El experto en Shale responde

 

Atentos a las inquietudes y dudas que genera la explotación de recursos provenientes de reservorios no convencionales, inauguramos esta sección en donde podés dejar tu consulta. Los especialistas en el tema responderán todas las preguntas

 
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  • Cecilia Lauri

     

    Hola. Soy estudiante de Ingeniería en petróleo, del último año. Estoy realizando una investigación acerca del fracturamiento hidráulico de reservorios shale. Quisiera saber si tienen conocimiento acerca de la utilización de agua salada o de producción (tratada) para este tipo de fracturamiento. ¿Cuáles serian los parámetros que cambiarían de la tan utilizada slikwater?. Muchas gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Cecilia! El término “slickwater” significa agua, más un aditivo para reducir las fricciones (friction reducer o FR). Lo que hace este aditivo -un polímero de cadena muy corta- es generar una muy baja viscosidad (2 a 3 cP), por lo cual el fluido sigue siendo un fluido newtoniano.

    El slickwater se puede hacer con una gran variedad de calidades de agua, que van desde agua dulce a aguas altamente saladas, como es el agua de flowback, y el agua de producción de algunos shales. Por supuesto que en función de la salinidad se ajustará concentración y tipo de aditivo.
    Además, según la concentración del agua salada, se la puede utilizar sola o diluida para hacer gel lineal y con menor concentración de sal (o mayor dilución) hasta gel crosslinkeado.
    Saludos!
  • INGRID BUSTOS

     

    teniendo en cuenta: XRD ejemplos de datos de corte de nucleo, registro de datos.factores clave del pozo: BHT, Densidad de fluido, flujos de agua salada, esquema típico del pozo, formaciones problemáticas tales como bandas de sal o anhidritas y limitaciones de factores ambientales que fluido base agua se recomienda para la perforacion de un yacimiento poco convencional de shale?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Ingrid! Con la información que brinda el estudio que referís no habría problemas en recomendar un lodo base agua, aunque sin descartar que la mejor solución pudiera ser un lodo OBM. Saludos!

  • Rocio Tenconi

     

    Buen día. Soy alumna (leg.19459) de 2do año de la Tecnicatura Universitaria en Hidrocarburos, de la Universidad Nacional de Rio Negro. Para una de nuestras materias (Seguridad e Higiene), precisamos hacer un TP sobre el seguimiento de los materiales explosivos que se manejan dentro de la industria sobre la fractura hidráulica. ¿Usted seria tan amable de brindarnos información sobre los mismos? Estamos muy agradecidos.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Rocío. El único momento durante las operaciones de fractura hidráulica que se utilizan explosivos es durante el punzado del encamisado del pozo; es decir, cuando es necesario conectar la formación a fracturar con el interior del pozo. Hago esta aclaración inicial, porque muchas personas suponen que la propia fractura se hace con explosivos, lo cual no es cierto. Para punzar el encamisado del pozo se utilizan explosivos de carga hueca, que van a generar un chorro de aire caliente, a alta presión (15x10E6 psi sobre el casing), que perfora el encamisado, generando pequeños orificios. Este tema es un enorme capítulo, como para responder aquí. Pero te recomendamos revisar la norma API-RP-19B, que es aquella que estandariza el control de calidad de las cargas.

  • Esteban Zúñiga

     

    Buenos dias. Quisiera saber la composición de química para llevar a cabo un fracturamiento hidráulico, como por ejemplo la formación, o que parámetros se deben tomar en cuenta para realizar la fractura.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Estéban. Suponiendo que te refieres a un fracturamiento en una formación shale, existen innumerables parámetros a la hora de llevarlo a cabo, imposibles de enumerar en un texto pequeño. Solo para que puedas darte una idea, debes conocer la profundidad, la "flexibilidad" de la roca a fracturar, la cercanía de fallas y acuíferos, la composición de la roca, las formaciones adyacentes, las presiones y fuerzas a la que está sometida la formación objetivo y un extenso etcétera. Sobre la química, puedes encontrar información en nuestra sección de químicos. Saludos!

  • alan spak

     

    Hola! Soy estudiante de Ingeniería Industrial de la UBA y tengo que hacer una monografía sobre Shale Gas y Shale Oil. Quisiera pedirles si por favor me podrían mandar información sobre las reservas y la producción de Shale en nuestro país en los últimos años.Muchas gracias!!!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Alan! Técnicamente, aún no hablamos de "reservas" de shale gas en Argentina, sino de "recursos técnicamente recuperables" (la reserva implica cierta certeza y viabilidad económica, entre otros parámetros). Los estudios más recientes consideran un total de 802 TCF en recursos técnicamente recuperables en la Argentina de shale gas, considerando las formaciones Vaca Muerta y Los Molles (Cuenca Neuquina); D-129 y Aguada Bandera (Cuenca del Golfo de San Jorge); Inoceramus Inferior (Cuenca Austral); y la cuenca Chacoparanaense (a esta última se le asignan 3 TCF). La producción de gas no convencional fue creciendo y, sumadas las de shale gas y tight gas, alcanzó a diciembre de 2015, casi el 15% de la producción de gas del país.

  • Adriana Martínez

     

    Buenas tardes, ¿podría decirme a que distancia debe de encontrarse un pozo de shale gas/oil de un núcleo poblacional?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Adriana! Gracias por tu consulta. No hay una distancia específica entre poblaciones y pozos de shale. En algunos casos -en especial en Estados Unidos- los pozos se encuentran muchas veces en el interior de las ciudades. Desde luego, la cercanía a un núcleo poblacional redobla la necesidad de tomar las precauciones necesarias. Las tecnología actual hace que las operaciones sean muy seguras, siempre que las compañías observen las buenas prácticas de operaciones, respeten las regulaciones existentes y los organismos de control cumplan con sus funciones. En la Argentina, de todas maneras, las operaciones para el desarrollo de los recursos shale suelen estar alejados de los nucleos poblacionales.

  • martin cuzzoni

     

    Buenos días, Estoy realizando mi trabajo final de Ingeniería sobre el impacto de los métodos no convencionales en las reservas de petroleo del país,quería consultarle, si podrían brindarme algún tipo de estadística de la producción de shale oil desde el año 2010 y conceptualmente como afecta la caída del precio a nivel mundial del petroleo a la exploración/producción del shale en Argentina. Desde ya, muchas gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Martín. Las estadísticas que necesitás posíblemente se encuentran en el Ministerio de Energía y Minería de la Nación. A modo de dato general podemos decirte que el shale oil represante en la actualidad cerca del 4,5% de la producción total de petróleo del país. Por otra parte, la caída del precio internacional del crudo afecta la producción de dicho recurso, por la sencilla razón de que puede terminar siendo más costoso extraer un barril que el precio que luego se obtiene por él.- De todas maneras, son muchas las variables que entran en juego en este tema. Por ejemplo, si el precio está regulado; si más allá de la rentabilidad las autoridades lo consideran un recurso estratégico para el país o no; si más allá de la rentabilidad directa se decide sostener su cadena de valor... Es un tema complejo, que tiene varias respuestas posibles. Pero, si duda, la caida del precio afecta un recurso costoso, si se lo compara con la mayoría de las operaciones destinadas a desarrollar recursos convencionales.

  • Luis Juarez

     

    Hola, buenas noches! Muy buena la página quisiera consultar: 1) Durante la perforación en Vaca muerta, ya en profundidad, ¿con qué densidad trabajan en zona de interés? 2) ¿Qué tipo de perfiles a pozo abierto son los recomendados? En reservorios de la cuenca, a veces los perfiles eléctricos, sónico-densidad-neutron indican petróleo, pero otros indican poca movilidad 3) ¿Cuál es la permeabilidad de la roca generadora en Vaca Muerta? Teniendo en cuenta los "mecanismos de migración primaria", ¿a las fracturas se les agregan ademas de los químicos mencionados algo que permita mayor movilidad en la roca generadora? Muchas gracias, y muy buena la página!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Luis. Iremos respondiendo por partes tu extensa consulta:

     
    1) Durante la perforación en Vaca muerta, ya en profundidad, ¿con qué densidad trabajan en zona de interés?
    Se perfora “underbalance”, por lo tanto, con valores bajos de densidad: 8.7 ppg
     
    2) ¿Qué tipo de perfiles a pozo abierto son los recomendados? En reservorios de la cuenca, a veces los perfiles eléctricos, sónico-densidad-neutron indican petróelo, pero otros indican poca movilidad.
    La mayoría de los pozos son horizontales, y estos no tienen perfiles; solo un Gama, corrido en LWD durante la perforación.  
     
     
    3) ¿Cuál es la permeabilidad de la roca generadora en Vaca Muerta, teniendo en cuenta los "mecanismos de migración primaria"?
    La permeabilidad de la matriz es del orden de los nanodarcies. Pero debemos tener claro que la roca es naturalmente microfisurada, lo que da algo más de permeabilidad al sistema.
     
    4)  ¿A las fracturas se les agregan, además de los químicos mencionados, algo que permita mayor movilidad en la roca generadora?     
    Entiendo que la pregunta es si se agrega al fluido de fractura algunos aditivos que puedan penetrar la matriz o las microfracturas (leak-off), de tal manera de modificar la movilidad del fluido de formación. No realmente. El único aditivo que en parte tendría este objetivo/efecto es el surfactante, utilizado para reducir la presión capilar y, por ende, permitir producir el fluido de fractura. Este efecto sobre la presión capilar ayudará en la producción inicial, pero su efecto será limitado. No se trabaja sobre la matriz de la roca.
     
  • VALENTINA CANO R

     

    ¿Cuales son las resoluciones que regulan el fracking en Argentina?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Valentina! Gracias por tu consulta. En la actualidad no existen regulaciones específicas sobre el fracking en el país, a excepción del decreto 1483/12, de la provincia de Neuquén, que hace foco específicamente en el uso del agua para estas operaciones.

    En lo que respecta a operaciones no convencionales de exploración y explotación de hidrocarburos, es preciso destacar que las leyes nacionales de hidrocarburos y su normativa complementaria referida a la protección del ambiente, son enteramente aplicables a las actividades no convencionales. Asimismo, tanto a nivel nacional como provincial y municipal, nuestro país cuenta con un cúmulo de normas de protección ambiental de los recursos naturales y culturales que –de manera integral- abordan el universo de aspectos a resguardar durante las referidas actividades no convencionales. 

  • Oscar Dario Becerra Meglioli

     

    ¿Qué cantidad de gas se produce por tonelada de esquisto?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Oscar. En la Argentina no tenemos producción de gas de esquisto. Es habitual que se mencione el "shale gas" como "gas de esquisto". Sin embargo, en la Argentina el gas se extrae de pelitas como las de Vaca Muerta, y la cantidad de gas por tonelada no es fija, sino que varía de acuerdo con la zona de la formación que estés desarrollando.

  • sergio humerez

     

    Buenas noches. Queria hacerle una consulta acerca de los métodos que existen para explotar el shale gas. Por favor, le pido encarecidamente me ilustre en mi pedido.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Sergio. Tu consulta es enormemente amplia, pero a modo general podemos decirte que, a diferencia del gas que se obtiene de los llamados "reservorios convencionales", el que se extrae de las formaciones shale requiere sí o sí de la estimulación hidráulica del pozo (fracking). Te aconsejamos leer este artículo, en donde encontrarás una descripción de dicha técnica, incluso con videos. Saludos!

