Argentina ante el dilema de los hidrocarburos raros

La nueva YPF se encuentra ante el dilema de aumentar la producción de combustibles, pero con un negativo impacto ambiental.

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Explotación petrolera en Cutral Có, localidad situada en la cuenca neuquina.

BUENOS AIRES, may (Tierramérica) – Un inmenso yacimiento de gas y petróleo atrapado en la roca madre, y cuya explotación entraña gran impacto ambiental, será el mayor reto de YPF, la empresa petrolera argentina que volvió a ser controlada por el Estado.

Especialistas en distintas ramas de ingeniería y de economía del petróleo se entusiasman con la perspectiva de estos hallazgos, si bien advierten de que el precio a pagar puede ser muy alto.

“Hay indicios indirectos de la presencia de reservorios en Argentina, pero esto solo se sabrá con certeza cuando se avance en la exploración”, dijo a Tierramérica el economista Roberto Kozulj, de la Universidad Nacional de Río Negro.

Kozulj, especializado en economía del petróleo, sostuvo que los obstáculos radican en el monto de la inversión requerida y en el riesgo ambiental, por el consumo de grandes cantidades de agua, de energía y de sustancias químicas para extraer estos recursos.

Según el informe Annual Energy Outlook 2011, divulgado en abril del año pasado por la Administración de Información de Energía (EIA) de Estados Unidos, Argentina es el tercer país con mayor potencial geológico para este tipo de hidrocarburos, después de China y Estados Unidos.

El estudio analizó la viabilidad de 48 cuencas en 32 países y estimó que en Argentina podrían extraerse 774 trillones de pies cúbicos de gas (TFC por sus siglas en inglés), 60 veces más que las reservas convencionales actuales del país.

Los yacimientos están en cuatro cuencas, pero la Neuquina es la que más promete. Allí se encuentran las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, que se extienden por el subsuelo de cuatro provincias: Neuquén y Mendoza, en el oeste, La Pampa, en el centro, y Río Negro, en el centro-sur.

El gobierno de Neuquén ya tiene algunos datos del potencial de la región obtenidos en estudios preliminares, sostuvo el economista Ariel Carignano, de la Universidad Nacional del Comahue, en su estudio: “¿Qué es el gas no convencional? Aspectos técnicos básicos y desarrollo en la Argentina”, de noviembre de 2011.

Ese informe sostiene que, aun con un “alto grado de incertidumbre”, estudios de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de Neuquén, estiman en 170 TCF el gas recuperable de Vaca Muerta y entre 130 y 192 TCF el de Los Molles.

La eventual explotación permitiría aumentar la producción de combustible, crear empleo y desarrollar nuevas tecnologías, pero con un gran impacto ambiental.

Este es el dilema de la nueva YPF, tras la expropiación de 51 por ciento de sus acciones, que estaban en manos de la empresa petrolera española Repsol hasta el 3 de mayo, cuando se aprobó el proyecto de ley que la presidenta Cristina Fernández había enviado el 16 de abril al parlamento.

YPF, creada por el Estado argentino en 1922, vuelve así a la órbita estatal en una sociedad anónima en la que intervienen también empresas privadas nacionales, extranjeras y accionistas bursátiles.

La medida se fundamentó en la fuerte caída de la producción y las reservas de petróleo y gas, provocada por falta de inversiones, que obligó a Argentina a importar grandes volúmenes de combustibles desde 2010, perdiendo su carácter de país autoabastecido.

Ahora, “el principal desafío reside en aprovechar la oportunidad, mitigando el impacto ambiental”, señalan los ingenieros químicos argentinos Mariana Matranga y Martín Gutman en un artículo publicado en la revista electrónica Voces en el Fénix.

Su análisis, “Gas y petróleo no convencional: Perspectivas y desafíos para su desarrollo en Argentina”, menciona las oportunidades que traería la explotación, pero advierte que el efecto en la naturaleza “se erige como un gran signo de interrogación”.

El gas depositado en los pequeños intersticios de capas de rocas de esquisto (“shale gas” en inglés) es de igual calidad que el convencional, pero es más difícil de extraer.

La técnica para hacerlo recibe el nombre de fractura hidráulica y consiste en una perforación vertical hasta una profundidad que puede llegar a miles de metros y luego hoyos horizontales de unos 1.000 metros de extensión a lo largo de la formación rocosa.

En esas perforaciones se inyectan grandes volúmenes de agua y sustancias químicas a enormes presiones, junto con arenas de fractura diseñadas para mantener abiertas las grietas que se generan y facilitar la salida del gas.

Otro tanto sucede con el fluido que se aloja en arenas compactas y extremadamente impermeables, en inglés “tight” (apretado), y con el crudo situado en rocas de pizarra o arenas de baja porosidad e impermeabilidad, conocido como “shale oil” o “tight oil”. Matranga y Gutman señalan que hasta hace 10 años era imposible extraerlos, pero hoy existe la tecnología, desarrollada principalmente en Estados Unidos y Canadá.

Sin embargo, advierten, países o estados provinciales han optado por suspender la explotación de esos depósitos mientras no se esclarezca el alcance del daño que puede causar al ambiente.

El agua residual de la fractura hidráulica contiene sustancias radioactivas y metales pesados que deben tratarse. Además, la operación puede contaminar napas de agua dulce, el suelo y el aire, alertan los expertos.

Asimismo, el despliegue de miles de camiones de transporte de agua, maquinaria, recursos humanos e infraestructura para esta producción provocará “un marcado aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero”, anticipan.

Un informe publicado en octubre de 2011 por la Academia Nacional de Ingeniería de Argentina, titulado “Gas de reservorios no convencionales: Estado de situación y principales desafíos”, coincide con las advertencias de los dos ingenieros químicos de la Universidad de Buenos Aires.

Para dar una idea de la magnitud de la empresa, la Academia sostiene que “el esfuerzo de desarrollo de proveedores, tecnología y recursos humanos (requeridos) es asimilable al que en su momento tuvo Argentina en materia nuclear”.

La tecnología de sísmica 3D, la perforación horizontal y el uso intensivo de la fractura hidráulica ya están desarrolladas y se podrían aplicar a fin de empezar a producir en cinco años combustibles que hoy se están importando a elevados precios.

A partir de este desarrollo podrían abrirse oportunidades de exportación de ingeniería y servicios a China, que tendría grandes existencias de estos hidrocarburos, o producir en Argentina arenas de fractura para exportar a otros países de la región, señala la Academia.

Pero también subraya su preocupación por “la conservación y protección del agua y “el uso de productos químicos”.

Para dar una idea del caudal de agua requerido, señala que el primer pozo de producción de gas de esquisto a pequeña escala abierto en Neuquén exigió 16 camiones bombeadores en forma simultánea que agotaron su capacidad.

A eso se agrega, indica la Academia, que la declinación de la producción en este tipo de yacimientos suele ser más acelerada que la de depósitos convencionales. (FIN/2012)

* Este artículo fue publicado originalmente el 12 de mayo por la red latinoamericana de diarios de Tierramérica.

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