Las actividades proyectadas para poner en valor los recursos hidrocarburíferos no convencionales del país no afectarán acuíferos de uso doméstico, no precisarán grandes volúmenes de productos químicos ni tendrán efectos sísmicos, según el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, Ernesto López Anadón.
En torno al desarrollo de los hidrocarburos no convencionales que alberga el subsuelo argentino, existen diversos mitos de índole ambiental que Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), aspira a desarticular por completo.
“Hay una serie de inquietudes relacionadas con la hipotética afectación del agua para consumo doméstico, el supuesto uso de un gran volumen de productos químicos, el destino de los recursos hídricos de retorno y los posibles efectos sísmicos de la actividad que resulta preciso aclarar”, manifiesta el directivo.
En primer término, explica, la roca generadora suele hallarse entre los 2.500 y 4.500 metros de profundidad, tal como sucede en Vaca Muerta. “Los acuíferos de uso doméstico, en cambio, no suelen superar los 300 metros de profundidad”, compara.
Asimismo, señala que el agua subterránea es protegida durante la perforación por cañerías de acero que son cementadas al pozo. “No existe una conexión física entre las formaciones y los acuíferos. Y debe destacarse que en la Argentina han sido perforados miles de pozos sin afectación del agua”, añade.
Con respecto al consumo de productos químicos, explica que el fluido utilizado para la inyección hidráulica está compuesto en un 99,5% por agua y arena. “Sólo el 0,5% restante equivale a productos químicos, muchos de los cuales están presentes en aplicaciones domésticas y comerciales”, sostiene.
Por otro lado, comenta que el agua utilizada es manejada de diversas maneras. “Primero recibe tratamiento. Luego, puede utilizarse en recuperación secundaria de hidrocarburos convencionales o efectuarse su reinyección en pozos sumideros, a una profundidad que asegura su confinamiento”, ejemplifica.
Finalmente, descarta cualquier posible efecto sísmico de importancia vinculado con la inyección de agua a alta presión. “La intensidad de la actividad sísmica proveniente de la inyección es miles de veces menor a lo detectable por los seres humanos”, detalla.
A su criterio, la ecuación es clara. “Con más tecnología y cuidado ambiental, tendremos más operaciones, más puestos de empleo, un mayor desarrollo de los proveedores locales y de las economías regionales, una mejor infraestructura y un crecimiento comercial”, sintetiza.
Los inicios
De acuerdo con López Anadón, en Neuquén la industria no convencional sólo demandará el 0,1% del caudal anual total de los ríos provinciales, sobre la base de los lineamientos del plan quinquenal que prevé la realización de 2.500 pozos en los próximos cinco años. “Es una cantidad pequeña, en comparación con el 5% del recurso que se lleva el consumo humano, el industrial y el agro”, remarca.
A su criterio, la tecnología para la producción no convencional cuenta con un alto nivel de excelencia. “Cumple con los más altos estándares de seguridad para evitar cualquier riesgo de carácter ambiental”, insiste.
De todos modos, reconoce que a nivel local el negocio recién se encuentra en sus inicios. “La logística será muy compleja. Pero, además, competiremos con otras cuencas en el mundo y también lo haremos por la disponibilidad de equipamiento y productos”, advierte.
Otro de los desafíos a sortear pasa, a su entender, por la disponibilidad de trabajadores calificados. “El tema de los recursos humanos es uno de los cuellos de botella a considerar, por lo que tenemos que comenzar a trabajar al respecto cuanto antes. Hay que convertir esta oportunidad en riqueza para las provincias y para el país”, enfatiza.
Décadas de energía
A decir de López Anadón, los hidrocarburos de reservorios no convencionales son los mismos que los de reservorios convencionales. “La única distinción está dada por el tipo de roca en la que se encuentran almacenados”, diferencia.
Para extraerlos, indica, es necesario generar permeabilidad artificial en la roca. “Con unas semanas de trabajo, es posible garantizar décadas de energía”, afirma.
En esa dirección, apunta que el proceso que va desde la perforación de un pozo hasta su puesta en producción lleva generalmente poco tiempo (entre 50 y 100 días) comparado con el lapso en el que dicho pozo estará en producción (entre 20 y 40 años). “El proceso generalmente incluye un período de entre cuatro y ocho semanas para preparar el sitio, entre cuatro y seis semanas para la perforación (incluyendo el casing, la cementación y el movimiento de equipos) y un máximo de cinco días para todo el procedimiento de inyección de agua o estimulación”, precisa.
La cementación del tramo guía, agrega, aísla los acuíferos atravesados. “Durante la perforación se cementa el espacio entre la cañería y la formación, aislando totalmente las distintas formaciones que se atravesaron”, asevera.
Grandes oportunidades
Un exitoso caso a seguir es, según López Anadón, el norteamericano. “El incremento de la producción gasífera en Estados Unidos proviene casi exclusivamente del desarrollo del gas no convencional. Gracias a este boom, las proyecciones muestran una drástica caída de las importaciones del fluido y eventuales exportaciones para el año 2016”, estima.
En la Argentina, en tanto, resalta la puesta en marcha de actividades en Vaca Muerta (con proyectos activos de shale oil yshale gas), Lajas (de tight gas), Mulichinco (de tight oil y tight gas) y el pozo D-129 (de shale oil y tight oil). Pero también pondera el atractivo de otros puntos del país. “La cuenca Neuquina presenta oportunidades en Los Molles (de shale gas ytight gas) y Agrio (shale oil). En el NOA tenemos a Yacoraite (shale oil, tight oil y tight gas) y Los Monos (shale gas). En el Golfo San Jorge hay shale oil y shale gas. En el Chacoparanaense, shale oil. Dentro de la región Cuyana sobresalen Cacheuta (shale oil) y Potrerillos (tight oil). Y no debe dejarse de lado el potencial de la cuenca Austral”, concluye.