  • Sharon Sosa

     

    Hola, buenas tardes. Tengo una duda. ¿Por qué se quiere explotar algo no convencional?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Sharon. Tu pregunta es muy amplia, pero ensayaremos una respuesta. Los hidrocarburos representan una de las principales fuentes del energía para la población del planeta y en la Argentina, nada menos que el 85% de su matriz energética. Quiere decir que casi toda la energía que mueve nuestro país poviene del petróleo y del gas. Las nuevas tecnologías permiten obtener petróleo y gas de formaciones geológicas de las que anteriormente era imposible extraerlos. A esas formaciones se las llamó -arbitrariamente- "no convencionales". Pero eso es todo. No encierra ninguna cuestión filosófica. Es, simplemente, el deseo, la necesidad y hoy la posibilidad, de obtener estos recursos energéticos de rocas que llamamos "no convencionales" en contraposición a las "convencionales" de las que tradicionalmente se obtenían y se obtienen estos mismos recursos. 

  • Marcos Tamer

     

    ¡Hola! Quería saber que cantidad de agua se utiliza por pozo desde la perforación hasta que se cierra. Cuál sería la huella hídrica del fracking por pozo y cual es el tratamiento posterior que se le da al agua. Es para un trabajo de la facultad sobre la huella hídrica el fracking. Gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Marcos. La cantidad de agua utilizada en estimulación hidráulica (fracking) es muy variable, ya que depende de la formación geológica que se está estimulando y del tipo de pozo. En la actualidad, la mayor parte de los pozos que se hacen en Vaca Muerta son verticales, y con unas 5 etapas de fractura. Un pozo de esas características, en líneas generales, demanda de unos 4000 a 6500 m3 de agua por única vez. Luego, es necesario saber cuál es tu recurso disponible. En el caso de Vaca Muerta, afortunadamente el recurso hídrico es abundante y, según el Ministerio de Energía, Ambiente y Servicios Públicos de Neuquén, en caso de que se desarrollara Vaca Muerta con todo su potencial, demandaría algo menos del 1% del recurso provincial al año. Una parte del agua inyectada (menos del 30% en Vaca Muerta, en promedio) regresa a la superficie. Es agua con altos niveles de sales, cloruros y carbonatos, que es tratada como residuo industrial para bajar todos esos parámetros. Una parte se reutiliza en nuevas fracturas y otra se confina en pozos sumideros a más de 1000 metros de profundidad. La tendencia, desde luego, es al reúso.

  • Luz Elena Rojas

     

    Mi pregunta es si siempre que se lleva a cabo una perforación en shale gas, es imprescindible la aplicación del fracturamiento hidráulico.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Luz. Gracias por tu pregunta. La respuesta es sí: siempre que quieras obtener gas o petróleo de una formación shale debes estmular la formación (fractura hidráulica). La razón es simple. Se trata de formaciones impermeables, en las que los hidrocarburos se encuentran contenidos en poros microscópicos y sin conexión entre ellos. Por eso los fluidos no pueden viajar por el interior de la roca. Por lo tanto, una vez perforado el pozo, tenés que generar las vías por las cuales el gas y el petróleo puedan fluir hacia el pozo. Estas vías se generan reabriendo fisuras naturales (cerradas por el peso de la roca), apuntalándolas luego con un agente de sostén (arenas, por ejemplo) e interconectándolas entre sí. Por esas fisuras o canales abiertos, de pocos milímetros de espesor, gracias a la fracturación hidráulica, el gas y el petróleo pueden ser recuperados.

  • Alejandro Martín

     

    Hola, estoy haciendo un trabajo para la facultad respecto a las arenas de fracking. Quería saber a grandes rasgos cuáles son los tipos de arenas que se utilizan (leí que están las arenas "naturales", hay otras sintéticas?), y actualmente de dónde provienen (tengo entendido que se importan, de qué países?). Muchas gracias!!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Alejandro. Para hablar con propiedad, antes que decir "arena" debemos decir "agente de sostén". Es decir, el elemento que se utiliza para "apuntalar" las fisuras abiertas a partir de la estimulación hidráulica (fracking). Por esas fisuras apuntaladas es por donde fluyen luego el gas y el petróleo hacia los pozos. Ahora bien, como mencionaste, algunos agentes de sostén son naturales (arenas) y otros sintéticos, en general a partir de cerámicas. Además, pueden cubrirse con una capa de resina o no. Todo dependerá del tipo de operación y de la formación que tenés que estimular, de los costos, y del recurso disponible. En la Argentina se utilizan diferentes agentes de sostén, aunque lo más utilizado hoy en Vaca Muerta son agentes de malla 70-140 (llamadas "malla 100"), 40-80, 30-50 y 20-40; estas útlimas, las más gruesas. La mayor parte del agente de sostén en nuestro país se importa (China, Brasil y Canadá son importantes proveedores), aunque en los últimos tiempos se empezó a trabajar en proyectos a partir de canteras propias, con el objetivo de sustituir las importaciones de este costoso insumo.

  • ignacio vega

     

    Mencionada en los medios como "shale gas", este nuevo método de explotación está siendo difundido como una futura revolución en la explotación de hidrocarburos, especialmente gas en Argentina. Este "descubrimiento" presenta una disyuntiva muy importante, ¿qué política debería fomentar nuestro país? ¿Continuar con el plan de construcción de ductos para el transporte de gas desde Bolivia, o aplicar esos recursos a la explotación de shale gas?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Ignacio y muchas gracias por tu pregunta. Más allá de lo que digan los medios, o las consideraciones de cada uno sobre el tema, la realidad es que la Argentina posee abundantes recursos técnicamente recuperables tanto de gas no convencional como de petróleo no convencional. Y que se están dando los primeros pasos para desarrollarlos. Si generarán o no una "revolución" es un tema que escapa a los análisis del Instituto, dado que incluye cuestiones no técnicas que están fuera de nuestro campo de estudio. Del mismo modo, nos resulta imposible ofrecerte una opinión sobre dónde conviene centralizar las inversiones estratégicas del país en energía.

  • Gala Moyano

     

    ¡Hola! Estoy haciendo un trabajo para el colegio, y quería saber qué tipo de extracción se puede hacer allí en Vaca Muerta. También quería saber el impacto ambiental por la actividad extractiva.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    ¡Hola Gala! Muchas gracias por tu contacto. En la región en donde se encuentra la formación Vaca Muerta, que abarca unos 30.000 km2, en especial en territorio de la provincia de Neuquén, se pueden extraer hidrocarburos convencionales y también no convencionales. Esto depende de la formación en la que se encuentren. Si te referís a la formación Vaca Muerta concretamente, entonces es necesario, además de hacer una perforación, efectuar luego una técnica llamada "estimulación hidráulica" o "fracking". Esto, porque la formación Vaca Muerta es del tipo "shale". Llamamos así a formaciones con gran contenido arcilloso y, en especial, con nula permeabilidad. Al estimular la formación mediante la inyección de agua y arena a presión es posible abrir pequeñas fisuras, de unos milímetros de espesor, para que por allí circulen el gas y el petróleo que queremos extraer. En este artículo podés leer más sobre la técnica de estimulación hidráulica, e incluso ver un video explicativo.

    En cuanto al impacto ambiental, la tecnología actual, las regulaciones y los cuidados de quienes trabajan en este industria buscan que el impacto resulte el menor posible. El más importante es en las locaciones en las que se hacen los pozos, en las cuales es necesario retirar la cubierta vegetal (se recupera, luego, con el tiempo). También, por unos días mientras duran las operaciones (menos de dos meses), el paso de maquinaria y camiones. También durante ese corto período puede verse afectado el paisaje. De no existir algún tipo de incidente -muy excepcional y absolutamente remediable-, la extracción de shale no implica otros impactos ambientales.

  • Martin Piffaretti

     

    Buenas tardes. La formacion Cacheuta, en la provincia de Mendoza, ¿es "no convencional"? ¿Tiene algún potencial económico como Vaca Muerta?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Martín. Muchas gracias por tu consulta. La formación Cacheuta es la formación generadora por excelencia de la Cuenca Cuyana, y es una formación shale, de permiabilidad nula. Esto quiere decir que es considerada una formación "no convencional" y que para extraerse sus recursos hidrocarburíferos sería necesario tratar la formación con estimulación hidráulica (fracking). No contamos con información sobre planes en relación con la explotación ni con la viabilidad económica de dicha formación. En algún caso, hay autores que han asignado para la formación Cacheuta un recurso tecnicamente recuperable de gas de alrededor de 15 TCF. No conocemos estimaciones de recursos de petróleo que, se supone, también debería contener.

  • Esteban Mario Rodriguez

     

    ¿Cuál es la presión media utilizada para producir el fisuramiento de la roca? Gracias!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    ¡Hola Estéban! Muchas gracias por tu consulta. La fractura inducida se propaga cuando la presión frente a la formación es superior al esfuerzo mínimo al cual está sometida la roca. En la mayoría de los casos este esfuerzo es equivalente al esfuerzo mínimo horizontal. Como la presión va depender de la profundidad de la roca, preferimos hablar de "gradiente de presión (psi/pie)" antes que de "presión". Este gradiente de esfuerzo depende de la roca, de la presión poral (presión del fluido que está dentro de la roca) y de la tectónica de la zona. O sea, no hay un valor promedio. Pero como para darte un rango de valor, podríamos decir que es, generalmente, entre 0.65 y 1.05 psi/pie. 

  • Norma M

     

    ¡Saludos! Quisiera saber si existe alguna diferencia entre los términos "agentes de sostén", "agentes apuntalantes" y "proppants". Me encuentro realizando una traducción y me surgió esta duda en el proceso. Por lo que comprendí, los tres términos se refieren a lo mismo. ¿Es así? ¡Muchas gracias!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     ¡Saludos, Norma! La verdad es que todos los términos se refieren a lo mismo. En la Argentina se utilizaba la expresión “agente de sostén”; en México y Venezuela “apuntalante”; y en ingles suelen utilizar “proppant”. Como muchas de las traducciones de los manuales sobre la materia son realizadas por mexicanos, y luego son utilizados en los centros de capacitación de toda la región, la gente se acostumbra a utilizar esta terminología. También existen muchos textos provenientes de ediciones venezolanas, en los que se utilizan palabras en inglés sin traducir.

  • Carlos Raus

     

    Hola. Hace unos días comencé a leer sobre el fracking y el tema realmente me atrapó. Pero me han surgido varias dudas y quisiera consultar al respecto, aprovechando este espacio. 1- El sellado con concreto de los tubos Case, ¿se realiza en toda la longitud del tubo o solo en los extremos? 2- ¿Se realiza algún control de dicho cementado luego de ser aplicado? ¿Qué método de ensayo utilizan? 3- ¿Qué se hace si el sellado no quedó de manera correcta? ¿Se puede corregir? 4- ¿Existen controles al momento de la estimulación hidráulica para ver el avance de la fractura? 5- ¿Existe alguna entidad de control de filtraciones peligrosas a napas de agua dulce? 6- ¿El agua utilizada para la estimulación hidráulica en un pozo se puede volver a utilizar para otro pozo? Desde ya muchas gracias!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    ¡Hola Carlos! Tenemos muchas preguntas -y respuestas- en una, así que vamos por partes.

    1- El sellado con concreto de los tubos Case, ¿se realiza en toda la longitud del tubo o solo en los extremos?
    El primer casing (casing guía) se cementa desde el fondo hasta superficie. Los casing intermedios y de producción se cementan desde su fondo (zapato) hasta una cierta altura, de tal manera de aislar todas las capas que podrían aportar fluido. Generalmente, se cementa desde el zapato hasta el interior del casing anterior. De esta manera, queda un anillo de cemento desde el fondo del pozo hasta superficie.
     
