Hidrocarburos no convencionales (II)

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Tierra y Tecnología nº 42 | Texto | Juan García Portero, geólogo. Colegiado nº 573 del ICOG, responsable de exploración en la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi (SHESA) | La segunda parte de este artículo (aquí parte I) se centra en la descripción del método auxiliar habitualmente empleado en la extracción de hidrocarburos no convencionales (especialmente en la producción de shale gas, shale oil y tight gas), la denominada fracturación hidráulica (hydraulic fracturing o fracking). Es una técnica que se utiliza para fracturar la roca reservorio no convencional con objeto de crear permeabilidad artificial que permita aumentar los volúmenes de hidrocarburos que puedan fluir al pozo desde el almacén no convencional. Por su propia naturaleza, estos tipos de reservorios presentan valores de permeabilidad muy bajos. Se describen los aspectos básicos de esta técnica y se analizan determinados tópicos que con respecto al uso de la fracturación hidráulica están creando una cierta polémica en los medios de comunicación y en algunos sectores de la sociedad.

Conceptos básicos, historia, potencialidad y situación actual

Las rocas compactas (tight) y las rocas generadoras (oil shale y gas shale) que contienen hidrocarburos son reservorios no convencionales. Estas rocas almacén no convencionales, que albergan hidrocarburos no convencionales, se caracterizan por poseer valores de permeabilidad muy bajos, menores que 0’1mD (miliDarcy).

Valores de permeabilidad tan pequeños no permiten que, una vez que se perfora el reservorio, fluyan volúmenes importantes de hidrocarburo de la roca almacén al pozo. En consecuencia, las recuperaciones por pozo en este tipo de reservorios estarían condenadas a ser siempre, o casi siempre, sub-económicas, a menos que, de alguna forma, se aumenten los valores de permeabilidad de la roca reservorio. Esto se consigue estimulando, fracturando artificialmente la roca: es el proceso conocido como fracturación hidráulica, hydraulic fracturing o fracking. Se aumenta la permeabilidad de la roca, se permite que fluyan al pozo parte de los hidrocarburos en ella contenidos, incrementando así los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse.

El proceso de perforación y de fracturación hidráulica de un pozo para exploración-producción de hidrocarburos

El proceso de fracturación hidráulica es completamente independiente del de perforación del pozo, y necesariamente posterior. La fracturación hidráulica se realiza siempre una vez que el pozo está ya terminado y completado.

Con objeto de entender cómo se realizan ambos procesos, lo mejor, lo más didáctico, es describir cada uno de ellos por separado, en orden cronológico, tal y como acontecen en la exploración-producción de hidrocarburos no convencionales.

En cualquier caso, el lector debe tener presente que existen otras formas de diseñar, construir y fracturar (estimular) un pozo para exploración-explotación de hidrocarburos. La que se resume a continuación puede considerarse una manera habitual de proceder. Asimismo, debe tenerse en cuenta que los procesos de perforación y de fracturación conllevan otras muchas operaciones no descritas en el presente artículo.

Perforación

Normalmente, los objetivos para exploración-producción de hidrocarburos, tanto los convencionales como los no convencionales, se encuentran mucho más profundos que los acuíferos que contienen aguas meteóricas (suelen ser relativamente someros) o incluso se encuentran en columnas estratigráficas donde no hay acuíferos.

Los acuíferos explotables, ya sea para consumo humano, regadío, etc., contienen aguas meteóricas, aguas dulces, y están en conexión con la superficie, lo que posibilita su recarga.

Los hidrocarburos se encuentran habitualmente albergados en rocas que no tienen conexión con la superficie, lo que permite que en ellas se hayan podido preservar tanto el agua de formación como los posibles hidrocarburos generados y/o almacenados durante su evolución geológica (véase figura 1A). Si las rocas que contienen los hidrocarburos estuvieran conectadas con la superficie, a poca que fuese su permeabilidad, los hidrocarburos escaparían y los que permaneciesen serían alterados, oxidados y biodegradados por la acción microbiana. En la mencionada figura se esquematiza esta disposición teórica, pero ciertamente habitual, antes del comienzo de una perforación. Las profundidades anotadas son meramente orientativas y evidentemente pueden variar en márgenes amplios, pero igualmente responden a una situación que puede considerarse frecuente en la realidad. La mayor parte de los objetivos que hoy en día se exploran para hidrocarburos se sitúan a profundidades mayores de 3.000 m; el establecer el contacto entre las aguas meteóricas y las aguas connatas a unos 1.000 m es también una situación perfectamente factible.

