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Shale & Recursos No Convencionales

La Agencia Internacional de Energía (IEA) en su informe “World Energy Outlook 2010” sostuvo que la producción de crudo convencional alcanzó el máximo en 2006 con 70 mb/d. Esto se comprobó en los años posteriores: 67,9 Mb/d en 2009, 69,3 Mb/d en 2010 y 68,8 Mb/d en 20011.
 
Hoy, el mundo consume alrededor de 90 Mb/d, la diferencia entre el consumo total y la producción de petróleo convencional es cubierta por el llamado petróleo no convencional en sus distintas variantes.
 

El Shale, su importancia y sus potencialidades 

Desde el punto de vista geológico, shale es la denominación inglesa de la roca de esquisto. La misma es una formación sedimentaria de baja permeabilidad y porosidad que se encuentra en el subsuelo terrestre y que contiene importantes cantidades de gas y petróleo, pero que debido precisamente a estas propiedades geofísicas, los hidrocarburos quedan alojados en la formación sin posibilidad de migrar y formar yacimientos convencionales. Por eso a estas formaciones se las conoce también como rocas generadoras o roca madre.
El shale  es un subtipo de las formaciones tight. Dentro de las formaciones tight también podemos encontrar  otros compuestos rocosos de los que se obtienen recursos como el tight oil y tight gas y el oil shale. Aunque frecuentemente se utilizan los términos shale y tight como sinónimos, tight refiere a todas las formaciones de baja permeabilidad y porosidad que contienen  hidrocarburos, y shale refiere a un tipo de formación específica que reúne tales características. 
 
Los recursos que  se encuentran atrapados en las formaciones tight y shale, se conocen desde hace muchos años a nivel mundial y también en nuestro país. En EE.UU., por ejemplo, se conocen desde 1913. Después de varios años de investigación para encontrar la tecnología adecuada para extraer estos recursos, en la cual tuvo participación activa el gobierno norteamericano, hace veinte años comenzaron a explotarse en algunas formaciones de EE.UU. El boom del shale oil comenzó en 2004 en Bakken, seguido en 2011 por Eagle Ford.
La tecnología desarrollada y utilizada actualmente se conoce como fracking o  fractura hidráulica. Este método consiste en inyectar fluidos de agua y  algunos agentes químicos a alta presión, conjuntamente con la realización de pozos de perforación horizontal y la aplicación de sistemas de sostén (arena) con el propósito de ampliar las fracturas existentes en las formaciones y permitir que los hidrocarburos atrapados en ella fluyan hacia la superficie.
Desde el punto de vista económico, hay que tener en cuenta que si bien estas formaciones tienen gran cantidad de hidrocarburos, estos no se encuentran distribuidos homogéneamente en la roca generadora, y sólo una pequeña proporción de la formación puede llegar a ser económicamente rentable con los precios actuales. Los pozos en estas formaciones son muy productivos al comienzo, pero tienen una declinación muy rápida llegando al 50% en el primer año y estabilizándose en el 10% de la producción inicial en el tercer o cuarto año.
Desde el punto de vista político, las agencias de EE.UU., país que desde hace varias décadas intenta disminuir su dependencia del petróleo importado, ha publicado informes muy optimistas sobre las potencialidades del tight oil que lo ubicarían como primer productor mundial de petróleo en pocos años, desplazando a Arabia Saudita, y recuperando su autoabastecimiento en pocos años.
Esta prospectiva no es compartida por investigadores independientes, como Jean Laherrere de ASPO Francia. La Agencia Internacional de Energía, también pone en duda algunas de las conclusiones de la EIA. Si bien confirma que la producción de “Light tight oil” en EE.UU. está cambiando el mapa petrolero mundial, también reconoce que esta situación no se mantendrá por mucho tiempo ya que la producción de tight oil llegará a un máximo y luego comenzará a declinar. La AIE calcula que para 2025, nuevamente Arabia Saudita y los países del Golfo volverán a controlar el comercio petrolero mundial, exportando su petróleo a China, India, Corea y Japón.
Desde el punto de vista operativo, la duda es si el boom del shale gas en EE.UU. puede ser replicable en otros países. EE.UU. tiene características muy particulares. Es el único país donde el dueño del suelo es el propietario también del subsuelo y de los recursos que allí se encuentren. Tiene una industria petrolera muy desarrollada (en EE.UU. existen más de 20 mil empresas petroleras, 45 mil yacimientos y 500 mil pozos productivos (de los más de 2 millones que se han perforado) y más de 500 mil pozos productivos de gas) , el conocimiento necesario, la infraestructura adecuada, el agua necesaria, los recursos humanos y la información geológica muy precisa.
Son pocos los países que cumplen con estas condiciones para desarrollar sus recursos del shale. Por ejemplo, ni Polonia ni Ucrania tienen una industria petrolera importante. China quiere desarrollar también sus recursos de shale, pero estos se encuentran en una zona muy seca del país, con lo cual es un problema para utilizar la fractura hidráulica. Gran Bretaña tiene problemas políticos para el desarrollo de sus recursos y Sudáfrica no tiene casi ninguna de las condiciones necesarias.
En este sentido, Argentina está muy bien posicionada, porque cumple con muchas de las condiciones y se posiciona como el país con más potencial para lograr un desarrollo del shale similar a los EE.UU. Hay mucho shale gas en el mundo, pero en casi ningún lugar está tan accesible como en EE.UU. y Argentina.
El desarrollo del shale fue posible por varias razones como el aumento de los precios internacionales del crudo y el gas en EE.UU. en 2008, que lo volvieron rentable, junto a la investigación y el desarrollo de tecnologías específicas para realizar las perforaciones y extraer los recursos. 
Allí, su utilización ha logrado frenar el declive de la producción nacional y el agotamiento de sus reservas al aumentar un 40 % su producción de gas, luego de más de veinte años de desarrollo. No obstante el shale debe enfrentar el problema de los rendimientos decrecientes. Los pozos presentan tasas de agotamiento elevadas. Por ejemplo, la tasa media de agotamiento de los pozos en la Formación Bakken (el más grande en los EE.UU.) es del 69% en el primer año y 94% en los primeros cinco años según informa el Post Carbon Institute. Esta característica distintiva del shale hace que sea necesario perforar reiteradamente para compensar la disminución de la producción, lo cual resulta en altos costos operativos. 
El desarrollo de los recursos del shale ha generado polémica en distintos países por los daños ambientales colaterales que estas actividades podrían ocasionar. Su explotación es motivo de preocupación y debate público en los distintos lugares donde se quiere avanzar en su desarrollo.  
 