    2- Se realiza algún control de dicho cementado luego de ser aplicado? ¿Qué método de ensayo utilizan?
    Se realiza el control del cemento antes de terminar el pozo, haciendo un perfil sónico o ultrasónico para comprobar la adherencia del cemento al casing y a la formación. Teniendo adherencia en ambos lados, hay aislación.
     
    3- ¿Qué se hace si el sellado no quedó de manera correcta? ¿Se puede corregir?
    No es necesario un sellado perfecto a lo largo del casing para obtener aislación entre capas. Sin embargo, cuando la evaluación muestra una falla de sello, existen -y se llevan a cabo- técnicas de “remediación” del cemento. Esto, vale la aclaración, no es privativo de la extracción del shale, sino que es igual tanto para hidrocarburos convencionales como no convencionales.
     
    4- ¿Existen controles al momento de la estimulación hidráulica para ver el avance de la fractura?
    Hay técnicas para medir el crecimiento en altura y largo de la fractura. La más práctica y más utilizada es la microsísmica. No se hace de manera sistemática, pero sí en ciertos pozos testigo del yacimiento.
     
    5- ¿Existe alguna entidad de control de filtraciones peligrosas a napas de agua dulce?
    En la provincia de Neuquén, la Secretaría de Estado de Ambiente y Desarrollo Sostenible realiza controles periódicos sobre las fuentes y cursos de agua y publica los resultados en su página web.
     
    6- ¿El agua utilizada para la estimulación hidráulica en un pozo se puede volver a utilizar para otro pozo?
    Sí, es lo que llamamos flow-back. Luego de fracturar un pozo, este devuelve, en promedio, un 30% del agua inyectada. Este flow-back se trata, y se utiliza luego para preparar el fluido de fractura de otros pozos. En la Cuenca Neuquina el reuso del agua de flow-back es un requerimiento legal.
  • juan de jesus lopez vargas

     

    Buenas noches. He estado indagando sobre lo que llamamos revolución del petroleo, particularmente, y estoy seguro de que muchos ingenieros de mi país quisiéramos saber qué se puede hacer para llegar a laborar en la Argentina o aumentar nuestro conocimiento sobre el tema mediante especializaciones. Personalmente, me encuentro muy interesado. Mil gracias por su atención, no sin antes brindarles felicitaciones por la pagina.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Gracias, Juan, por tus felicitaciones. Por ser una actividad bastante novedosa en la Argentina, todavía no abundan especializaciones sobre el tema en la oferta académica universitaria. Sin embargo, te recomendamos visitar la página de "Cursos" del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas para estar al tanto de los que están previstos para este año. La mayoría no son específicamente sobre no convencionales, aunque abarcan procesos que se relacionan directamente.

  • Fabián Palmada

     

    Las formaciones Quintuco y Mulichinco, ¿son consideradas no convencionales? Entiendo que el hecho de utilizarse fracturas hidráulicas en Quintuco, éstas requieren menos etapas y menos volumen de agua para cada etapa. Muchas gracias

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Fabián. Muchas gracias por tu pregunta. La formación Mulichinco es  considerado un reservorio convencional, con mayor o menor permeabilidad según la zona. En algunos yacimientos, como Rincón de Mangrullo, algunos la clasifican como un tipo de formación no convencional llamada "tight" (arenas compactas). Pero técnicamente no lo es, sino que en esa zona se presenta, como señalamos, como una formación convencional de baja permeabilidad. Quintuco, por otra parte, no es roca generadora y no contiene materia orgánica.

     
  • Waldemar Schneider

     

    Saber algo más superficialmente de SHALE GAS. Su procedimiento para llegar su produción ya sea de gas o un combustible líquido ¿cual? muchas gracias a vuetra contestación. Waldemar

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Waldemar. Tu pregunta tiene una respuesta muy amplia. Si nos especificás un poco más tus inquietudes, seguramente podremos responderte.

  • Edgardo Suarez

     

    Información sobre la tecnología de hidrocarburos no convencionales. Su obtencion

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Eduardo. En nuestro sitio encontrarás abundante información sobre cómo se extraen los hidrocarburos provenientes de reservorios no convencionales. Te recomendamos comenzar por el artículo que se titula "¿Qué son los hidrocarburos no convencionales?". Luego, estamos para responderte cualquier duda específica.

  • Guillermo Winkler

     

    Las arenas para fractura que se utilizan en explotación de shale, ¿reciben un tratamiento antes de ser inyectadas al pozo o solamente (si reúnen todas las características físicas /qcas. / mineralógicas) se las inyecta sin tratamiento? Gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Guillermo. Las arenas naturales pueden utilizarse sin tratamiento o bien pueden ser resinadas. En shale y en tight gas, cuando es necesario utilizar arenas resinadas, es siempre un porcentaje menor. El único tratamiento que reciben las arenas naturales es el lavado, para sacar los finos, luego el secado y el tamizado.

     
  • Julio Cesar Corfield

     

    En nuestra Provincia de Entre Rios y sobre la costa del Rio Uruguay se esta hablando de pruebas de extracciones por fracking- Tambien los ambientalistas dicen que al estar sobre el Acuifero Guaranì hay un posibilidad de contaminarlo y perder esa fuente de agua potable. No soy tecnico, pero me gusta aprender y entender. ¿Podria darme mas datos del trabajo que se trata de hacer en Entre Rios? Gracias

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Muchas gracias, Julio César, por tu pregunta. Por empezar, no tenemos conocimiento de que exista ningún proyecto para explotar hidrocarburos en la provincia de Entre Ríos. De hecho, existe un único pozo en tu provincia practicado para estos fines. Se perforó en el año 1961, en las cercanías de Nogoyá, y alcanzó los 2088 metros de profundidad sin identificar sistema petrolero alguno ni el menor rastro de hidrocarburos. Esto da una idea de lo lejos que se estaría, eventualmente, de una explotación petrolera en Entre Ríos (se requerirían años de estudios y prospecciones y, claro, de hallar algo que justifique una explotación). Tampoco sabemos si, en caso de encontrarse hidrocarburos en Entre Ríos, estos estarían en reservorios permeables o impermeables, que podrían requerir el uso del fracking.

    Pero imaginemos por un momento que sí, que Entre Ríos posee recursos explotables. Si eventualmente algo así ocurriera, el Acuífero Guaraní no correría peligro (vale aclarar que el agua del Acuífero Guaraní no es "potable", sino que tiene zonas con reservorios de agua dulce y otras con reservorio de aguas salobres y saladas, dependiendo de la ubicación y la profundidad). La tecnología que se utiliza para atravesar los acuíferos -que incluye el encamisado de los pozos con acero y cemento- hace muy improbable cualquier pérdida lo cual, en caso de producirse, es detectada y remediada rápidamente. Es posible, de hecho, que algunas zonas del Acuífero Guaraní estén hoy realmente afectadas por el uso indebido de agroquímicos, por ejemplo.

    Tampoco las eventuales fisuras que genera el fracking en las rocas podrían afectarlo, dado que se practican a miles de metros de profundidad respecto de los acuíferos de agua dulce, y en su viaje en sentido vertical las fisuras, que tienen milímetros de espesor, no superan las decenas de metros. No hay en el mundo, de hecho, antecedente alguno de acuíferos afectados por el fracking.

  • Sebastian Aparo

     

    Buenos dias. Me gustaría saber qué precio debería tener el petroleo para que vaca muerta fuera rentable y las empresas invertir en ella.Esta pregunta es en alusión a la baja del petroleo. gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Sebastián. Lamentablemente, no podemos responderte esta consulta. El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas es una institución de perfil técnico, y el tema de los precios excede por completo nuestro trabajo.

  • Juan Carlos Mosca

     

    ¿En cuantos años, se calcula, que se agotará el petróleo en nuestro planeta?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Juan Carlos. Has hecho una gran pregunta, que no tiene respuesta simple. El primer problema es que para pensar en "agotar" el petróleo, tendríamos que saber cuánto hay en el mundo, información compleja por sí misma. Pero el siguiente problema que se plentea es que aún teniendo ese dato, no basta con aplicar una simple regla de tres. Esto es porque, a medida que se avanza, la tecnología permite recuperar del subsuelo, recursos que antes podrían considerarse irrecuperables. Un caso emblemático de esto es el shale oil o petróleo en formaciones de esquistos y lutitas, como el de Vaca Muerta. Hace un tiempo se creía que recuperar el petróleo alojado en dichas formaciones era imposible. Hoy es una realidad gracias a los avances tecnológicos. Otro ejemplo: cuando explotás yacimientos convencionales, una gran parte del recurso queda en el subsuelo por la inviabilidad tecnológica o económica para recuperarlo. Sin embrgo, con el tiempo, la extracción de ese recurso podría hacerse viable. Otro parámetro es el consumo. El agotamiento de un recurso depende, en buena medida, de su consumo. ¿Consumiremos más en el futuro o consumiremos menos, debido a la diversificación de la matriz energética?

    Todos estos factores, por citar solo algunos, hacen que sea enorme la dificultad para responder tu pregunta. Hoy, los hidrocarburos presentan un sinfín de ventajas respecto de otras fuentes de energía. Sin embargo, podría pensarse que es altamente improbable que se agoten dado que, quizá, antes de que ello ocurra (para lo cual deberían pasar siglos) el hombre aprenderá a obtener energía de formas más eficientes y con menores emisiones de gases de invernadero. Entonces, podríamos decir que, probablemente, el petróleo no se agote nunca.

  • Antonio Larramendi

     

    Hola. Estoy realizando un estudio sobre el fracking, en concreto, de un pozo de Petrobras Argentina S.A. en la provincia de Neuquén, Argentina,para la universidad de Vigo-Galicia-España, y he recopilado información de muchas fuentes. En cuanto al impacto ambiental, social y las intenciones de explotación en Argentina he conseguido información, pero no encuentro información de ningún pozo en cuanto a energía que consume diariamente, horas de trabajo diaria y maquinaria que forma la instalación y cada cuanto se realiza una reparación o cómo se realiza el mantenimiento de un pozo. También me gustaría obtener información de la viabilidad económica de un pozo, a corto y largo plazo. Muchas gracias por su ayuda. Un saludo

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Antonio! Son muchas preguntas y algunas muy amplias. En algunos casos no contamos con la información solicitada (la viabilidad económica, por ejemplo), pero en otros, si fueses más conciso con tu pregunta, podríamos responderte. Un saludo y esperamos recibir tu inquietud.

  • Estefania Flores

     

    ¿Aproximadamente, cuál es el presupuesto de las operaciones que se tiene que hacer para la extracción del gas shale?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Estefanía! Muchas gracias por el contacto. El tema de los costos en enormemente complejo, debido a la cantidad de factores que entran en juego (locación, insumos importados, geología, infraestructura). Tampoco contamos en el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas con información propia al respecto. Sin embargo, a modo de referencia, en declaraciones recientes el CEO de YPF (la empresa con más pozos perforados a Vaca Muerta al día de hoy) ha informado que se había logrado reducir los costos a unos US$ 7,5 millones por pozo. La idea es que a medida que se alcanza una escala industrial en la explotación y mayor eficiencia tecnológica, los costos tienden a reducirse. 