Comienza el proceso de perforación con objeto de alcanzar el reservorio. En la perforación de pozos para exploración-producción de hidrocarburos, ya sean convencionales o no convencionales, siempre se aíslan los niveles superiores mediante la instalación de una o varias secciones de entubados (casings; el superior se denomina casing de superficie, el siguiente casing intermedio) y cementando el espacio anular, el espacio entre la roca perforada y la tubería (véase figura 1B). Los diámetros de perforación y de entubación que se indican en estas figuras representan solamente una posible opción. Se puede construir un pozo utilizando otros diámetros menores, si el objetivo estuviese más somero, o mayores, si fuese necesario emplear más fases en la perforación del pozo. En cualquier caso, si la perforación de una fase se realiza con el diámetro indicado en las figuras, el diámetro que corresponde a su entubación suele ser también el anotado en ellas.

En el caso de existir un acuífero en la columna a perforar, se dedica una fase o sección de perforación y entubado-cementación exclusivamente para proteger el acuífero. Desde ese momento, antes de continuar la perforación, el acuífero se encontrará ya protegido por un lecho de cemento y una tubería (véase figura 1C). No siempre es necesario realizar esta operación puesto que hay situaciones, columnas de pozos, en las que no se atraviesa ningún acuífero de entidad.

Después de haber atravesado y aislado el acuífero, se continúa la perforación hasta llegar cerca del techo del reservorio, del objetivo exploratorio. Se puede emplear una o dos fases de perforación, dependiendo de la distancia que haya que salvar desde la base de la anterior entubación hasta la profundidad que se desee alcanzar: si es muy grande o el pozo presenta algún problema de perforación, será necesario emplear dos fases; si no es grande y/o la perforación discurre sin problemas, se puede alcanzar el techo del reservorio utilizando una sola fase. En la figura 1D se ha representado el caso en el que es necesario emplear dos fases de perforación, y dos entubaciones-cementaciones, para alcanzar el techo del reservorio.

Se entuba(n) y cementa(n) esta(s) nueva(s) fase(s), quedando así, antes de perforar el objetivo, toda la columna perforada aislada del pozo (véase figura 1D). Obsérvese que, en caso de haber empleado una sola fase para perforar desde la base del acuífero al techo del reservorio, el acuífero estaría protegido ya por dos capas de cemento y dos tuberías; mientras que en el caso de haber empleado dos fases para perforar desde la base del acuífero al techo del reservorio, el acuífero estaría entonces protegido por tres capas de cemento y tres tuberías; es el caso representado en la mencionada figura 1D. Una vez realizadas todas estas operaciones, se está en disposición de perforar el reservorio, la roca almacén que contiene los hidrocarburos, sin que dicha operación afecte, ni sea afectada, por la columna de materiales previamente perforada.

Después de haber perforado la parte del pozo donde se encuentra la formación reservorio, se entuba y se cementa. La operación suele realizarse utilizando una tubería colgada de revestimiento (liner de producción) y cementando el espacio anular, espacio entre la pared de la formación productora y el liner, desde el fondo del pozo hasta el colgador (liner hanger). Desde el colgador hasta la superficie se instala una tubería de producción (production casing) cuyo espacio anular, espacio entre la anterior tubería de revestimiento y la propia tubería de producción se llena normalmente de una salmuera estable y densa (véase figura 1E). El interior del pozo queda igualmente colmatado de agua y salmuera.

Así, toda la columna perforada, incluida la zona de la que luego se producirá, queda completamente sellada, totalmente aislada, del pozo creado; en algunos tramos, los más superficiales, por hasta tres tuberías y tres cuerpos de cemento. En el tramo más profundo, generalmente donde se localiza el almacén a explotar, normalmente con una tubería de revestimiento y una cementación.

