Las fuentes de energía en el mundo
provienen mayoritariamente de la explotación de hidrocarburos. En los últimos
años se dio a conocer un nuevo tipo de yacimiento, denominado no convencional,
en comparación con los tradicionalmente explotados o convencionales.
Con frecuencia, las personas
imaginan que los hidrocarburos se formaron a partir de los restos de los
grandes dinosaurios, que habitaron el planeta hace millones de años. La idea es
equivocada, pero encierra algunas pistas, la teoría es que los hidrocarburos se
formaron a partir de restos de seres vivos, no necesariamente dinosaurios. Esta
teoría, conocida como “orgánica”, considera que el petróleo y el gas se
generaron en ambientes acuáticos, a partir de material orgánico proveniente de
microorganismos (fundamentalmente plancton), cuya abundancia en los océanos
superaba entonces y supera hoy, por mucho, a todas las otras formas de vida. A
medida que los microorganismos morían, se acumulaban en el lecho de estuarios,
mares y lagos, mezclados con otros materiales; una capa sobre otra, en un
proceso de miles a millones de años. Los que estaban abajo se iban hundiendo
por el peso de nuevos sedimentos acumulados sobre ellos. Estos restos
orgánicos, entonces, quedaron sometidos a condiciones de elevada presión y
temperatura, en un ambiente de ausencia de oxígeno (ambiente anóxico). Millones
de años de grandes presiones y temperaturas, en ausencia de oxígeno, empezaron
a producir cambios en la materia orgánica.
1- Depósitos en el fondo de una
cuenca sedimentaria
2- Transformación de la materia
orgánica
3- Migración de gas y
petróleo
Aquellos innumerables
microorganismos que alguna vez habían habitado las aguas se convirtieron
primero en un material parafinoso, conocido como kerógeno, para luego transformarse
en compuestos líquidos y gaseosos: petróleo y gas, a este proceso se lo conoce
como “catagénesis”. La roca en la que se produjo este proceso de sedimentación
y transformación se conoce como “roca generadora”.
A partir de que la roca madre alcanza
una temperatura en torno a los 90°C, el kerógeno comienza a ser transformado en
hidrocarburo líquido. En este caso se dice que la roca madre ingresa en ventana
de petróleo. El petróleo así generado se va acumulando en los poros,
incrementando paulatinamente su volumen y presión hasta que es expulsado hacia
las rocas circundantes. Cuando la roca madre alcanza los 130°C comienza a
producir hidrocarburo gaseoso, ingresando en ventana de gas y empobreciéndose
gradualmente en kerógeno residual.
Una de las características
principales de esta roca generadora es su relativa baja porosidad y escasa permeabilidad.
Es decir que, en la roca generadora, el petróleo y el gas se encuentran
encerrados en millones de poros microscópicos, sin contacto entre ellos. Por este
motivo, los hidrocarburos no pueden desplazarse por el interior de la formación
ni escapar de ella. Pero la corteza terrestre se mueve, y esos movimientos,
sumados al propio proceso de generación de los hidrocarburos, fueron rompiendo
la roca generadora y produciendo innumerables fisuras. A través de estas
pequeñísimas fisuras, parte de los hidrocarburos pudo escapar. Las fisuras,
entonces, se convirtieron en verdaderos caminos por los cuales una parte del
petróleo y del gas contenidos en la roca generadora pudo liberarse de ella y
comenzar a migrar hacia otras formaciones, más porosas y permeables.
Como los hidrocarburos son menos
densos que el agua de formación (agua contenida en las rocas), estos
tienden a moverse en un camino preferentemente ascendente a través de la
columna sedimentaria; en este proceso de migración (o desplazamiento)
pueden encontrar rocas reservorio, porosas y permeables, que los alojen y
si, además, encuentran algún elemento o barrera que sirva de sello impermeable,
se pueden acumular. Al conjunto de roca reservorio y roca sello con capacidad
para alojar y retener a los hidrocarburos se lo denomina trampa.
El volumen de hidrocarburo en una
trampa o acumulación depende de las características, configuración y
extensión de la misma.
