Roberto Ochandio, Septiembre 2016
La revista Petroquímica (Petroquímica, 2016) informa que la compañía San Antonio Internacional fracturó otro pozo no convencional en Aguada del Cajon, Neuquén. La gran novedad es que esta vez en vez de usar agua se usó dióxido de carbono (CO₂) para fracturar la formación gasífera. De la mano de San Antonio Internacional este método llega ahora a la Argentina, siendo promocionado por esa publicación como el gran invento que ayudará a preservar el agua y mejorará la extracción cada vez más difícil de hidrocarburos.
Pero, para visualizar mejor el panorama que presenta este nuevo método, es necesario ahondar un poco en los detalles para entender los riesgos de fracturar con CO₂.
Descripción de la fractura hidráulica usando CO₂
En la fractura hidráulica tradicional se usa agua mezclada con una multitud de productos químicos más arena como agente de sostén. Este sirve para mantener abiertas las fracturas y permitir el paso del gas o petroleo a través de formaciones impermeables que normalmente impiden dicho flujo.
La fractura con CO₂ se realiza siguiendo los mismos pasos que durante la fractura con agua, aunque se usan distintos equipos para comprimir el CO₂ y mezclarlo con la arena y los necesarios productos químicos.
Figura 1. Operación de fractura con CO₂. (Gentileza FloCO2 Ltd.)
Cuando se usa CO₂ en vez de agua, el problema es cómo hacer para que el CO₂ pueda transportar el agente de sostén hasta el fondo del pozo y dentro de las fracturas. Para solucionar este problema, se lleva al CO₂ al llamado estado súper crítico de presión y temperatura (*), lo cual lo convierte en una espuma con características tanto liquidas como gaseosas. La capacidad de transportar el agente de sostén depende de la viscosidad del CO₂ y su capacidad de permanecer en estado súper crítico.
La limitada experiencia actual indica que las fracturas hechas con CO₂ producen inicialmente más gas o petróleo porque desarrollan una red de fracturas más extensa y compleja que las hechas con agua. La bajísima viscosidad del CO₂ permite crear fracturas tridimensionales con una mayor extensión vertical y a mucha menor presión, mientras que las fracturas hechas con agua o hidrocarburos viscosos tienden a generar facturas planares (American Geophysical Union, 2016).
Problemas documentados de esta nueva tecnología
Sin embargo hay un límite a la presión que se pueda hacer durante la fractura, y ese límite está dado por la necesidad de controlar la extensión de la fractura. En otras palabras: si bien fracturar con CO₂ puede resultar en un aumento de la productividad inicial del pozo, todavía falta una evaluación más completa de los beneficios o problemas que puedan resultar de la aplicación de esta técnica.
Hace solo un par de años General Electric (GE) todavía estaba desarrollando este método pero lo consideraba en un estado muy primitivo. En ese momento no se creía que pudiera reemplazar al agua para las fracturas debido a los desafíos técnicos para conseguir la viscosidad adecuada del CO₂ y la infraestructura necesaria para implementarla (Reuters,2014). Al mismo tiempo GE fue cautelosa al indicar los probables riesgos ambientales resultantes de la captura, compresión, transporte y uso del CO₂ en estas operaciones. Entre
estos riesgos se menciona la imposibilidad de construir tuberías que transporten el CO₂ hasta cada uno de los pozos para su uso en fractura, indicando que el transporte de CO₂ requerirá un tránsito mucho mayor de camiones, con el consiguiente impacto en la red vial, la seguridad de las personas y el riesgo de pérdidas.
Problemas después de la fractura
Una vez completada la fractura le sigue un proceso de purga y venteo para eliminar subproductos indeseables del gas natural recuperado en superficie. Si bien el CO₂ se inyecta en estado súper crítico, después de la fractura el gas natural producido lo empuja a la superficie llegando no ya en estado súper crítico sino simplemente en su forma gaseosa normal.
Si no se lo captura queda librado a la atmósfera durante la purga posterior a la fractura, y, por ser más liviano que el aire, migra hacia la atmósfera superior contribuyendo al efecto invernadero. Sin embargo, capturar el CO₂ en la boca de pozo y separarlo del gas natural producido por el fracking no es una tarea fácil ni barata dado que se requieren altas inversiones en equipamiento especial para separar el CO₂ de los otros gases y luego transportarlo y almacenarlo en forma segura.
Una vez capturado al CO₂ se lo puede reusar en otra fractura o se lo puede inyectar bajo tierra según el procedimiento conocido como Captura y Almacenamiento de Carbón. La publicación de la Revista Petroquímica no menciona que se haya capturado el CO₂ resultante de esa fractura, lo cual implica que San Antonio liberó las 597 toneladas usadas de CO₂ a la atmósfera. Al contribuir a la liberación de gases de efecto invernadero, este experimento contradice los esfuerzos que se hacen a escala mundial para detener el calentamiento global.
Captura y Almacenamiento de Carbón
Para almacenar el carbón primero hay que perforar un pozo hasta encontrar una formación permeable rodeada por dos formaciones impermeables que impidan escapes del CO₂.
Luego se inyecta el dióxido de carbono llenando las porosidades de las rocas con este gas a gran presión. Como medida de seguridad se instalan válvulas de control en el pozo para prevenir posibles escapes del gas hacia la superficie.