A lo largo del proceso de perforación, y una vez finalizado éste, se emplean herramientas específicas para comprobar la idoneidad de los trabajos de entubación y cementación, la estanqueidad del pozo y, en general, la integridad de todos los elementos empleados. El conocimiento y los medios técnicos disponibles hoy en día hacen que este tipo de operaciones sean rutinarias y obligatorias en todos los programas de trabajo. La buena praxis en la realización de estas operaciones garantiza taxativamente que no se pueda producir contaminación desde el pozo a los acuíferos y/o a cualquier otro nivel cortado en el sondeo, ni por los fluidos de perforación, ni por los fluidos de fracturación, ni por los hidrocarburos que se produzcan.

Si el pozo es positivo, desde que termina la perforación hasta que empieza la producción (pueden pasar años), queda así entubado y cementado en “abandono temporal”, con el resto de los elementos de seguridad necesarios instalados; el pozo estará perfectamente sellado. Si el pozo es negativo, se abandona definitivamente, añadiéndole una serie de tapones de cemento, de unos 100 m de potencia cada uno.

Cuando se está listo para comenzar la explotación del reservorio, en un yacimiento convencional, basta con perforar el liner de producción y el cemento. Esto se hace usando pequeñas cargas explosivas que agujerean la tubería y el cemento. Las cargas se bajan por el interior del pozo y se disparan usando un cañón específicamente diseñado para estas operaciones. En cada disparo se utilizan normalmente 2-3 kg de explosivo, repartidos entre todas las cargas. En un yacimiento convencional, el hidrocarburo (gas y/o petróleo) fluirá libremente a través de las perforaciones (suelen tener diámetros de 2 o 3 cm). Sólo a través de las perforaciones, el resto del pozo queda perpetuamente aislado de las formaciones geológicas (véase figura 1F).

Estimulación mediante fracturación hidráulica

En un yacimiento no convencional, se perfora igualmente el liner de producción y el cemento (utilizando el mismo tipo de cargas explosivas, la misma tecnología), pero antes de producir hay que estimular (fracturar) la formación reservorio porque el gas (el hidrocarburo en general), debido a los bajos o muy bajos valores de permeabilidad de la roca almacén, no sería capaz de fluir por sí mismo en volúmenes suficientes para hacer rentable su extracción.

La fracturación hidráulica se realiza inyectando un fluido a presión (véase figura 1G). La presión a la que se inyecta el fluido deberá ser mayor que la presión de rotura de la formación para que el fluido consiga romper, crear microfracturas, en la roca. Se volverá sobre este aspecto en el siguiente epígrafe.

Una vez estimulada (fracturada) la roca almacén, la forma de producir es similar a la de un yacimiento convencional. El hidrocarburo fluye solamente a través de las perforaciones, el resto del pozo permanece completamente aislado de las formaciones geológicas.

La fracturación hidráulica o ‘fracking’

 Antecedentes y consideraciones previas

Como primer acercamiento al concepto de fracturación hidráulica o fracking conviene aclarar que, aunque pudiera resultar novedoso para muchas personas, incluidos técnicos en ciencias de la Tierra, es una técnica utilizada en todo el mundo desde hace varias décadas, fundamentalmente en pozos para exploración-producción de hidrocarburos.

La primera referencia histórica al empleo de la fracturación hidráulica con objeto de mejorar la producción de hidrocarburos en un pozo data del año 1946; tuvo lugar en el campo Hugoton, Kansas, EEUU.

tyt42frack02No obstante, es verdad que el proceso se ha desarrollado espectacularmente desde principios de los años ochenta del pasado siglo, a partir de su empleo específico y masivo en la producción de hidrocarburos no convencionales en los Estados Unidos.

A fecha de hoy, se estima que la técnica ha sido empleada ya en más de un millón de pozos para producción de hidrocarburos, más de cien en Europa en los últimos diez años. Cada año, se realizan unas 35.000 operaciones de fracking en todo el mundo; de momento, la mayor parte de ellas, en los Estados Unidos y Canadá.

El volumen de gas no convencional producido hasta la actualidad utilizando la técnica de fracturación hidráulica alcanza los 600 TCF (trillones de pies cúbicos, en sentido anglosajón, nuestros billones; considere el lector que 1TCF equivale a unos 28.300 MNm3, millones de normal metros cúbicos). La cifra anterior representa, teniendo en cuenta que el consumo anual de gas en España ronda los 1,2 TCF, el consumo español de unos 500 años. Un volumen muy considerable que aumenta año tras año.

