¿QUÉ ES EL GAS NO CONVENCIONAL?

En los yacimientos convencionales, los hidrocarburos se forman en lo que se conoce como roca madre. La misma está compuesta por una acumulación de material orgánico y rocas que se acumularon durante largos períodos de tiempo. Con el paso de los años, y a medida que se acumula una mayor cantidad de sedimentos y rocas, se generan ciertas condiciones de presión y temperatura que hacen que la materia orgánica se transforme y descomponga, obteniendo así los hidrocarburos. Posteriormente, estos migran a través de las diferentes formaciones geológicas, hasta encontrar una roca impermeable que impida su paso, conocida como sello. Si además se dan algunas condiciones que no permiten que el hidrocarburo se escape, se dice que existe una trampa geológica, y la roca donde queda alojado el petróleo, gas y agua se conoce como roca reservorio. Las mismas presentan, generalmente, buenas condiciones de permeabilidad y porosidad que permiten la explotación comercial de los mismos mediante el uso de técnicas tradicionales.
En el caso de los reservorios no convencionales, el hidrocarburo es generado de manera similar a la descripta anteriormente. La diferencia radica en que, mientras que en los convencionales el hidrocarburo migra y se aloja en la roca reservorio, en los no convencionales en general permanece en la roca que los generó. Es decir, en estos casos, la roca generadora y la roca reservorio son la misma.
Esta situación se da como resultado de la muy baja permeabilidad que presenta la roca generadora, lo que impide que se produzca el proceso de migración primaria. Esta propiedad se encuentra relacionada con la facilidad que tiene un fluido para moverse a través del reservorio. Para tener una idea, en los no convencionales, esta propiedad es más de 1.000 veces inferior a la encontrada en los reservorios convencionales.
Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de reservorios. Cuando el gas se encuentra atrapado en arenas compactas, se denomina tigth sands, mientras que si es en una roca, de conoce como shale gas. También existe otro tipo de yacimiento no convencional, que es el conocido como coalbed methane, que está compuesto por metano proveniente del carbón.
A su vez, estos yacimientos también pueden caracterizarse a través de diferentes propiedades que presentan, las que influyen sobre el tipo de hidrocarburo que contienen y las técnicas necesarias para su producción. Por un lado, el contenido orgánico total (COT), que mide el porcentaje de contenido orgánico que posee una roca. Otro indicador es la maduración térmica del mismo, que se mide a través de la reflectancia de la vitrinita (Ro), e indica el grado de madurez térmica de la materia orgánica, la cual está correlacionada con la generación de los hidrocarburos. Estas dos últimas propiedades, sumadas a la permeabilidad y al tipo de gas generado y almacenado, son las que definen las características principales de los yacimientos no convencionales.
Estas particularidades llevan a que la exploración, perforación, terminación y producción deban adaptarse a cada caso particular. En el caso de la etapa exploratoria, se requiere de una información mucho más detallada, en cuanto a la extensión, espesor y presión de los reservorios. Para esto resulta imprescindible realizar una sísmica 3D junto a estudios geofísicos y geoquímicos, además del análisis de perfiles extraídos de la formación.
En esta etapa resulta de importancia conocer las fracturas naturales que puedan estar presentes en la formación, ya que las mismas, junto a la información anterior, sirven de base para el diseño de las fracturas hidráulicas posteriores.
Luego, en la etapa de perforación, uno de los cambios más importantes que permitieron el desarrollo de los yacimientos no convencionales es la mejora en la tecnología de perforación dirigida. Esto implica perforar en forma vertical hasta la profundidad en la que se detectó la presencia de hidrocarburos, para luego modificar la dirección del mismo y, generalmente, continuar haciéndolo de manera horizontal. El objetivo radica en cubrir la mayor distancia posible de la roca, ya que al presentar una baja permeabilidad sólo se puede recuperar el gas que no esté muy alejado del pozo.
Como se dijo, esto último es consecuencia de la muy baja permeabilidad que presentan estos yacimientos, por lo que de no realizarse algún tipo de estimulación, el volumen de gas recuperado no alcanzaría para que el mismo resulte económicamente viable. Para subsanar esta situación, las mejoras en las técnicas de fracturación hidráulica permitieron reducir costos e incrementar la productividad del pozo. El objetivo de la misma consiste en generar grietas artificiales en la roca, para mejorar la permeabilidad e incrementar el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Para llevar a cabo estas fracturas, es necesario bombear grandes cantidades de agua y arena, junto a ciertos compuestos químicos, a presiones muy elevadas. De esta manera, este compuesto rompe la roca, creando grietas y generando así las condiciones para extraer el gas.