  • Oliver Montano

     

    Quisiera saber cuál es la diferencia entre una fractura hidráulica convencional y una no convencional, y a que tipo de formaciones está dirigida cada una. Gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Oliver. ¡Gracias por tu pregunta! En realidad, lo que es “convencional” o “no convencional” es el reservorio, y no la fractura. No existe una definición exacta, pero hoy, cuando en la Argentina hablamos de reservorio “no convencional” estamos refiriéndonos a rocas generadoras de muy baja permeabilidad (del orden de los nano Darcy). Por la muy baja permeabilidad los fluidos casi no pueden moverse por su interior y, por lo tanto, es necesario generar una fractura conductiva para incrementar el flujo. Esta fractura se realiza de manera similar a las de los reservorios “convencionales”, con la diferencia de que se trabaja con mayores volúmenes de fluido de fractura, que es básicamente agua y arena (más del 99%).

  • María Cecilia Pazos

     

    Trabajo haciendo análisis macroeconómico en el BCRA y el sector energético y el déficit de la balanza comercial del sector resultan relevantes a la hora de analizar la macroeconomía del país. Quería saber si existe un nivel de precios internacionales del petróleo por debajo del cual no es rentable la explotación de Vaca Muerta.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola María Cecilia. Muchas gracias por contactarnos. El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas es una institución técnica, que no realiza ese tipo de análisis. Por eso, lamentablemente, no podemos responder tu pregunta.

  • rodrigo estigarribia

     

    Hola,estuve leyendo el informe sobre "Vaca Muerta" y su implicancia en la economía local y regional,que al parecer es favorable. Mis preguntas no son tan especificas como las demás, pero espero las pueda responder.¿Qué negocios o rubros son son mayormente demandados en localidades o zonas que se ubican perforaciones?¿Existe demanda de vehículos para el transporte de personal o transporte en general referidos o implicados directamente a empresas petroleras?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Rodrigo. La explotación de hidrocarburos es una rama de la industria que genera una enorme cadena de valor. Más aún, si se trata de hidrocaburos no convencionales. Es difícil definir un rubro específico, pero, desde luego, podríamos mencionar entre la producción de bienes y servicios a la construcción, el transporte -de pasajeros y cargas- la provisión y la fabricación de insumos de todo tipo (agua, arena, productos industrializados, etc), la hotelería, la gastronomía, etc, son algunos de los que muestran un crecimiento más veloz y acentuado. Desde luego, suele generarse una demanda importante de vehículos para transporte, tanto de cargas como de pasajeros.

  • federico hack

     

    Quisiera saber de dónde sacan las empresas que operan en los pozos toda el agua necesaria para la fractura hidráulica. Muchas Gracias

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Federico. El agua que se utiliza para la fractura hidráulica puede tener distintos orígenes, dependiendo de la disponibilidad del recurso y, también, de las regulaciones. En el caso de Vaca Muerta (Cuenca Neuquina), en donde hoy se está llevando adelante el grueso del desarrollo de este recurso, el agua proviene de fuentes superficiales, como ríos y lagos. Eventualmente, podría utilizarse agua de acuíuferos someros. Pero en el caso de la provincia de Neuquén esta posibilidad está expresamente prohibida.

    En cambio, en un pozo que se realizó en Chubut (yacimiento El Trébol, cerca de Comodoro Rivadavia), el agua utilizada para la fractura hidráulica fue agua de formación; es decir, agua que sale junto con el petróleo y que proviene de acuíferos profundos (sin utilidad para el consumo humano).

    Algo que hay que tener en cuenta es que en el caso de Neuquén, ya hace más de un año que se está utilizando también agua de retorno (es decir, ese porcentaje de agua que regresa una vez hecha la fractura), lo cual disminuye la demanda de agua fresca. La tendencia, debido al mejoramiento de la eficiencia y a la evolución tecnológica, es que el requerimiento de agua fresca sea cada vez menor.

  • jose velasquez santana

     

    ¿Quién es la empresa propietaria de las maquinarias de extracción del shale gas??

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola José. Muchas gracias por tu contacto. La verdad es que no existe "una empresa propietaria de las maquinarias de extracción de shale gas". Extraer recursos de reservorios no convencionales (shale) es un trabajo muy complejo, que requiere de la utilización de gran cantidad de equipos (bombas, equipos de perforación, equipos de tratamiento, y un larguísimo etcétera), que pertenecen a numerosas empresas. Algunos, a la empresa operadora que es, en general, la concesionaria del yacimiento. Otros, a empresas de servicios petroleros. Por lo tanto, los "propietarios" de dichas "maquinarias" son numerosos, y de diversas compañías.

  • marcelo perez frey

     

    Quisiera saber que relacion le encuentra a la explotacion de Vaca Muerta con la posible baja de precios del maiz, a causa de la poca demanda de este.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Marcelo. Nosotros no hacemos análisis de ese tipo. Sabemos que existen especialistas que advierten que una eventual caída del precio del petróleo debido a una eventual mayor producción relacionada con la obtención de shale oil, podría disminuir el precio del maiz, para el caso de que se considere que el precio de este cereal tiene también como parámetro la posibilidad de ser utilizado para fabricar biodiesel. De todas maneras, entendemos que son conjeturas, que exceden el trabajo de este instituto técnico.

  • Héctor Lencina

     

    ¿Cuál es la granulometria que se utiliza en la arena para el fracking?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Héctor. En Vaca Muerta se utilizan agentes de sostén de diferentes granulometrías, yendo de más fino a más grueso. Las mallas utilizadas son 70-140 (también llamado malla 100), 40-80, 30-50 y 20-40. 

  • Nicolás Santos

     

    Es verdad que el fracking contamina las aguas subterráneas de consumo humano?. Es verdad que el fracking produce sismos en las regiones donde se hace?. Cual es el consumo de agua por pozo en el fracking y su comparación con el fracturamiento hidráulico convencional?.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Nicolás, ¡y muchas gracias por el contacto desde Colombia! Vamos pregunta por pregunta para responderte.

    ¿Es verdad que el fracking contamina las aguas subterráneas para consumo humano?

    Por empezar, recordemos que el fracking es una técnica, que forma parte de toda una operación. Esto quiere decir que para poner un pozo en producción se realiza una cantidad de operaciones (prospección, perforación, encamisado, etc, etc) de las cuales la estimulación hidráulica o "fracking" es apenas una, que consiste en generar microfisuras en la roca reservorio y apuntalarlas con granos de arena para que no vuelvan a cerrarse. Todo, utilizando presión y un agente conductor de esa presión que es el agua (a decir verdad, un fluido que es 95% agua, 4,5% arena y 0,5% de aditivos químicos). Las fracturas no tienen la posibilidad de contaminar los acuíferos someros de agua dulce (cuando los hay), dado que se realizan de cientos a miles de metros de distancia y normalmente separadas por rocas impermeables. En la Argentina, por ejemplo, en la región de Loma Campana, la formación Vaca Muerta se encuentra a unos 3200 m de profundidad, separada casi a 3 km de distancia de los acuíferos. Las microfisuras que se generan tienen crecimiento preferentemente hacia los lados, paralelas a la superficie. El crecimiento vertical jamás ha superado los 80 metros, tremendamente lejos de los acuíferos someros. De hecho, no existe antecedente ni en Argentina ni en ninguna parte del mundo que algo así haya sucedido. Mayor riesgo existe, en cambio, en la posibilidad de que durante una operación de fractura hidráulica se produzca algún tipo de rotura del encamisado (casing) a la altura de los acuíferos someros de agua dulce. Pero esto es extremadamente improbable por dos motivos. El primero es que siempre se trabaja con presiones por debajo de los límites de seguridad de los elementos del encamisado. En segundo término, porque antes de hacer la fractura hidráulica, se evalúa el encamisado mediante diversas técnicas, para constatar la inexistencia de fisuras o eventuales puntos débiles. Por lo cual, la respuesta a tu pregunta debería ser que el fracking no contamina "per se" los acuíferos de agua para consumo humano, aunque se debe poner especial atención en la integridad del encamisado de los pozos. De cualquier manera, de ocurrir un evento de estas características, el problema sería fácilmente detectable y remediable de inmediato.

     

    ¿Es verdad que el fracking produce sismos en las regiones en donde se hace?

    Este es un mito, verdaderamente. Desde luego, como ocurre con muchas actividades humanas, el fracking libera energía, y una parte de esta energía se libera en forma de ondas sísmicas. Sin embargo, la energía que se aplica para hacer fracking es cerca de un millón de veces más débil que la necesaria para que un sismo sea siquiera perceptible para un ser humano. Sin embargo, encontrarás en la prensa abundante información que relaciona fracking y sismos. En realidad, esto no tiene que ver con el fracking en sí, sino con zonas en donde existe gran cantidad de pozos sumideros (son pozos que se utilizan para confinar aguas no potables, y los utiliza la industria de los hidrocarburos históricamente, así como muchas otras). Se ha encontrado alguna relación entre zonas de alta concentración de pozos sumideros y determinado tipo de fallas geológicas con microsismicidad. Estamos hablando de casos muy puntuales, frente a los más de 150.000 pozos sumideros que existen en Estados Unidos. Y, otra vez, recordar que se trata de niveles de energía que generan microsismos impercetibles para el hombre. El fracking, entonces, no produce sismos ni terremotos capaces de genenerar daño. De hecho, no existe ni un solo antecedente al respecto, ni siquiera en Estados Unidos, con alrededor de 80.000 pozos shale y cientos de miles de etapas de fractura.

     

    ¿Cuál es el consumo de agua por pozo en el fracking y su comparación con el fracturamiento hidráulico convencional?

    El fracturamiento hidráulico a formaciones shale requiere de más agua que en el caso del que se practica a formaciones convencionales. Hoy, en la Argentina, ese consumo se ubica en unos 800 m3 a 1000 m3 por etapa de fractura. Así que el consumo por pozo dependerá de cuántas etapas de fractura tenga el pozo. En la Argentina, en este momento, la mayor parte de los pozos a Vaca Muerta constan de 5 etapas, por lo que el consumo por pozo se ubica entre 4000 m3 y 5000 m3. Vale recordar que se está comenzando a fracturar con agua de retorno y también con agua de formación (el agua que se encuentra en los reservorios junto con el petróleo y el gas); es decir que la tendencia es a requerir cada vez menos agua fresca.

  • ROBERTO NRUCTO

     

    Hola. Quería saber a qué temperaturas se hacen las fracturas y a qué profundidad.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Roberto. Gracias por tu pregunta. La formación Vaca Muerta hoy se fractura a profundidades de entre 2700 m y 3000 m, aproximadamente y a temperaturas que van de los 110°C - 120°C (unos 320°F a 350° F)

  • Mariano Berken

     

    Hola. Estoy investigando las perspectivas de la explotación del shale en Argentina con fines académicos. Desde ya agradezco por el espacio. Van algunas preguntas: -Agua superficial vs agua subterránea salobre Tengo entendido que la disponibilidad de agua en la cuenca Neuquina no es un problema debido a la presencia de tres ríos caudalosos (Neuquén, Limay y Colorado). El marco regulatorio neuquino prohibe el uso de agua subterráneas aptas para el uso humano, pero que se permite la utilización de repertorio de aguas salobres. Hasta donde se, Total ya hizo ensayos exitosos de fractura hidráulica con este tipo de recursos hídricos. Hay otras empresas que estén intentando usar este tipo de agua? Por qué? Trae algún beneficio económico por no necesitarse cañerías/transporte de agua para fractura hasta los pozos? -Pozos verticales vs. horizontales Hace pocos días se anunció triunfalmente que los costos de perforación de Vaca Muerta ya se acercaban a los de Eagle Ford en EEUU (http://shaleseguro.com/vaca-muerta-se-acerca-eagle-ford-en-costos-de-pozo/). Si no me equivoco, la comparación está siendo hecha entre pozos verticales en Neuquén y pozos horizontales en Eagle Ford, lo cual es un poco precipitado dado que la EUR de un pozo horizontal es considerablemente superior a la de un pozo vertical. Se que la formación de Vaca Muerta tiene un espesor que permite realizar pozos verticales, lo cual no es necesariamente cierto en las formaciones estadounidenses. Sin embargo, es valida la comparación? Cuales son los principales obstáculos que dificultan reducir el costo de los pozos horizontales en Argentina? -Normas técnicas para el aislamiento de pozos Los riesgos de contaminación más importantes de la fractura hidráulica se concentran en las secciones del tubo cercanas a los acuíferos subterráneos. Tengo entendido que no hay ninguna norma técnica obligatoria que especifique cómo aislar los pozos para evitar la contaminación de acuíferos. Por lo que se, las practicas recomendadas del IAPG son usadas como referencia en el pais y se consideran suficientes para proteger los recursos hídricos. Cual es el nivel de aceptación y de respeto de este tipo de guías? Existe algún motivo para crear una guia de recomendaciones específicas para el fracking para evitar fugas? -Fugas de gas Las fugas de gas metano (que algunos en Estados Unidos estudios estiman en hasta 8-9% del gas producido) tienen consecuencias graves para el calentamiento global. Tengo entendido que las mismas son más frecuentes en pozos no convencionales que en convencionales. Cómo se está tratando este problema en la Argentina? Muchas gracias!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Mariano. Gracias por el contacto y las preguntas. Vamos a ir por partes, porque son varias preguntas en una...