En consecuencia, no es una técnica desconocida o novedosa, ni muchísimo menos. Es un proceso habitual en la exploración-producción de hidrocarburos, si bien es verdad que: 1) hasta la fecha, su empleo ha estado casi restringido a los Estados Unidos y Canadá, 2) al igual que muchos otros procedimientos industriales, en los últimos quince o veinte años está experimentando una evolución vertiginosa en cuanto al propio proceso, a los materiales que se utilizan, a la maquinaria empleada, los procedimientos de seguridad, etc.

Concepto

tyt42frack03Tan sencillo como crear fracturas, en realidad, lo que se generan son microfracturas en las rocas que contienen los hidrocarburos no convencionales (almacenes no convencionales: rocas que presentan siempre valores de permeabilidad y porosidad muy bajos). Esto se consigue mediante la inyección de un fluido a presión algo mayor que la presión de rotura de la formación.

Objeto

Crear permeabilidad artificial en la roca con el fin de que los hidrocarburos contenidos consigan fluir, en mayor volumen que antes de realizar la fracturación, de la roca almacén al pozo.

 Resultado

Extensión lateral de las microfracturas ya existentes y/o creación de otras nuevas. La red de microfracturas creadas se atenúa a cortas distancias. Suelen tener extensiones del orden de 300 m, tal vez 500 m, a lo largo de los planos de estratificación, y alturas que rondan los 100-300 m, perpendicular a los planos de estratificación. Normalmente no más allá de esas magnitudes.

Esta limitación en la extensión lateral de las microfracturas creadas y/o reabiertas tiene una consecuencia importante puesto que esas distancias marcan el límite externo del volumen de roca al cual se ha conseguido aumentar sus valores de permeabilidad en esa operación de fracking. Bien analizado, tiene en realidad dos implicaciones:

  • Una claramente negativa: la explotación integral del reservorio necesitará repetir la operación cuantas veces sea necesaria para aumentar la permeabilidad y poder drenar todo el volumen rocoso del almacén no convencional.
  • Otra positiva: si las microfracturas no se extienden más allá de unos pocos centenares de metros, 300 m-500 m como máximo, será imposible que el fluido que se inyecte pueda alcanzar otras formaciones geológicas que se encuentren a mayores distancias.

Se volverá sobre estos aspectos más adelante.

La extensión de las fracturas creadas se “visualiza”, se cartografía, usando geófonos muy sensibles, normalmente emplazados en pozos cercanos, no más distantes de 500 a 1.600 m del pozo en el que se realiza el fracking. Esto es debido a que la señal sísmica producida en el proceso de rotura de la roca es muy débil para poder captarse a mayores distancias, casi nunca en la superficie, a menos que la operación de fracturación hidráulica no sea profunda; normalmente es profunda o muy profunda. Los microsismos generados en la fracturación de la roca se registran en tiempo real, pudiéndose controlar y ajustar así el proceso de fracking durante su realización. La representación genera imágenes 3D en donde quedan definidas las fracturas abiertas y su extensión.

El lector puede encontrar una excelente descripción sobre las características de las microfracturas originadas mediante fracturación hidráulica, los factores que controlan su apertura y extensión y otros aspectos de interés en Fisher y Warpinski (2012).

Referencias

Existe ya una amplia bibliografía sobre el empleo de la fracturación hidráulica en la exploración-producción de hidrocarburos no convencionales. El listado de referencias es, en efecto, muy extenso, pero sobre todo es heterogéneo en cuanto a enfoques, aspectos tratados, fines y contenidos. Como una primera, pero veraz y precisa aproximación a la historia de la fracturación hidráulica, a la técnica en sí misma, al empleo de productos químicos, a la forma de proteger los acuíferos, a la legislación de diferentes estados de EE.UU. (el país con mayor experiencia en el tema), así como al acceso a una extensa base de datos de más de veintisiete mil pozos en los que allí se ha realizado fracking, se recomienda visitar la página web www.fracfocus.org.

Este sitio web está gestionado por dos agencias gubernamentales interestatales de los Estados Unidos: la Ground Water Protection Council (GWPC) (ver www.gwpc.org), que es la agrupación de las agencias estatales norteamericanas encargadas de la protección y la regulación de los recursos de aguas subterráneas, y la Interestate Oil and Gas Compact Commission, ver www.iogcc.state.ok.us, que es una agencia gubernamental norteamericana, de carácter nacional, cuya misión es velar para que la explotación de los hidrocarburos en los Estados Unidos se realice con las máximas garantías de seguridad, de protección de la salud y del me­dioambiente.