Aspectos económicos de la producción no convencional
La existencia de hidrocarburos bajo la superficie adquiere importancia real sólo si el mismo resulta económicamente explotable. Es decir, para que el recurso se convierta en reserva, y pueda ser extraído, es necesario que con las técnicas y precios actuales el mismo genere un flujo de fondos que permita pagar la inversión y obtener la rentabilidad requerida por la industria. En este sentido, varios son los factores que definirán la economicidad o no de los proyectos no convencionales.
En primer lugar, y en relación con los ingresos, las características geológicas definirán, en gran parte, el perfil de producción de estos pozos, a la vez que el volumen de recursos totales extraíbles. La experiencia internacional muestra que la producción comienza en niveles muy elevados, para luego declinar rápidamente, y estabilizarse en valores bajos durante 20 o 30 años. Es por esto que se requiere de una mayor cantidad de pozos en cada locación, teniendo, estos proyectos, un período de repago más prolongado que los convencionales. Aquí resultará muy importante para la mejora de la productividad un mayor conocimiento del subsuelo que permita optimizar el diseño de las fracturas hidráulicas, maximizando el volumen extraído.
Por otro lado, uno de los factores más importantes, sino el más, es el precio en boca de pozo recibido por las empresas operadoras. Es bien sabido por todos el retraso en los precios de los productos energéticos. Esta situación es mucho más acentuada en el caso del gas natural que para el petróleo.
Para tener una base de comparación, algunos estudios muestran que en Estados Unidos, con 10 años de experiencia en este tipo de producción que generaron una ostensible reducción en los costos, el precio de corte por MMBtu que hace rentable la explotación oscila entre los U$S 4,9 y U$S 7,9, con un promedio de U$S 7.
En cuanto a los costos, el monto de las inversiones necesarias se ve incrementado por la necesidad de realizar perforaciones dirigidas. Además, el proceso de fracturación hidráulica eleva significativamente los costos, constituyéndose en una de las principales erogaciones. Para dar un ejemplo, el costo actual de perforación y terminación de un pozo convencional se encuentra hoy entre de los U$S 5 y U$S 7 millones, mientras que la empresa Apache invirtió cerca de U$S 24 millones en un pozo horizontal, a un objetivo no convencional, en el área Anticlinal Campamento, en la provincia argentina de Neuquén.
Como se mencionó anteriormente, las fracturas se realizan a través de la inyección de grandes cantidades de agua y arena, junto con algunos químicos a elevadas presiones. Debido a que esta agua vuelve a salir de la formación, es necesaria someterla a un proceso de tratamiento antes de desecharla, lo que incide también de manera importante sobre la estructura de costos.
En relación con este último punto, el manejo del agua, resultará importante el diseño de una apropiada regulación ambiental. Si bien la misma tendrá un impacto sobre los costos de producción, es importante a los efectos de la preservación del medio ambiente.
(Por Ariel Carignano. Licenciado en Economía Universidad Nacional de Córdoba. Maestrando en Economía de la Energía y Política Energético Ambiental. Docente e Investigador de la Universidad Nacional del Comahue, Publicado en shale-gas.com.ar)
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La licuefacción del carbón
Otra forma no convencional de producir gas o petróleo es la licuefacción del carbón. Algunas líneas sobre esto.
En varios países el carbón se convierte en un combustible líquido, a este proceso se le denomina licuefacción. El combustible líquido puede refinarse para producir combustible de transporte y otros productos derivados del petróleo, como plásticos y disolventes. Existen dos métodos principales de licuefacción:
– La licuefacción directa de carbón: en la que el carbón se convierte en combustible líquido en un único proceso;
– La licuefacción indirecta de carbón: en la que el carbón primero se gasifica y después se convierte en líquido.
De este modo, el carbón puede actuar como sustituto del petróleo, un valor importante en un mundo cada vez más preocupado con la seguridad energética. La rentabilidad de la licuefacción del carbón depende en gran medida del precio del petróleo, con el que, en una economía abierta de mercado, debe competir. Si el precio del petróleo es alto, la licuefacción pasa a ser competitiva.
Ha habido algunos ejemplos en el pasado en los que la ausencia en un país de fuentes fiables y seguras de petróleo han forzado la producción a gran escala de combustibles líquidos derivados del carbón. Alemania produjo grandes cantidades de combustibles derivados del carbón durante la Segunda Guerra Mundial, igual que Sudáfrica entre los años 50 y 80. Sudáfrica sigue produciendo a gran escala combustibles líquidos en la actualidad.
El único proceso de licuefacción comercial de carbón el funcionamiento en todo el mundo es el proceso Sasol indirecto (Fischer-Tropsch). Sudáfrica es el líder mundial en tecnologías de licuefacción de carbón. Es el país que más ha invertido en investigación y desarrollo de estas técnicas y actualmente suministra un tercio de sus necesidades nacionales de combustible líquido a partir del carbón. China también está experimentando un crecimiento de la licuefacción de carbón como forma de utilizar las enormes reservas del país y reducir la dependencia del petróleo importado.