     

     

    Tengo entendido que la disponibilidad de agua en la cuenca Neuquina no es un problema debido a la presencia de tres ríos caudalosos (Neuquén, Limay y Colorado). El marco regulatorio neuquino prohibe el uso de agua subterráneas aptas para el uso humano, pero que se permite la utilización de repertorio de aguas salobres. Hasta donde se, Total ya hizo ensayos exitosos de fractura hidráulica con este tipo de recursos hídricos. 

    ¿Hay otras empresas que estén intentando usar este tipo de agua? ¿Por qué? ¿Trae algún beneficio económico por no necesitarse cañerías/transporte de agua para fractura hasta los pozos? 

    El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas no está autorizado a brindar informaciones de empresas en particular. Sin embargo, podemos decirte que sí existen otras empresas que están trabajando en esa línea, ya sea porque en los territorios en donde operan existen acuíferos con salinidades superiores a las consideradas por la regulación o porque están experimentando la fractura con agua de retorno. Los beneficios son logísticos y de costos, además que se reduce la demanda de agua fresca.

     

     

     

    Hace pocos días se anunció triunfalmente que los costos de perforación de Vaca Muerta ya se acercaban a los de Eagle Ford en EEUU (http://shaleseguro.com/vaca-muerta-se-acerca-eagle-ford-en-costos-de-pozo/). Si no me equivoco, la comparación está siendo hecha entre pozos verticales en Neuquén y pozos horizontales en Eagle Ford, lo cual es un poco precipitado dado que la EUR de un pozo horizontal es considerablemente superior a la de un pozo vertical. Se que la formación de Vaca Muerta tiene un espesor que permite realizar pozos verticales, lo cual no es necesariamente cierto en las formaciones estadounidenses. Sin embargo, ¿es valida la comparación? ¿Cuales son los principales obstáculos que dificultan reducir el costo de los pozos horizontales en Argentina?

    Nuevamente, deberíamos referirnos a una empresa en particular, lo que excede nuestra posibilidad de respuesta. Sin embargo, sí podemos contarte que los pozos horizontales  son mas caros que los verticales en todo el mundo, porque generalmente tienen mayor longitud, lo cual genera más días de operación. A eso es necesario sumarle que para el tramo horizontal se agrega el costo de la ingeniería direccional y el alquiler de sus herramientas, cuya tarifa diaria es casi igual a la del equipo perforador. En otras palabras, durante la perforación de la sección horizontal el costo diario del pozo prácticamente se duplica.

     

    Los riesgos de contaminación más importantes de la fractura hidráulica se concentran en las secciones del tubo cercanas a los acuíferos subterráneos. Tengo entendido que no hay ninguna norma técnica obligatoria que especifique cómo aislar los pozos para evitar la contaminación de acuíferos. Por lo que se, las practicas recomendadas del IAPG son usadas como referencia en el pais y se consideran suficientes para proteger los recursos hídricos. ¿Cuál es el nivel de aceptación y de respeto de este tipo de guías? ¿Existe algún motivo para crear una guia de recomendaciones específicas para el fracking para evitar fugas?
    En efecto, Mariano, no hay una norma técnica unificada, y esto se relaciona con la heterogeneidad de la geología que tienen que atravesar los pozos. Sin embargo, lo más parecido a una norma técnica general podría ser la práctica recomendada API 75. En nuestro país, además de las reglas del arte de la perforación y de las prácticas recomendadas del IAPG, cada provincia  tiene normas propias, de acatamiento obligatorio, para evitar la migración de fluidos en los pozos de unas capas a otras. Y en caso de duda, siempre se opta por la norma más exigente.
     
      
    ¿Cómo se trata el problema (de las fugas de gas en los pozos?) en la Argentina?
    El tema de las fugas de gas metano en los yacimientos se remonta a un informe de la Universidad de Cornell, publicado en 2011, en el que se estimaba pérdidas de entre un 3,6% a un 7.9%. Dicho informe, sin embargo, fue muy cuestionado en su momento debido a la utilización de parámetros erróneos y de datos no certificados por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA). Recientemente, la Environmental Defense Found (EDF), con más de 700.000 miembros alrededor del mundo, llevó adelante una serie de 16 estudios sobre el tema, en coordinación con 90 universidades, que abarcaron el análisis de 489 pozos de shale gas, unicdos en 190 yacimientos de todo Estados Unidos. El estudio fue publicado en la revista científica Proceedings of the National Academy of Sciences, junto con la Escuela de Ingeniería de la Universidad de Texas y muestra que la mayoría de las locaciones contaban con equipamiento que permite reducir las emisiones furtivas de metano en un 99%, al punto tal que el propio autor del trabajo de Cornell, el Dr Robert Howart, calificó los resultados como "buenas noticias". De todas maneras, en nuestro país se utiliza equipamiento de última generación y, de hecho, ninguna operadora desea tener fugas de gas metano. Como dato extra, la ganadería, por lejos, es la actividad que más metano antropogénico aporta a la atmósfera, según la FAO.
  • Hernán López

     

    Hola. Yo sé que Vaca Muerta y Los Molles (que tienen 583 TCF de shale gas y unos 20.000 millones de barriles estimados) son rocas generadoras de la Cuenca Neuquina. Y ahora también se habla de la formación Agrio. Ahora bien, ¿existen otras formaciones con shale gas y shale petróleo en la Cuenca Neuquina? Oigo hablar de Mulichinco y Quintuco, por ejemplo. ¿Hay shale ahí o no?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Gracias, Hernán, por tu pregunta. Las grandes rocas generadoras de la Cuenca Neuquina son, sin duda, Vaca Muerta y Los Molles. Especialmente, Vaca Muerta. Recientemente se ha anunciado un pozo exploratorio con buenos resultados en la Formación Agrio, que también es generadora y se ubica en el norte de la Cuenca (norte de Neuquén y sur de Mendoza). En cambio, Muchilinco y Quintuco no lo son. Muchilinco es una arena convencional que presenta en algunos casos baja permeabilidad y de ahí que pueda confundirse con tight (arenas compactas), aunque estrictamente no pertenece a esa categoría. Quintuco es una formación fronteriza con Vaca Muerta que se presenta con características diversas (caliza, caliza arenosa o caliza calcárea, según la zona y la profundidad). Sin embargo, carece de materia orgánica. Precisamente, la ausencia de materia orgánica permite diferenciarla de Vaca Muerta, en situaciones en que los límites son difusos.

  • Horacio Lazarte

     

    Estimados, en principio agradezco este espacio. Mi consulta es si se conoce el EUR por pozo para Vaca Muerta en promedio para shale oil y shale gas. En el primer caso tenía el dato que eran 115000 M3 en 25 años, pero no se si es correcto. ¿Hay algún dato de producción anual promedio por pozo? esto para saber cuantos pozos se va a requerir.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Horacio. Muchas gracias por su contacto. Lamentablemente, el EUR por pozo (recuperación final estimada) es un dato que las empresas suelen manejarlo en forma reservada. Como instituto técnico, no contamos con dicha información que, quizás, pueda obtener dirigéndose directamente a alguna de ellas.

    Un cordial saludo!

  • Tom Millar

     

    En sus operaciones shale, ¿han utilizado sensores permanentes de presión, temperatura y vibraciones para monitorear la operación de fractura? ¿Podrían compartir algunas experiencias de cómo los han instalado y la información que les proveen para mejorar o controlar la operación? ¿Cuáles son las operadoras en Argentina que actualmente están desarrollando el campo shale?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Tom. Gracias por tu consulta. Vamos por partes, porque se trata de varias preguntas en una.

    Siempre que se hace cualquier operación de este tipo en la que se bombea fluido es necesario medir y registrar la presión en la superficie. En todas las operaciones de fractura se registra la presión en superficie, en boca de pozo. Esta información nos sirve para calcular también la presión en el fondo de pozo; o sea, la presión en la zona de fracturas.

    Para controlar la calidad del fluido se hace una medición de la temperatura del agua en pileta, pero no como medición continua, sino como un registro esporádico. La temperatura en el fondo del pozo no se mide, porque es una información que no reviste relevancia.

    Al referirte a las “vibraciones”, imaginamos que tu pregunta se relaciona con registrar eventos de microsismicidad, en tiempo real, para medir las fracturas. En ese caso, se trata de un registro que se lleva a cabo en pozos específicos, seleccionados estratégicamente en relación con todo el yacimiento.

    Para medir la presión y la temperatura en fondo de pozo durante una fractura en un pozo de shale se puede utilizar fibra óptica, junto con camisas y packer hinchable. Si se quiere medir solo la presión real en fondo del pozo, se puede bajar un coil tubing como cañería muerta (dead string) y bombear por el espacio anular coil-tubing/casing.

    Respecto de las empresas operadoras que hoy exploran formaciones shale en Argentina, la lista incluye YPF, Total, Pan American Energy, Shell, Tecpetrol, Pluspetrol, Gas y Petróleo de Neuquén, Petrobrás, Wintershall, Chevron, ExxonMobil y Medanito, entre otras. 

  • jorge horacio ledesma

     

    Sabemos que las fracturas se hacen después de los 2000 metros de profundidad. Pero, ¿qué pasa durante la perforación en las zonas de pérdida total, con el fluido de perforación que se pierde entre los 500 y 1000 metros? ¿Afectan la napa?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Jorge. Muchas gracias por tu contacto. Llamamos "zona de pérdida total" a regiones del subsuelo muy permeables o fracturadas, capaces de admitir -podríamos decir "absorber" sólo para que se entienda mejor- gran cantidad de fluidos. En efecto, durante la perforación se utilizan lodos especiales, y buena parte de esos lodos pueden quedar en las formaciones que se encuentran en las zonas de pérdida total. Entendemos que tu pregunta apunta a si existe la posibildad de que dichos lodos alcancen luego las napas freáticas, ubicadas a menor profundidad. La respuesta es no. 