En España, las prometedoras expectativas que para hidrocarburos no convencionales presentan algunas de las cuencas geológicas, está atrayendo la atención de un nutrido grupo de empresas exploradoras. Comoquiera que los aspectos relacionados con el empleo de la fracturación hidráulica necesitan de una difusión amplia en la sociedad, realizada de forma rigurosa y con una firme base científica, las principales compañías involucradas en la exploración de hidrocarburos no convencionales han lanzado la Plataforma Shale Gas España (www.shalegasespana.es). En ella, además de las propias compañías, se integran también expertos independientes y académicos especializados en el sector energético. El objetivo de la plataforma es poner a disposición de la sociedad en general información sobre los hidrocarburos no convencionales, en particular sobre el gas no convencional, para responder a las cuestiones que se puedan plantear desde un punto de vista medioambiental, económico, legal, etc. Trata de dar a conocer la moderna e innovadora tecnología en la que se basa la fracturación hidráulica y de promover un diálogo informativo y transparente sobre lo que supondría desarrollar de forma responsable y segura los recursos no convencionales. El lector de este artículo queda amablemente invitado a visitar este foro de encuentro en donde hallará una más amplia información sobre los aspectos aquí tratados y otros relacionados con los hidrocarburos no convencionales.

También puede visitarse el sitio web de la ACIEP, Asociación Española de Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo (www.aciep.es). La información que suministra no se centra exclusivamente en la exploración-producción de hidrocarburos no convencionales, pero contiene interesantes noticias y/o enlaces al respecto.

El proceso de fracturación hidráulica

Tal y como ya se ha comentado, la fractura hidráulica se realiza inyectando por el pozo, mediante bombeo desde la superficie, un fluido a presión. Se trata de que dicho fluido entre en la formación almacén, a través de las perforaciones realizadas en la tubería y en el cemento, su única vía de acceso, y cree microfracturas, rompiendo la roca, o abra fracturillas y/o planos de discontinuidad preexistentes (véase figura 1G).

La presión a la que se inyecte el fluido tendrá que ser tal que, cuando ese fluido alcance la formación reservorio a estimular, sea capaz de fracturar la roca. Tendrá que ser mayor que la presión de rotura de la formación. La presión de rotura es dependiente de muchos factores (profundidad, tipo de roca, etc.) y se determina con anterioridad a la inyección mediante la realización de los correspondientes tests o ensayos. En cualquier caso, suele implicar presiones de bombeo importantes por lo que normalmente es necesario conectar y hacer funcionar simultáneamente un cierto número de bombas, unidades montadas sobre camiones, en el emplazamiento del pozo.

El fluido suele ser agua prácticamente en el 99,5% de su volumen, con algunos aditivos. Los volúmenes de agua a emplear, a inyectar, varían de unas formaciones a otras y, fundamentalmente, en función del espesor del tramo a estimular. El lector puede considerar que para fracturar un intervalo (stage) de unos 100 m de potencia el volumen de agua necesario puede alcanzar los 3.100 m3. Normalmente, el proceso de inyección es rápido, se suele tardar solamente unas cuantas horas (del orden de cinco) en inyectar un volumen de fluido de fracturación como el mencionado.

Parte del fluido inyectado se recupera; este flujo de retorno se denomina flowback. Fluye a la superficie cuando comienza la producción del yacimiento, normalmente junto con el hidrocarburo y el agua de formación (si la hubiere) contenidos en el reservorio. Los porcentajes de fluido que se recupera son muy variables, muy dependientes de una formación a otra, y pueden oscilar entre el 11% y el 50%, o incluso superior en algunos casos.

Algunos de los productos químicos que componen los aditivos quedan absorbidos en la formación rocosa, principalmente en la fracción lutítica rica en materia orgánica.

En la figura 1G se ha esquematizado la fracturación de una formación reservorio que se estimula de una sola vez. Esto suele ser habitual si la potencia de esa formación es pequeña, digamos menor de un centenar de metros.