El informe realizado en 2013 por la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA) sobre los recursos técnicamente recuperables de shale gas y shale oil en el mundo,  relevó 137 formaciones de esquisto en 41 países. Cabe destacar que incluye a tres países de la OPEP (Venezuela ,Argelia y Libia) pero deja de lado los del golfo pérsico. El informe concluyó en las siguientes cifras:
 
 

Principales países con recursos de Shale gas técnicamente recuperables
 

En el cuadro podemos observar en primer lugar la importancia que tiene el desarrollo del Shale en el futuro energético mundial, esto se debe a que las reservas de Shale gas son mayores incluso que las de gas convencional.

Analizando cada país en particular se destaca que Argentina es el que más aumentaría sus reservas, aumentándolas aproximadamente 70 veces con respecto a sus reservas de gas convencional. El desarrollo del shale permitiría recuperar el autoabastecimiento de gas en el país, con grandes posibilidades de ampliar su producción y volcarlas al mercado regional.
 
 
 

Principales países con recursos de Shale oil técnicamente recuperables
 

El caso del petróleo nos presenta un escenario muy diferente al de gas. Esto se debe a que si bien el Shale oil permitirá aumentar las reservas mundiales lo hará en alrededor de un 23,5%, lo cual es una cantidad para nada despreciable, pero que no podrá sustituir  a las reservas de petróleo convencional.

En el caso argentino el desarrollo de este hidrocarburo si tiene una importancia sustancial, el shale oil permitirá al país multiplicar sus reservas por diez.
 
 

Shale en Argentina
 

La matriz energética primaria argentina tiene una fuerte dependencia del gas natural. Alrededor del 50% de los recursos energéticos que se emplean en el país provienen del gas, que se utilizan fundamentalmente para la generación de energía eléctrica. El 60% de la generación eléctrica en nuestro país se obtiene a partir de centrales que utilizan gas como combustible.

Ante el crecimiento sostenido de su economía en los últimos diez años presenta una demanda creciente de energía, fundamentalmente gas, que por cuestiones históricas políticas y geológicas no está en condiciones de producir de modo convencional. 
Los costos de las importaciones de energía generan desbalances en las cuentas del Estado, que  hacia el año 2013 incluyen un gasto de alrededor de diez mil millones de dólares anuales en importación. Estas cifras provocan desequilibrio en una economía cuyo aparato productivo y de servicios necesita de combustible más accesible. 
El desarrollo de los recursos no convencionales permitirá aumentar las reservas y la producción de gas y petróleo, recursos que han alcanzado sus picos de producción en 2006 y 1998 respectivamente. La decisión política que ha tomado el país al apostar por la explotación de los recursos no convencionales del shale está directamente vinculada a esta necesidad que tiene de lograr una mayor producción de hidrocarburos y  sustituir la importación de gas.   
Argentina  tiene una de las reservas más grandes del mundo en recursos de shale, tanto en gas como en petróleo. La EIA da cuenta que Argentina posee 802 bcf de recursos técnicamente recuperables de gas y 27 billones de barriles técnicamente recuperables de petróleo, que se encuentran distribuidos en las cuencas Neuquina, Austral Magallanes , Golfo San Jorge, y Paraná, tal como indica el siguiente cuadro:  
 

Recursos técnicamente recuperables de shale gas y shale oil en Argentina

La principal formación shale en Argentina y una de las más promisorias del mundo es Vaca Muerta. Ubicada en la provincia del Neuquén, la formación cuenta con una superficie de 30.000 km2 y tiene la particularidad de poseer cuatro propiedades geológicas que la distinguen como  única en el mundo: importante cantidad de Carbón Orgánico Total (TOC), alta presión, buena permeabilidad y gran espesor. 
La formación tiene entre  60 y 520 mts de espesor, lo que permite en algunos casos el uso de perforación vertical, con lo que se reduce significativamente los costos de extracción y mejora la viabilidad económica para la extracción de estos recursos. A su vez, a diferencia de lo que ocurre con otras formaciones de shale en el mundo, se encuentra alejada de centros urbanos, lo que facilita las operaciones. Otra característica es que se encuentra a una profundidad mayor a los 2.500 metros, alejada de los acuíferos de agua dulce, lo cual disminuye significativamente  los riesgos que los hidrocarburos y las sustancias utilizadas en la fractura hidráulica lleguen a estos acuiferos. Además, en esta región existe una importante actividad de producción de gas y petróleo convencional, por lo que se cuenta con buena parte de la infraestructura necesaria para el desarrollo del shale.