    Cuando se inicia la perforación es el momento en el que se atraviesan los acuíferos de agua dulce -cuando los hay- ya que a grandes profundidades el agua se torna salada. Normalmente, los acuíferos de agua dulce no van más allá de los 300 metros de profundidad. En ese momento, tras atravesar el acuífero y continuar algunos cientos de metros para establecer una zona de seguridad, se instala una "cañería de seguridad" (que incluye el cementado entre el exterior de la cañería y la formación) para aislar el interior del pozo del exterior, incluso de un eventual acuífero. Esta es una barrera entre las zonas de pérdida total y los acuíferos.

    La perforación continúa, luego, por las zonas de pérdida total. Lógicamente, antes de que se continúe con el encamisado definitivo para dichas zonas, parte del lodo de perforación queda en las formaciones de la zona de pérdida total. Entonces, uno puede hacerse la siguiente pregunta: ¿no podrían estos lodos que quedaron en las formaciones de la zona de pérdida total, alcanzar luego los acuíferos? No, porque entre dicha zona y los acuíferos existe mucha sedimentación y también sellos naturales de arcilla, que son impermeables.

    Aún así, es bueno recordar que en la enorme mayoría de las operaciones se utilizan lodos base agua, que están compuestos de agua y bentonita; es decir, no se trata de sustancias que podrían contaminar o disminuir la calidad de agua de un acuífero.

  • Lucia Orellano

     

    Hola, quería saber cuáles son las fuentes de información para calcular los volúmenes de agua requeridos para la explotación no convencional de un yacimiento. Puntualmente, el dato que dice: "Es posible hablar de un rango que va desde 5000 m3 a 30.000 m3 de agua". Muchas gracias!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Muchas gracias, Lucía, por tu pregunta. La cantidad de agua que se usa en la explotación de los recursos hidrocarburíferos alojados en formaciones shale es bastante variable y depende tanto de la formación geológica que se desea estimular (fracturar), como del tipo de pozo. También hay un componente tecnológico que tiende a que la industria requiera cada vez de menos cantidad de agua.

    En términos generales podemos decir, por la experiencia en el campo, que al día de hoy son necesarios alrededor de 800 m3 a 1000 m3 de agua por etapa de fractura. Esto quiere decir que un pozo promedio, vertical, con 5 etapas de fracturas a Vaca Muerta -es el tipo de pozo habitual, en la actual etapa exploratoria-, va a requerir de entre 4000 m3 y 5000 m3 de agua. Sin embargo, también se están haciendo -aunque en menor medida- pozos horizontales. Estos últimos pueden tener hasta 15 etapas de fractura, lo que eleva la cantidad de agua a un promedio de entre 12.000 m3 y 15.000 m3.

    El dato de 30.000 m3 de agua, que ponemos como límite máximo del rango, en realidad, tiene que ver con algún pozo aislado que se hizo en una etapa muy inicial de la exploración y que requirió de esa cantidad. Pero en modo alguno es lo habitual. De todas maneras, tal como explicamos al inicio de esta respuesta, la tendencia es a un requerimiento cada vez menor de agua.

  • Cesar Santos

     

    Estimados: deseo recibir información analítica de la arena utilizada en Vaca Muerta, la cual contenga aspectos cuantitativos y cualitativos de la misma. Muchas gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    César: su pregunta es bastante amplia. Pero para comenzar le recomendamos leer dos artículos de la revista Petrotecnia que, justamente, tratan la temática del agente de sostén (la arena). Puede encontrarlos en los siguientes links:

    http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena1.pdf  y http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena2.pdf

    Desde luego, en caso de persistir alguna duda, estamos a su disposición para una nueva consulta.

     

  • carlos farah

     

    ¿Hay algún estudio que indique si hay petroleo en la provincia de Córdoba, en la República Argentina?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Muchas gracias, Carlos, por su contacto. La posibilidad de la existencia de hidrocarburos explotables comercialmente en la provincia de Córdoba es un anhelo de vieja data. Lamentablemente, los trabajos más recientes muestran que dicha posibilidad es remota. El trabajo más reciente al respecto se encuentra dentro del Plan Exploratorio Argentina, de YPF, que a través de un convenio con la provincia -firmado en 2009-, y con la asistencia de universidades locales (entre ellas la Universidad Nacional de Córdoba y la de Río Cuarto), compilaron toda la información geológica existente, para someterla a nuevos análisis. Esa información incluye los estudios de sísmica y los análisis de sedimentos de pozos exploratorios existentes, entre muchos otros. Concretamente, se analizó la información de las cuencas sedimentarias Bolsón de las Salinas, Chacoparanaense y General Levalle, quedando afuera las de Laboulaye y Mercedes. Según los resultados del Plan, de la información analizada no surge la existencia ni la sospecha de sistemas petroleros que puedan ser aprovechados comercialmente. Esto no cierra por completo las posibilidades para la provincia de Córdoba pero, sin duda, la considera muy lejana. Por otra parte, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas no tiene conocimiento sobre ningún proyecto por parte de ninguna compañía de iniciar trabajos de exploración en dicha provincia.

  • Daniel Erasmo

     

    Hola. Quisiera saber si en la Argentina hay problemas asociados con la erosión por arena, ya sea originada en pozos de baja consolidación, o por el efecto de los proppant o agentes de sostén. En el primer caso, ¿se puede definir la ubicación geográfica de este problema? En el segundo caso, ¿en qué condiciones se produce?. En ambos casos, ¿Cómo se minimiza el efecto de erosión?. Muchas gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Daniel. Muchas gracias por tu contacto. Si entendimos bien tu pregunta, se refiere a problemas de erosión en instalaciones de superficie (líneas, válvulas, etc.) debido a la producción de arena de formación y a la producción de agentes de sostén luego del proceso de fractura hidráulica.

     

    En la Argentina hay problemas puntuales de producción de ambos, pero se controlan de tal manera que no impliquen problemas de erosión.

     

    Los reservorios que producen arena de formación son reservorios relativamente someros y productores de petróleo. Los encontramos en la Cuenca del Golfo de San Jorge, y también en la Cuenca Neuquina. Como son pozos que producen líquidos, y a bajo caudal, no generan erosión. Igualmente, la producción de arena es un problema para las instalaciones (taponamiento) y el método más utilizado como prevención es mediante fracturas hidráulicas chicas con agente de sostén resinado curable. 

     

    En cuanto a la producción de agente de sostén, esto se da en varios yacimientos a lo largo del país. El problema no tiene la misma intensidad en todos los casos, y hay diferentes mecanismos para salvarlo. Nuevamente, lo más fácil es prevenir la producción del agente de sostén con agentes de sostén resinados curables sobre el final de las fracturas. 

     

    El riesgo de erosión existe especialmente en los pozos de altos caudales, y más aún si producen gas. En estos pozos, durante la producción se controlan, en forma permanente, el caudal y la presión en boca de pozo, con lo cual se trabaja con caudales que no generen erosión. 

     

    A propósito, un agente de sostén resinado curable, al que hacemos referencia, es un agente de sostén como arena natural o cerámica, recubierto de una fina película de resina parcialmente curada. Cuando este material es inyectado en la formación -en la fractura- la  resina reacciona por efecto de la temperatura y termina de curarse, con lo cual los granos del agente de sostén quedan pegados entre sí como lo son los granos de arena de los filtros que se usan en los hogares. Este “filtro” impide el movimiento y, por lo tanto, minimiza la producción tanto de la arena de formación como de los demás agentes de sostén, que están más adentro la fractura.

  • Luis Schvartz

     

    Me gustaría si pudieran brindarme un poco de información sobre los avances en la exploración de hidrocarburos no convencionales en la provincia de Entre Ríos. Desde ya, muchas gracias.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Luis. Muchas gracias por su contacto. En el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas no tenemos conocimiento de que exista ningún proyecto de exploración de hidrocarburos, hoy, en la provincia de Entre Ríos ni tenemos conocimiento de que la propia provincia haya delineado algún tipo de plan exploratorio. La posibilidad de explotar hidrocarburos no convencionles en la Mesopotamia argentina tomó forma a partir de la publicación del informe "World shale gas and shale oil resource assessment" por parte de la agencia de información energética de Estados Unidos, en 2011, en el que se atraibuian importantes recursos técnicamente recuperables de shale gas a nuestro país en diversas cuencas, entre ellas la Chacoparanaense, sobre la cual se ubica la provincia de Entre Ríos. La actualización de 2013, sin embargo, atribuye a dicha cuenca un potencial muy muy bajo (3 billones de pies cúbicos de shale gas de un total país de 802 billones de pies cúbicos) y en un área muy pequeña ubicada en el extremo norte de la provincia de Misiones, muy lejos de Entre Ríos.

  • Martín Fernandez

     

    Hola! Tengo tres consultas. Quisiera saber si en Argentina actualmente se explota el shale gas. También me genera inquietud la medida q usan, esos "barriles equivalentes de petroleo" a que hacen referencia? Por último quisiera saber que es el tight oil y su diferencia con el shale. Espero su respuesta!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    Hola Martín. Muchas gracias por tu contacto. Vamos a responder cada pregunta por separado.
    1)      Quería saber si en la Argentina ya se explota shale gas
    En efecto, en la Argentina ya se explota shale gas. Si bien es cierto que la mayor parte de los pozos hechos a la formación shale Vaca Muerta tienen por objetivo el shale oil, algunos extraen gas, y hay casos en que dichos pozos están en producción, como en el yacimiento El Orejano.
    2)      me genera inquietud la medida que usan…, esos "barriles equivalentes de petroleo" a que hacen referencia
    Se trata de una medida de energía, que suele usarse cuando se necesita unificar, por ejemplo, cantidades de petróleo y gas (que se miden con unidades distintas). En este caso, un barril equivalente de petróleo equivale a la energía liberada cuando se quema un barril de petróleo (alrededor de 159 litros de petróleo), teniendo en cuenta que las distintas calidades hacen que esta medida no siempre sea exacta. Luego, el barril equivalente de petróleo equivale a unos 170 m3 de gas natural.
    3)      Quisiera saber que es el tight oil y su diferencia con el shale.
    Este es un punto interesante, que tiene que ver con cuestiones que hacen a la traducción entre el inglés y el español. Para nosotros, el petróleo alojado en formaciones shale, como Vaca Muerta, es el "shale oil". Sin embargo, en los países de lengua inglesa se refieren a este recurso como "tight oil". Nosotros utilizamos el término "tight gas" para nombrar no al gas proveniente de las formaciones shale ("shale gas"), sino al proveniente de formaciones de arenas compactas, algo más permeables que las formaciones shale, pero que por su baja permeabilidad requieren también de fracking. En definitiva, nuestro "shale oil" es el mismo que los norteamericanos llaman "tight oil".
  • Pablo Marcovecchio

     

    Buen día: Estoy trabajando en la presentación de un proyecto en la universidad para producir en Argentina Goma Guar.- Según un informe publicado en IAPG la concentración de este producto en el liquido de fractura es de un 0,25% aproximadamente.- Mis consultas son: a) En un pozo promedio en Vaca Muerta cuantos m3 de liquido de fractura se utilizan para realizar el fracking: ¿es mayor a 10.000 m3 por pozo? b) ¿Es siempre necesario que el liquido de fractura contenga goma guar?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

     Hola Pablo, muchas gracias por tu consulta. La goma guar es un producto natural, derivado de la semilla de la guar (Cyamopsis tetragonoloba), y tiene infinidad de aplicaciones, especialmente en la industria alimenticia.

     

    En la Argentina es muy utilizada en la extracción de hidrocarburos no convencionales por un motivo muy sencillo, que vamos a repasar aquí.