Si la potencia fuese grande, o si el pozo discurriese a lo largo de una cierta distancia paralelo al techo y muro de la formación (véase figura 5), lo normal es realizar el proceso de fracturación en varias etapas, procediéndose entonces de la forma representada en la figura 2. En esta figura se ha ilustrado la fracturación de una formación almacén en cinco etapas de fracking sucesivas, cada una de ellas puede tener 100 m de espesor, o una cifra similar, entiéndase a modo orientativo. Se comienza fracturando el intervalo inferior, perforándolo con las cargas explosivas ya mencionadas e inyectando el volumen de fluido necesario; una vez finalizada la fracturación, se aísla el intervalo colocando un tapón sellador (plug) que impide que los fluidos que la formación pudiera aportar al pozo fluyan hacia la superficie. A continuación se fractura el intervalo siguiente, procediendo de idéntica forma y aislándolo igualmente de la porción superior del pozo instalando otro tapón, similar al anterior (véase figura 2). Así, uno por uno hasta finalizar la estimulación de todas las etapas previstas. En el presente ejemplo son cinco, pero pudieran ser más. El tramo superior queda igualmente sellado hacia arriba, hasta el momento en que se desee poner en producción, lo mismo ocurría si éste fuese el único intervalo fracturado (véase figura 1G). El sondeo estaría estimulado pero todavía no podrían fluir hidrocarburos hasta la superficie puesto que los fluidos aportados por la formación al pozo estarían confinados por los diferentes tapones instalados. Cuando todo esté listo para comenzar la producción, o las pruebas de producción previas a la explotación comercial del yacimiento, basta con perforar los tapones y dejar que el hidrocarburo fluya.

Gama de aditivos empleados

Los aditivos se emplean con objeto de que los trabajos de estimulación (fracturación) resulten lo más efectivos posible en su finalidad de aumentar la permeabilidad de la roca, y mantenerla por encima de sus valores iniciales.

Se utilizan siempre en muy bajas proporciones y en números muy reducidos, pocos, muy pocos de ellos en cada pozo, contrariamente a lo que habitualmente se pregona desde determinados foros. Su uso varía de unas formaciones, tipos de rocas, a otras. Genéricamente los que más ampliamente suelen emplearse son:

  • Ácido clorhídrico.
  • Bactericida.
  • Reductor de la fricción.

El ácido clorhídrico es similar al que se emplea en pozos para agua con objeto de aumentar su permeabilidad. En las operaciones de fracking se utiliza como agente limpiador del pozo: para eliminar posibles residuos de carbonato generados durante la perforación e impedir la precipitación de óxidos de hierro. La concentración suele ser del 15% y, siguiendo con el ejemplo dado que utiliza 3.100 m3 de agua, el volumen de ácido a añadir puede oscilar entre 5 y 6 m3.

tyt42frack04El bactericida es biodegradable y tiene por objeto impedir que se desarrollen colonias de bacterias que obturen conductos, en la formación geológica y/o en las instalaciones del pozo. Además, impide que pueda generarse H2S debido a la reducción bacteriana de sulfatos. Habitualmente se emplea el mismo tipo de productos que en agricultura, en donde se utilizan para evitar la obstrucción, por colonias de bacterias, de las tuberías de regadío. Puede sustituirse, y se está sustituyendo, por luz ultravioleta: antes de inyectarse, se hace pasar el agua por una fuente de rayos ultravioleta, eliminando así las bacterias que contenga. Es un proceso rápido y limpio que también se utiliza actualmente para potabilización del agua, en entornos urbanos. En caso de usarse bactericida, para un volumen de 3.100 m3 de agua a inyectar, la cantidad de este aditivo será de 1,5 m3 aproximadamente.

El reductor de fricción tiene como finalidad disminuir las pérdidas de carga producidas por la fricción del agua (que se bombea desde la superficie) con los elementos del pozo: tuberías, perforaciones en la tubería y en el cemento, y con la propia formación geológica. Puede utilizarse sulfato amónico, empleado en agricultura como fertilizante, o un destilado ligero de petróleo. Para un volumen de de 3.100 m3 de agua bombeada en una operación de fracking, el volumen de reductor a emplear puede variar desde 0,5 m3 a 2 m3.

Para determinadas formaciones, en función de sus composiciones químicas y/o mineralógicas y/o propiedades petrofísicas, puede resultar necesario añadir algún aditivo más, siempre en proporciones muy bajas con respecto al volumen de agua al que se adicionan. En total, en casos particulares, puede alcanzarse la cantidad de diez o doce aditivos.