Sin embargo, los pozos usados para almacenar el CO₂ tienen las mismas limitaciones de todo otro pozo usado en la industria petrolera, es decir fallas estructurales que impiden una buena aislación de las formaciones geológicas. Estudios independientes demuestran que las cementaciones usadas para aislar las cañerías de entubación desarrollan fallas que permiten el escape del CO₂ o cualquier otro gas que se quiera almacenar (SINTEF Petroleum Research, 2013).
Figura 2. Posibles vías de escape de CO₂ en un pozo entubado. Diagrama cortesía de Celia, M. A. et al, 2004. Quantitative estimation of CO₂ leakage from geological storage: Analytical models, numerical models, and data needs.
En la provincia de Alberta, Canada, existen proyectos para inyectar el CO₂ en formaciones subterráneas. Los requerimientos para este proceso implican garantías de que no habrá pérdidas de CO₂ en el futuro previsible, típicamente 1000 años de sellado inviolable. Un estudio organizado por la Universidad de Calgary con fondos públicos y de compañías privadas (Wabamun, 2008) analiza las condiciones bajo las cuales los pozos inyectores de CO₂ pueden desarrollar pérdidas que impidan cumplir con estas previsiones (Well Design,
2010). Además de los problemas de diseño y construcción de los pozos se pone énfasis en dos fallas características comunes a todos los pozos, tanto productores como inyectores, por efecto del CO₂: un aumento de la permeabilidad del anillo de cemento y aumento de la corrosión del acero de las cañerías en presencia de agua. En otras palabras: no solo es
imposible garantizar la estabilidad de los sellos geológicos que contienen al CO₂, sino que las herramientas y métodos actuales son incapaces de asegurar la captura indefinida del CO₂ inyectado.
Desmintiendo las garantías que divulga la industria petrolera, la publicación Scientific American indica que las zonas aptas para almacenar el CO₂ no serían las mismas formaciones productivas sino las que se encuentran por debajo de formaciones impermeables de esquistos (Scientific American, 2012). Sin embargo, después de múltiples fracturas hidráulicas a gran escala estas rocas ya habrán perdido la impermeabilidad original y por lo tanto no podrán garantizar el sello efectivo de los depósitos de CO₂. En otras palabras, la fractura hidráulica y el almacenamiento de CO₂ en la misma zona no son compatibles.
Esto nos dice que manipular hoy el CO₂ esperando esconderlo indefinidamente bajo tierra no es realmente una opción viable. La Captura y Almacenamiento de Carbón es una técnica que todavía está en pañales. Nada ni nadie puede garantizar que los sellos formados por rocas impermeables puedan durar por toda la eternidad, por lo tanto inyectar el CO₂ bajo tierra por ahora es como esconder la basura bajo la alfombra y cruzar los dedos para que no se produzcan fugas de gases.
Si bien hay lugares en el mundo donde se ha inyectado el CO₂ bajo tierra en forma continuada por varios años (Sleipner, Noruega), no existen métodos que permitan asegurar esta captura a través del tiempo. Por ejemplo, nada puede garantizar la estabilidad de estas capturas ante un terremoto que sacuda los sellos geológicos originales. De la misma manera, nadie puede predecir el comportamiento del planeta en reacción a los cambios inducidos por el calentamiento global. Por ahora estos experimentos no pasan de ser un intento de los países y compañías privadas para cumplir con las cuotas de carbón estipuladas para cada país por el acuerdo de Kioto.
La evidencia indica que la sociedad está en condiciones de cuestionar la fractura experimental de San Antonio. Esta compañía es irresponsable al implementar esta técnica sin prever métodos para almacenar definitivamente el CO₂. Tambien son irresponsables los editores de la revista Petroquímica al anunciar solamente los éxitos de esta fractura sin mencionar las consecuencias ambientales graves a las que exponen a toda la humanidad.
Sobre todo se debe cuestionar a la Secretaría de Ambiente de Neuquén por permitir ese experimento sin evaluar todas las consecuencias del mismo.
(*) Estado Súper crítico del CO₂ Estado de este gas cuando se lo somete a temperaturas mayores a 31,1 grados Celsius y presiones mayores a 73 atmósferas.
Referencias
American Geophysical Union. Wiley Online Library, 2016.
Acoustic emission monitoring of hydraulic fracturing laboratory experiment with supercritical and liquid CO₂
http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1029/2012GL052788/full
Petroquímica Nº322, Julio/Agosto 2016
San Antonio realizó la mayor fractura con CO₂ a nivel regional.
http://revistapetroquimica.com/san-antonio-realizo-la-mayor-fractura-con-co₂-a-nivel-regional/
Reuters, 2014: Fracking with CO₂ to replace water a distant goal, GE says
http://www.reuters.com/article/generalelectric-fracking-carbon-idUSL1N0MT1HN20140407
Scientific American, 2012.
Can Fracking and Carbon Sequestration Coexist?
http://www.scientificamerican.com/article/can-fracking-and-carbon-sequestration-co-exist/
SINTEF Petroleum Research. ScienceDirect, 2013
Potential Leakage Paths along Cement-Formation Interfaces in Wellbores; Implications for CO₂
Storage
http://ac.els-cdn.com/S1876610214008698/1-s2.0-S1876610214008698-main.pdf?_tid=7242ccb4-73e7-
11e5-bafe-00000aacb360&acdnat=1444987539_d388314587f74e9678b5ac2b34ca16d9
Wabamun Area CO₂ Sequestration Project (WASP), 2008
http://www.ucalgary.ca/wasp/
Well design and well integrity.
Wabamun area CO₂ sequestration project (WASP). Pp 15 y 17.
http://ucalgary.ca/wasp/Well%20Integrity%20Analysis.pdf