     

    Extraer gas o petróleo de las formaciones shale implica generar microfisuras en dichas formaciones, mediante una técnica llamada “estimulación hidráulica”, “fractura hidráulica” o “fracking”. Para ello, se inyecta a gran presión una mezcla formada básicamente por agua y arena (99,5% del total). Mediante el agua a presión se abren las microfisuras, y la arena luego impide que estas fisuras vuelvan a cerrarse, por eso se le llama a la arena, “agente de sostén”.

     

    ¿Por qué se usa la goma guar? Porque para llevar la arena hasta las fisuras es necesario que todo el fluido se convierta en un gel. De esta manera se intenta que la arena se distribuya lo más uniformemente posible en el fluido, durante las operaciones (si el fluido fuese líquido, entonces la arena tendería a decantar en el fondo y sería difícil llevarla hasta el interior de las microfisuras). Aunque existen otros métodos, menos utilizados en el país, que no requieren del uso de goma guar, sino de reductores de fricción junto con arena de menor granulometría (y, por lo tanto, más liviana).

     

    Dicho esto, empezamos a responder tus preguntas. La primera es la cantidad de agua necesaria para cada pozo. Este es un dato muy variable, que va a depender del pozo, de la formación estimulada, etc. Por ejemplo, un pozo horizontal, con 15 etapas de fractura podría requerir entre 12.000 y 15.000 m3 de fluido de fractura (de 800 m3 a 1000 m3 por fractura). Dado que en la Argentina estamos en una etapa exploratoria, la mayor parte de los pozos que se están haciendo hoy en Vaca Muerta, sin embargo, suelen ser verticales en su mayoría, y tienen 5 etapas de fractura, con una demanda de 4000 a 5000 m3 de fluido. Es posible que superada la etapa exploratoria actual, los pozos tiendan a ser horizontales y con un requerimiento mayor de fluido.

     
    La segunda pregunta es si es siempre necesario que el fluido contenga goma guar. Lo que es siempre necesario es que posea un gelificante o algún método para transportar el agente de sostén (la arena) a las fisuras. Y la goma guar presenta varias ventajas. Una de ellas es su amigabilidad con el medio ambiente, además de su gran poder de arrastre. Normalmente, un 0,5% del fluido de fractura corresponde a diversos aditivos químicos. En general, en la Argentina, del total de aditivos, el 50% corresponde a ácido clorhídrico y el 25% a la goma guar.
  • Bautista Delettieres

     

    Buenas, me preguntaba si con la cantidad de reservas que Vaca Muerta posee le permitirían a Argentina llegar a ser uno de los principales exportadores de hidrocarburos del mundo o nunca estaremos ni cerca de llegar a ello. Muchisimas gracias y espero su respuesta.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Bautista: muchas gracias por el contacto.

     

    Aunque pudiera parecer simple, la respuesta a tu pregunta es de una enorme complejidad. Si la Argentina se convertirá en uno de los principales exportadores mundiales de hidrocarburos depende de una cantidad de factores muy grande. Hagamos un pequeño análisis, a modo de ejemplo.

     

    Primero, tenemos que contar con el recurso que se va a exportar. En este caso, las estadísticas son más que auspiciosas. Se estima que la Argentina posee unos 802 TCF (billones de pies cúbicos) de shale gas y alrededor de 27.000 millones de barriles de shale oil.

     

    Detengámonos en el gas. Nuestro país consume alrededor de 1,4 TCF por año. Nuestro recurso sería, entonces, unas 600 veces superior a nuestro consumo. Pero esta cifra nos habla de “recursos técnicamente recuperables” de shale gas; es decir, es una estimación hecha en base a parámetros físicos: el tamaño de las formaciones shale, sus contenidos de materia orgánica, etc. Para tener una idea más acabada del recurso disponible debemos saber cuánto de todo eso son “reservas”. Y aquí se complica, ya que las reservas implican cierta certidumbre sobre la presencia del recurso y, además, que sea económicamente viable explotarlo. Entonces aquí entran a jugar factores de otro tipo, como la infraestructura del yacimiento, los costos de las operaciones y el precio del gas y del petróleo, entre otros.

     

    Ahora bien… ¿cuánto de nuestros 802 TCF de recursos técnicamente recuperables podemos considerarlos reservas? No lo sabemos. Recién estamos comenzando a explorarlos y conocerlos. Sin embargo, con ese riesgo y todo, estamos hablando de recursos muy importantes. Supongamos, por ejemplo –y en forma arbitraria- un escenario no muy optimista, en el que apenas el 10% de nuestros recursos técnicamente recuperables pueden ser considerados, finalmente, reservas. Tendríamos, entonces, unos 80 TCF en shale gas. Tomando en cuenta el consumo en este hipotético escenario extremadamente conservador, de alguna manera, estos números pueden empezar a responder tu pregunta.

     

    Sin embargo, hay algo más. Exportar este recurso –y no sólo exportarlo, sino convertirnos en uno de los principales exportadores del mundo- implica tener en cuenta muchos otros factores, incluso políticos. Por ejemplo, los precios, la evolución del mercado, el grado de desarrollo de la explotación, los costos y, por supuesto, la evolución de la competencia, porque hay otros países con recursos muy importantes que también querrán exportarlos.

     

    Así que los números en frío son más que auspiciosos y, evidentemente, el recurso está. Habría que ser capaz de evaluar la evolución de todos los otros factores que mencionamos para acercarnos a la respuesta que estás buscando.

  • Pablo Affonso

     

    Buenas, tenia unas consultas sobre la fracturacion hidráulica ya que tengo que exponer sobre este tema en la universidad. Desde ya agradezco este medio para sacar dudas. Eso es todo, de nuevo muchas gracias y espero su respuesta.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Pablo. Muchas gracias por su contacto. Son varias preguntas, que contestaré por separado.

     

    1 - ¿En su sección "Sabias que", cuentan que el principal productor de metano es la ganadería. Quisiera saber por qué dicen esto y de qué valores de producción de metano estaríamos hablando, tanto de fracturación hidráulica como de ganadería, y si estos valores son locales o internacionales?

     

    El dato de la ganadería como principal productor de metano antropogénico (es decir, el que genera el hombre) proviene del informe “La gandería amenaza al medio ambiente”, publicado por la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura (FAO), en 2006 (www.fao.org/newsroom/ES/news/2006/1000448/index.html).

     

    El informe “Global Anthropogenic Emissions of non CO2 Greenhouse gases”, de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA – www.epa.gov/climatechange/economics/international.html) , también asigna mayores emisiones a la “fermentación entérica” (29%) que a la industria del gas y petróleo (20%), aunque si se suman el manejo del estiércol y el resto de las actividades relacionadas con la agricultura, la brecha se agranda mucho más.

     

    Fuera de este ranking, en 2011 la Universidad de Cornell publicó un informe en el que alertaba sobre que las fugas de metano durante la vida útil de un pozo ascendían a entre el 3,6% y el 7,9%, muy lejos de los estimado por la EPA, que se ubica en el 1,6%. Pero el estudio de Cornell ha sido refutado por otros numerosos trabajos, por errores de medición e interpretación. Uno de los más recientes fue llevado a cabo por la Environmental Defense Fund (EDF), ONG ambientalista con más de 700.000 miembros en todo el mundo. Se trata de una serie de 16 estudios, en coordinación con 90 universidades, que abarcó el análisis de 489 pozos de shale gas, ubicados en 190 locaciones de Estados Unidos. Los resultados se publicaron en la prestigiosa revista científica “Proceedings of the National Academy of Sciences” (www.pnas.org/content/early/2013/09/10/1304880110). Allí puede leerse que la mayoría de las locaciones contaban con equipamiento para reducir las emisiones furtivas de metano en un 99 por ciento.

     

    2 - ¿Qué posibilidades hay de que la mezcla que se inyecta a miles de metros "migre" hacia capas superiores donde se encuentran las aguas subterráneas?

     

    Las posibilidades son nulas. La formación Vaca Muerta, en Neuquén, aparece a diferentes profundidades (en algunos lugares, de hecho, aflora), pero para la industria sólo interesan los sectores en donde se ubica por debajo de los 2000 metros. Los acuíferos de agua dulce no superan los 300 a 400 metros de profundidad. Por lo tanto, como mínimo, la separación nunca es menor a los 1500 metros. Hay que tener en cuenta que las fisuras durante la fracturación hidráulica tienden a crecer hacia los costados, entre 100 y 200 metros, y hacia la superficie unos 40 o 50 metros (se han medido excepcionalmente picos de 80 metros), muy lejos de los acuíferos. Este kilómetro y medio de roca sólida, que funciona de separador, contiene numerosas formaciones arcillosas impermeables. Tanto en Estados Unidos –con más de 80.000 pozos a formaciones shale- como en la Argentina, no existen antecedentes documentados de contacto entre estas formaciones y acuíferos someros de aguas dulces.

     

    3 - Qué contaminación del aire puede producirse producto de la evaporación, proveniente de las piletas donde se alojan las aguas residuales? ¿Algunos de los químicos utilizados podrían evaporarse e impregnar el aire?

     

    En los yacimientos de Argentina están prohibidas –y, de hecho, ya no se utilizan- las piletas de evaporación, como se usaban hace décadas atrás. Las locaciones son secas y todos los líquidos y fluidos se trabajan en ductos y tanques confinados y sellados. Por lo tanto, las posibilidades de que algo así ocurra son inexistentes.

  • Ing. Carlos Galvalizi

     

    Considero que tu respuesta a Norbeto Soto es dsinformante. "Shale" es el nombre técnico inglés que se da a las rocas arcillosas de fractura laminar. El término para definir al petróleo y al gas alojados en ellas es "Shale oil" y "shale gas". Para designar a las formaciones con contenido de petróleo y gas se debe decir "Oil shale" y "gas shale" respectivamente. Existen depósitos de hidrocarburos solidificados, debido a que algún fenómeno los expuso o acercó a la intemperie, que en español conocemos como esquistos bituminosos. El hidrocarburo encerrado en los alvéolos de las rocas se designa como kerógeno. En la Argentina tenemos un depósito así en San Juan, a 4.000 msnm. Los depósitos como Vaca Muerta están a profundidades tales que la enorme presión comprimió la roca y no permite salir al hidrocarburo que, al contrario del caso esquistos, se aloja en los intersticios de los gránulos. Por eso se debe aplicar el fracking, para "reventar" la roca comprimida y así permitir que el hidrocarburo se libere y fluya. Pero esto ocurre con radios de efectividad reducidos, por lo que son necesarios gran número de pozos con relativamente corta vida útil.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    ¡Muchas gracias, ingeniero Galvalizi, por su valioso aporte! Desde luego, usted tiene razón. Para hablar con absoluta propiedad, "shale" hace referencia a un tipo de roca, que es la que usted describe. Sin embargo, este sitio está dirigido a personas no especializadas, y su misión fundamental es la divulgación. En el ámbito de la comunicación, con el término "shale" hoy se suele hacer referencia también al recurso que se obtiene de esa roca, en forma genérica. No es nuestra intención desinformar, sino todo lo contrario, pero a partir de herramientas cercanas a quien no está familiarizado con esta industria, y de ahí este tipo de "licencias". De todas maneras, atentos a su observación, intentaremos en adelante ser más específicos. Gracias una vez más y cordiales saludos.
  • Gabriel Moreno

     

    Hola, soy estudiante de ingeniería en petróleo de la Universidad Nacional de Cuyo y quería preguntarles a qué presión es inyectada a la formación la mezcla fracturadora. Les agradezco que me dejen algún link o libros con los que pueda seguir investigando sobre este tema. Muchas gracias!