Todos los aditivos que se emplean en las operaciones de fracking, en cualquier país occidental, en cualquier país de nuestro entorno geopolítico, se encuentran definidos, regulados y autorizado su uso por las correspondientes administraciones nacionales. En Europa, los productos que se utilicen deberán estar registrados en el Reglamento REACH (CE) nº 1907/2006 (Registro, Evaluación, Autorización y Restricción de sustancias químicas), que es el marco reglamentario de gestión de las sustancias químicas, y utilizarse de acuerdo a las normativas existentes. Se garantiza así que sólo se empleen productos que no afecten negativamente a la salud humana y al medioambiente. De hecho, la mayor parte de los productos químicos utilizados hoy en día en operaciones de fracking se emplean también como aditivos en agricultura, cosméticos, industria de los alimentos, etc.

Tal y como se recalca en varios puntos de este artículo, uno de los aspectos más destacables de la fracturación hidráulica es el frenético proceso de I+D+i que está experimentando. Conlleva una constante innovación y una espectacular mejora continuada en la eficiencia del método y en la reducción de su afección medioambiental. En lo relativo al empleo de aditivos, se tiende a la utilización de productos que alcancen la categoría de food standard, productos que se empleen igualmente en la industria de los alimentos, obviamente si ningún problema para la salud de las personas. Muy posiblemente, no será necesario que pasen muchos años hasta que se consiga este objetivo.

Adicionalmente se inyecta también arena de sílice o un producto similar. Puede ser arena de cantera, granos de cuarzo, aunque hoy en día también se emplea arena sintética, de material cerámico. Los granos, siempre con tamaños milimétricos, se inyectan en las microfracturas creadas-abiertas en el proceso de fracking y evitan que estas se cierren una vez cesa el bombeo. Se añaden después de haber inyectado el agua a presión. El tamaño de grano, redondez y demás características de la arena a usar depende del tipo de roca. Para un intervalo de 100 m de potencia a estimular (inyectando unos 3.100 m3 de agua), la cifra de 23 toneladas de arena a emplear es más o menos habitual.

Aspectos a debate en relación con el empleo de la fracturación hidráulica

A lo largo de los últimos meses, se han venido registrando algunas noticias y/o comentarios en los medios de comunicación acerca de lo que se afirma son consecuencias indeseables de la puesta en práctica de este método de estimulación. En el tratamiento de algunas de estas noticias, o en opiniones que al respecto se vierten, hay afirmaciones que rozan lo catastrófico y, si se consideran los mensajes que desde algunas organizaciones y/o particulares se trasmiten al respecto, la gradación en los calificativos alcanza holgadamente la categoría de lo apocalíptico.

Todo ello hace que el debate, y quizás incluso el interés real de la sociedad, esté abierto. Sin embargo, queda modularlo y dotarlo de la coherencia y veracidad que el tema, que cualquier tema, especialmente si es complejo y altamente especializado como éste, requiere.

Los efectos supuestamente nocivos en relación con la fracturación hidráulica, y sobre los que habitualmente se incide, pueden agruparse en las siguientes categorías:

  • Necesidad de grandes volúmenes de agua.
  • Tratamiento de los residuos en el fluido recuperado (flowback), presencia de contaminantes en dicho fluido.
  • Contaminación de acuíferos.
  • Sismicidad inducida.
  • Emisión de gases de efecto invernadero.
  • Huella superficial.

Por el volumen de reservas y por la distribución geográfica de esas reservas, los recursos de hidrocarburos no convencionales, especialmente el gas, pueden estar llamados a jugar un papel capital en el futuro energético de la humanidad. Evidentemente, si la extracción de hidrocarburos no convencionales supusiese un riesgo para la salud de las personas y/o para el medio, dicho papel estaría seriamente cuestionado. Por ello, es de capital importancia tener la absoluta certeza de que los aspectos mencionados, o cualquier otro que pueda surgir en relación con la producción de los recursos no convencionales, no representen ningún peligro para la salud humana, ni para el medio ambiente. Veamos cuál es el conocimiento y la situación a fecha de hoy.