Estimulación
por fractura hidráulica en formaciones no convencionales
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 que se encuentran almacenados, tanto el
gas como el petróleo.
Para un yacimiento convencional el
hidrocarburo se encuentra alojado en una formación permeable 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 esas formaciones, cuando comienza
el proceso de extracción. Eso es un yacimiento de hidrocarburos convencionales:
una roca reservorio permeable, cuyos hidrocarburos almacenados provenientes de
una roca madre (donde se generaron), quedaron atrapados, después de la
migración, en la roca reservorios que se encuentra sellada por una capa
impermeable. Todo lo que difiere de este esquema es considerado un hidrocarburo
"no convencional".
En la Argentina, cuando hablamos
de no convencionales, nos referimos 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), son las denominadas rocas madre,
porque en ellas se formó el hidrocarburo a partir del depósito de materia
orgánica en el lecho de lagos y mares. En ellas, a lo largo de millones de
años, la materia orgánica atrapada (restos de microorganismos, algas, animales,
etc.), por efecto de la presión, temperatura y ambiente sin oxígeno, se
convirtió en gas y petróleo.
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 abrir 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 se genera
por la acción de la presión del agua, es necesario garantizar que no se vuelvan
a cerrar, una vez que la presión disminuya. Es por eso que al agua se le agrega
un "agente de sostén" (arenas especiales), que ingresa en las fisuras
y las apuntala para impedir que vuelvan a cerrarse. A partir de ese momento,
por esas fisuras abiertas del orden de 2 mm de espesor, y apuntaladas por los
granos de arena, pueden fluir los hidrocarburos hacia el pozo, para permitir su
extracción.
La extracción de hidrocarburos
convencionales y no convencionales tiene muchos puntos en común (la perforación
del pozo, y la extracción por ejemplo), y sólo difieren en que los segundos
requieren, sí o sí, estimulación hidráulica (fracking), más allá de que desde
hace varias décadas se utiliza en pozos convencionales como una forma de
incrementar la producción de los pozos.
Definiciones
Explotación
no convencional de Hidrocarburos
Extracción de hidrocarburos
líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales
aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o
pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas,
tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general,
por la presencia de rocas de baja permeabilidad.
Explotación
Convencional de Hidrocarburos
Se denomina así a la extracción de
hidrocarburos líquidos y/o gaseosos provenientes de formaciones convencionales
que pueden ser areniscas, carbonatos u otras litologías donde el flujo hacia el
pozo se realiza a través del sistema poroso de la formación.
Exploración
no convencional
Búsqueda de petróleo o gas en
formaciones no convencionales
Pozos no
convencionales
Perforaciones que se realizan en
los reservorios no convencionales. En estos pozos, de tipo vertical u
horizontal, es necesario realizar estimulaciones o fracturas hidráulicas a fin
de generar la permeabilidad y transmisibilidad necesaria para la producción de
los fluidos.
Pozos
convencionales
Perforaciones que se realizan en
los reservorios convencionales. En estos pozos, puede o no ser necesario
realizar estimulaciones o fracturas hidráulicas a fin de mejorar la
permeabilidad y transmisibilidad necesaria para la producción de los fluidos
Agua de
retorno (flowback)
Es el fluido que se genera
producto de la estimulación hidráulica de un pozo y retorna total o
parcialmente a la superficie.
Aditivos de
Fractura
Toda sustancia que se adiciona al
agua de fractura.
Características
del proceso de Fracking
La Fracturación hidráulica es una
técnica utilizada desde hace más de 60 años en millones de pozos de exploración
y producción de hidrocarburos en todo el mundo. La técnica permite mejorar la
extracción de los hidrocarburos almacenados en los poros de las rocas que
tienen una baja permeabilidad, es decir, en aquellas rocas cuyos poros están
poco o nada interconectados entre sí. Consiste en producir pequeñas fracturas
en la roca, para favorecer y aumentar esta interconexión, permitiendo que el
gas o petróleo fluya hacia el pozo y de ahí hasta la superficie.
Se trata, en definitiva, de
generar las condiciones que, a veces y de un modo natural, se presentan en
ciertos yacimientos de hidrocarburos que tienen porosidad y permeabilidad
mayores.
