Hidrocarburos convencionales y no convencionales

En esta nota te contamos de qué se tratan los hidrocarburos “convencionales” y “no convencionales”, y de la principal diferencia entre ambos, que no tiene que ver con el gas y el petróleo en sí, sino con el tipo de roca en la que se encuentran alojados.

Los hidrocarburos “convencionales”, que se han explotado tradicionalmente desde hace más de un siglo, son exactamente los mismos que los llamados “no convencionales”. La principal diferencia es la forma en la que se encuentran almacenados, tanto el gas como el petróleo. De hecho, para la industria, todos los hidrocarburos que no se encuentran alojados en formaciones “convencionales” son “no convencionales”. Esto significa que hay varias formas de hidrocarburos “no convencionales”.

Durante años, las operaciones estuvieron dirigidas a la búsqueda y extracción de petróleo y gas alojados bajo tierra en los poros microscópicos de rocas “permeables”, es decir, cuyos poros están interconectados entre sí. Al igual que en una esponja, los fluidos (el gas y el petróleo) pueden moverse entre los poros. Dicho de otro modo, pueden “viajar” por el interior de estas formaciones, normalmente en dirección a la superficie. A veces, quedan “entrampados” por una roca impermeable, que no los deja pasar (porque sus poros están aislados unos de otros). Eso es un yacimiento de hidrocarburos convencionales: una roca reservorio permeable, cuyos hidrocarburos almacenados se encuentran atrapados por una roca “sello” impermeable. Todo lo que difiere de este esquema es considerado un hidrocarburo “no convencional”.

En la Argentina, cuando hablamos de “no convencionales”, nos referimos específicamente a dos tipos de hidrocarburos: los de las formaciones “shale”, como Vaca Muerta, y los de las formaciones “tight”. En ambos casos, se trata de formaciones muy compactas. Las “tight”, de baja permeabilidad. Las “shale”, directamente impermeables.

En el caso del “shale” (que los geólogos identifican como lutitas y margas), se trata de rocas formadas a partir del lecho de lagos y mares. En ellas, a lo largo de millones de años, la materia orgánica atrapada (restos de microorganismos, algas, animales, etc.) se convirtió en gas y petróleo. Por eso es común leer o escuchar que al “shale” se lo llama también “rocas generadora” o “roca madre”.

Este último término, “roca madre”, puede llevar a confusiones. No se trata de la roca madre del planeta Tierra, o de una especie de roca basal, sino de apenas un estrato, que puede tener decenas a centenas de metros de espesor, en la que se formaron el gas y el petróleo. Es solo la “roca madre” de los hidrocarburos. Por debajo, se continúan decenas a cientos de kilómetros de formaciones rocosas hasta el manto terrestre.

Esta roca generadora (shale) ha resultado fisurada por procesos fisicoquímicos naturales. En algunos casos, por esas fisuras, una parte de los hidrocarburos migró, en general, en dirección hacia la superficie (algunos llegaron, otros quedaron atrapados en lo que llamamos “trampas” o yacimientos convencionales). Pero buena parte de los hidrocarburos quedó allí, atrapada en la roca generadora.

En la Argentina, hablar de extraer el “shale gas” y “shale oil” es, precisamente, ir a buscar los hidrocarburos allí, en las formaciones en las que se generaron, y que quedaron sin migrar a formaciones permeables o yacimientos convencionales.

Como el gas y el petróleo se encuentran distribuidos en millones de poros microscópicos que, a diferencia de los reservorios convencionales, no están interconectados entre sí y, por lo tanto, no pueden desplazarse por el interior de la formación, es necesario generar artificialmente vías para que puedan fluir hacia el pozo.

Se trata, en definitiva, de reabrir las diminutas fisuras en la roca generadora, creadas por la naturaleza durante la formación de los hidrocarburos, y hoy cerradas por el peso de kilómetros de roca depositados sobre ella.

Para eso se utiliza una técnica denominada estimulación hidráulica, fractura hidráulica o fracking, en inglés, desarrollada hace casi 80 años, y utilizada regularmente en nuestro país durante el último medio siglo (para mejorar la permeabilidad de los yacimientos convencionales), y que consiste en inyectar a presión un fluido formado básicamente por agua y arena (99,5%), más el agregado de algunos aditivos químicos (0,5%), extremadamente diluidos.

Una vez que la fisura es reabierta gracias a la acción de la presión del agua, es necesario garantizar que no se cierre una vez que la presión disminuya. Es por eso que al agua se le agrega un “agente de sostén” (arenas especiales). Este agente de sostén ingresa en las fisuras y las apuntala para impedir que vuelvan a cerrarse. A partir de ese momento, por esas fisuras abiertas de menos de un milímetro de espesor, y apuntaladas por los granos de arena, pueden fluir los hidrocarburos hacia el pozo, para permitir su extracción.

Mencionamos también las formaciones “tight” o de “arenas compactas”. Aquí hablamos de formaciones no generadoras, como las shale. De hecho, recibieron hidrocarburos que se generaron en las formaciones shale, pero sus poros están muy mal interconectados (muy baja permeabilidad). También en este caso es necesario hacer estimulación hidráulica (fracking), para mejorar la permeabilidad, aunque a menor escala.

Vale decir, entonces, que la extracción de hidrocarburos convencionales y no convencionales tiene muchos puntos en común (la perforación del pozo, por ejemplo), y sólo difieren en que los segundos requieren, sí o sí, estimulación hidráulica (fracking), más allá de que hoy prácticamente en todos los pozos, convencionales o no, se practica dicha operación.

Fuente: www.shaleenargentina.com.ar