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    ¡Hola Gabriel! Muchas gracias por el contacto. Cuando se realiza una fractura hidráulica en una formación shale, como Vaca Muerta, se utiliza una presión de unas 11.000 libras por pulgada cuadrada (PSI) a la altura de la formación. Para darte una idea, un automóvil común lleva en sus cubiertas unas 30 PSI de presión. En cuanto a los links y los materiales de lectura, lamentablemente son pocos los sitios de internet y las publicaciones que ofrecen información científico técnica referida al fracking y los hidrocarburos de reservorios no convencionales. Podés bajar de esta misma página "El ABC de los hidrocarburos en reservorios no convencionales", en formato PDF, en forma gratuita. Y está a tu disposición la biblioteca del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, en Buenos Aires, especializada en hidrocarburos, cuyo catálogo está online en el sitio del Instututo (www.iapg.org.ar). De todas maneras, por cualquier otra pregunta específica podés dirigirte cuantas veces quieras a esta misma sección. ¡Saludos!

  • Julián Besio

     

    Hola, soy estudiante de Ing. Eléctrica próximo a recibirse y estoy convencido de hacer mi carrera profesional en el gas y petróleo y siento una especial atracción por el desarrollo del shale. Quisiera saber si ustedes saben o tienen información sobre cursos, charlas, posgrados o especializaciones en no convencionales o cualquier tema relacionado a la explotación para que me pueda ir interiorizando en el tema y no esperar a que una empresa me contrate y me capacite. Realmente, creo que las posibilidades de que alguien me de una oportunidad sin tener experiencia son mínimas. Por eso tengo ganas de empezar por mi cuenta a capacitarme.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    Hola Julián. Gracias por su contacto. El consejo es, primero, seguir algún posgrado en ingeniería en petróleo como los que dictan, por ejemplo, la UBA y el ITBA. También le recomendamos ingresar en nuestra página matriz del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (http://www.iapg.org.ar/web_iapg/) Allí encontrará información sobre cursos, congresos y otras actividades, en las que, cada vez más, aparece la temática de los no convencionales. ¡Mucha suerte!
  • Carlos Alberto Rizzi

     

    Soy productor arenero. Oportunamente hice analizar arenas de mi producción en la Universidad Nacional de Cuyo, y el resultado es que es apta para uso petrolero. Me interesa recibir toda información posible sobre el tema.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    Estimado Carlos: gracias por el contacto. Podemos recomendarle estos dos artículos de la revista Petrotecnia, en los que se toca este tema específicamente. http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena1.pdf y http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena2.pdf
  • Norberto Soto

     

    El shale en la Argentina, ¿qué es?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Hola Norberto. Muchas gracias por su contacto. Su pregunta es verdaderamente amplia. Lo importante es que al decir “shale” nos estamos refiriendo a hidrocarburos (petróleo y gas) que se alojan bajo la superficie, pero en formaciones distintas a las que tradicionalmente se explotan. Esto quiere decir que el petróleo y el gas son los mismos que los de siempre. Lo que cambia es el tipo de roca en el que se encuentran almacenados. Los hidrocarburos “convencionales”, que se explotan en la Argentina desde hace más de un siglo, se encuentran en formaciones porosas y permeables (algo así como una gran esponja).

     

    El “shale”, en cambio, hace referencia al petróleo y al gas alojados en formaciones de esquistos y lutitas, muy poco porosas y prácticamente impermeables. Quienes trabajan en la industria de los hidrocarburos saben desde hace décadas del potencial del “shale”. Sin embargo, hasta hace un tiempo no existía la tecnología para extraerlos ni tampoco cerraba la ecuación económica para hacerlo. Hace varias décadas, en Estados Unidos comenzó a experimentarse la posibilidad de extraer los cuantiosos recursos “shale”. Para eso, se echó mano a una antigua técnica que se utilizaba para mejorar la permeabilidad de los reservorios convencionales: la estimulación hidráulica, también conocida como fractura hidráulica o “fracking”, que nació en 1947, y en la Argentina se usa regularmente desde 1959 (de hecho, hoy y desde hace bastante tiempo, buena parte de nuestro gas y nuestro petróleo se obtiene con ayuda del “fracking”). La idea era testear si con el “fracking”, probadamente eficiente para mejorar la obtención de recursos convencionales, era posible extraer el gas y el petróleo atrapados en las formaciones shale. La técnica dio buenos resultados, y desde mediados de los años 90 comenzó la explotación comercial en los Estados Unidos. Allí, los recursos “shale” son el centro de una verdadera revolución energética y económica.

     

    En nuestro país existen abundantes recursos shale. De hecho, las estimaciones dicen que la Argentina se encuentra en el segundo lugar en el mundo en recursos técnicamente recuperables de shale gas, y cuarta en shale oil (petróleo de esquisto). Desde hace un par de años varias empresas están dando los primeros pasos para explotarlos. De cumplirse con las previsiones y expectativas al respecto, estos recursos shale podrían ayudar a solucionar la creciente crisis energética y, además, generar un fuerte impacto positivo en la economía del país y de sus habitantes, en especial por la cadena de valor que suele motorizar la explotación de este tipo de recurso, a todos los niveles de la industria y los servicios, como prueba ampliamente el caso norteamericano.

  • Noldi Morel

     

    Necesito saber cómo se hacen la resina epoxi y sus aditivos para arena que se usan en los pozos petroleros para su fractura, dentro del pozo.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    Hola Noldi. Gracias por su contacto. Su pregunta es demasiado técnica para este sitio, dado que nuestra intención es dirigirnos a la comunidad general para evacuar y responder sus dudas. Sin embargo, a modo general, le podemos contar que se utilizan diferentes resinas para recubrir los granos de los agentes de sostén. La mayoría de ellas son fenólicas. Algunas son precuradas y otras son curables. O sea, las primeras no tendrán ninguna alteración una vez bombeadas y las segundas terminarán de fraguar en la formación, permitiendo que los granos de agente de sostén queden pegados entre sí. Otro factor importante para definir la resina a utilizar es la temperatura a la cual será sometida en la formación. La resina es una película muy fina (del orden de los micrones) sobre el grano y es parte del grano. En consecuencia, queda entrapada en la fractura junto con el grano y no vuelve a superficie. Una vez fraguada es inerte. Esperamos haber satisfecho sus dudas.
  • RODOLFO CONRADO CAMARGO

     

    ¿Para cuantos años hay de reserva en los yacimientos de NQN de este gas y petroleo?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    Estimado Conrado: gracias por su consulta. Imaginamos que se refiere a los recursos técnicamente recuperables de hidrocarburos no convencionales (los de la formación Vaca Muerta, entre ellos) que posee la provincia de Neuquén. Es muy difícil arriesgar un período de tiempo, dado que estimar un “tiempo” implica tener en cuenta el recurso, pero también el nivel de consumo. A modo de ejemplo, para el shale gas, la formación Vaca Muerta (vale aclarar que, aunque mayoritariamente en Neuquén, también abarca algo de Mendoza, Río Negro y La Pampa) tiene un estimado de 308 TCF (billones de pies cúbicos) de gas. Para la formación Los Molles, también en el subsuelo neuquino, el estimado de shale gas es de 275 TCF. En conjunto, entre las dos formaciones habría unos 583 TCF. El consumo anual de gas en la Argentina es de 1,4 TCF aproximadamente. Una cuenta simple, entonces, daría unos 416 años de consumo de gas para la Argentina, sólo con las formaciones de shale gas que se encuentran en Neuquén (hay otras formaciones de shale en la Argentina; por ejemplo, en la zona de Comodoro Rivadavia, en Salta y en la Cuenca Fueguina, entre otras). Sin embargo, es necesario tener en cuenta dos cosas. Primero, que lo estimado para las formaciones Vaca Muerta y Los Molles son “recursos técnicamente recuperables” y no reservas probadas; es decir, no existe la certeza total de que exista tal recurso, sino la presunción. Tampoco que, de existir, la totalidad del recurso resulte económicamente viable de explotar. El segundo factor a tener en cuenta es la evolución del consumo. Sabemos lo que se consume hoy, pero no las próximas décadas (habrá más población y, seguramente, mayor actividad económica que impactarán en la demanda de un modo hoy incierto). De ahí la complejidad a la hora de responder su pregunta. De lo que puede estar seguro es de que se trata de recursos muy importantes.
  • Elisa -

     

    Hola. Le escribo desde Cinco Saltos, Río Negro. Aquí usted dice que el fracking provoca temblores 100.000 veces menores que los perceptibles por los humanos. Pero los ingleses prohibieron el fracking justamente porque produce terremotos. ¿Qué puede decir de eso?

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     
    Hola Elisa. Gracias por contactarnos. No existe hoy en Gran Bretaña prohibición a la técnica de estimulación hidráulica (fracking) ni tampoco moratoria alguna. La confusión se relaciona con que, en efecto, las operaciones se detuvieron durante algunos meses, entre mayo de 2011 y abril de 2012 a la espera de una serie de estudios, tras dos leves temblores sospechados de estar relacionados con el fracking, aunque ya se han reanudado. La historia es la siguiente: en mayo de 2011, la ocurrencia de dos pequeños sismos en la zona de Lancashire –de 2,3 puntos y 1,5 punto respectivamente, en la escala de Richter, imperceptibles para los humanos y sin consecuencia alguna- hizo que la empresa operadora, Cuadrilla, detuviera la actividad por precaución. Un informe del Servicio de Geología de Gran Bretaña y de la Universidad de Keele, que concluyó en abril de 2012, determinó que la estimulación hidráulica era una práctica segura, y tras una serie de recomendaciones adicionales para disminuir el riesgo eventual de sismicidad inducida, las operaciones se reanudaron (el propio Servicio de Geología informa que la eventual actividad sísmica relacionada con el fracking es aún menor que la producían las minas de carbón en los años 50 y 60). Por lo tanto, no rige moratoria alguna en Gran Bretaña y en la actualidad se opera sin inconvenientes. Como dato adicional, en Gran Bretaña se utiliza la técnica del fracking en pozos convencionales desde los años 80. Más información, en el sitio del gobierno británico (en inglés): https://www.gov.uk/oil-and-gas-onshore-exploration-and-production#resumption-of-shale-gas-exploration
  • Nestor Riffer

     

    Buenos días, quería hacer la siguiente consulta: Desde que se inician las operaciones de extracción por el método Shale en Vaca Muerta ¿Cuanto tiempo puede pasar hasta que el producto final (combustible o gas) llegue al ciudadano común?, Muchas Gracias, Néstor.

     

    RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE

     

    Estimado Néstor. Por empezar, no existe un "método shale" para extraer hidrocarburos no convencionales. En todo caso, podemos hablar de estimulación hidráulica, comúnmente llamada "fracking", que permite extraer el gas y el petróleo de rocas muy compactas -las llamamos "shale"- de escasa o nula permeabilidad.

     

    Una vez que los hidrocarburos son extraídos, el tiempo de llegada al usuario como producto final es muy variable. Todo depende del sitio de extracción, del transporte, y del tratamiento que requiere eventualmente el gas o el petróleo (del crudo, por ejemplo, se obtienen productos tan variados como las naftas, el gasoil, el combustible para los aviones y los precursores petroquímicos para plásticos y aerosoles, entre muchos otros). Es difícil, por lo tanto, hablar de un tiempo concreto, a modo general, es posible estimarlo en días.

 
¿Sabías que...?
El riego se lleva el 55% del agua del río Neuquén, en la Cuenca Neuquina, mientras que el shale le demandará menos del 1%