimas (no giro de divisas, barril congelado, etc) lo que ha hecho que las empresas se vayan directamente del país a otros destinos donde no le cambien las reglas del juego cada 2 años. En el medio de eso aparece la posibilidad de explotar Vaca Muerta, pero para eso se necesita dinero y mucho, del orden de los 15000 millones de dólares. ¿Los tenemos? No ¿Qué hacemos? Con el actual esquema invitamos a todas las multinacionales a que exploten en conjunto con YPF el shale de Vaca Muerta. ¿Cuántas empresas aceptaron? CERO. ¿Qué hacemos? Volvemos a salir desesperados a buscar otra vez multinacionales que traigan sus miles de millones de dólares para invertir en el país. ¿Quién es el que más o menos acepta? Chevron ¿Lo hace “de onda”? No, pide tener ciertas condiciones (giro de divisas, etc.) que tendría en cualquier otro país que no sea Argentina y el gobierno acepta. ¿Está mal que acepte? Bajo la actual situación energética, la ausencia de inversores y lo mal que está la economía al gobierno no le queda otra que aceptar. Si no acepta, no puede explotar Vaca Muerta porque no tiene el capital para hacerlo. Así de simple. Ahora que cada uno de ustedes, lectores amigos, juzgue si le parece bien o mal. Recuerden, YPF tiene los campos, CHEVRON tiene los dólares. A mí no me parece una mala decisión.

Despedida

Tal vez los pocos que llegaron hasta estas palabras estén más confundidos que la miércole por tanta información. Si están realmente interesados en el tema, yo no puedo despedirme sin antes recomendarles fervientemente que vean la exposición del doctor Ingraffea, un reconocidísimo ingeniero que trabajó 40 años en la industria petrolera y una de las personas que más conoce de explotación de no convencionales. Es una charla magistral dada a un grupo de ciudadanos de Pensilvania. Explica sencillamente todo, desde lo básico a lo complejo, desde el comienzo hasta la fecha, de una forma tan didáctica que no queda más que aplaudirlo. El tipo no es ni pro-fracking ni anti-fracking; sencillamente muestra ambos lados de la moneda dando su opinión personal. Lamentablemente sólo está en inglés pero no se van a aburrir:

 

Por mi parte me despido. Espero no haber sido muy confuso en cómo llevé este complicado post. Si lo hacía corto iban a quedar muchos conceptos básicos afuera asique me tiré por la opción de post largo y completo que seguramente al 80% de los lectores le habrá sido insoportable. Cualquier duda o consulta nos leemos en los comentarios.
Hasta la próxima!