El tratamiento en profundidad de cada uno de los mencionados puntos requeriría como mínimo la extensión de este artículo, seguramente mucho más. No obstante, en las siguientes páginas se exponen los aspectos más relevantes de cada uno de estos temas, aportando una visión realista basada en la amplia experiencia que la técnica de fracturación hidráulica ya posee. Adicionalmente, se remite al lector a otras fuentes seleccionadas en donde puede encontrar una más amplia, y científicamente probada, información al respecto.

Necesidades de grandes volúmenes de agua

La fracturación hidráulica emplea volúmenes relativamente importantes de agua. Muchas industrias también: la generación de energía, los regadíos en agricultura, el abastecimiento humano, el uso urbano. En la producción de hidrocarburos no convencionales con uso de fracturación hidráulica, este aspecto es un factor relevante, que debe ser tenido en cuenta, analizando en cada caso la disponibilidad de agua. Merece la pena comentar y poner las cifras en su contexto.

La fracturación hidráulica de un intervalo de unos 100 m de potencia puede requerir de unos 3.100 m3 de agua. Muchas formaciones geológicas, reservorios no convencionales, que se fracturan pueden tener ese rango de potencia, incluso menores. Comoquiera que para la explotación del recurso no convencional se necesita repetir el proceso, desde el mismo emplazamiento, y desde otros, varias veces en la zona, el requerimiento final de agua es elevado. Conviene aclarar que cada operación de fracking, cada vez que se emplean esos 3.100 m3 de agua, puede estar separada de la anterior y de la siguiente, días y/o semanas, por lo que la acumulación de dicho volumen puede realizarse a lo largo de un cierto tiempo, implicando entonces caudales relativamente modestos. Adicionalmente, tal y como ya se ha mencionado, siempre hay un fluido de retorno (flowback) que se trata y suele ser posible reutilizar en otras próximas operaciones de fracking, lo que permite ahorrar un cierto volumen de agua. En consecuencia, el requerimiento no es tan alto; en realidad puede calificarse de relativamente bajo, o al menos asumible en muchas zonas, si se compara con bastantes otras actividades humanas. También es bajo por unidad de energía producida, en comparación con otros sistemas de generación de energía, de producción agrícola, etc.

Aún así, disponer de estos volúmenes esporádicos de agua, aunque repetidos en el tiempo, puede ser un problema en algunas zonas de algunos países, sin duda. Pero a ningún lector de este artículo se le escapará que si la explotación de un recurso no convencional en una zona estuviera condicionada por la disponibilidad de agua, muchas otras actividades humanas, ya sean industriales, agrícolas, o incluso el propio suministro para consumo de cualquier asentamiento humano de mediano tamaño, estarían también seriamente limitadas y/o excluidas. Téngase en cuenta que, en nuestro entorno socio económico, el consumo de agua por habitante y día ronda los 130 litros; no se incluye en la cifra el consuno industrial, ni el agrícola, ni el riego de jardines, por citar algunos.

tyt42frack05Este aspecto puede ser puesto en adecuada perspectiva de una forma mucho más precisa si se analiza la incidencia del volumen de agua utilizado en la industria extractiva en relación con el volumen total de agua consumido en un país. La figura 3, tomada y modificada de www.frackfocus.org, muestra esa comparación para el caso de los Estados Unidos. En USGS (2009) puede encontrarse información adicional al respecto. Obsérvese que en los Estados Unidos, con una muy importante industria minera y donde cada año se perforan miles de pozos y fracturan decenas de miles de etapas (stages) para exploración y/o explotación de hidrocarburos, el consumo de agua del conjunto de la industria minera más el de la explotación de hidrocarburos alcanza el 1% del consumo total, solamente el 1%.

En España hay años en los que no se perfora ni un sólo pozo y, tomando la media de los diez últimos años, concretamente de 2000 a 2010, se obtiene la raquítica cifra de 2,1 pozos/año (Minetur, 2011). Por muchas operaciones de fracking que pudieran realizarse en un futuro en nuestro país, nunca igualaríamos el volumen de la industria en Estados Unidos, con lo que el consumo de agua a emplear en similares operaciones quedaría, a buen seguro, muy por debajo del mencionado porcentaje.

Finalmente, la reducción del volumen total de agua necesaria a utilizar en el proceso de fracturación hidráulica y la maximización en la reutilización del agua del flowback son dos de las prioridades de los trabajos de I+D+i en curso. En un futuro próximo depararán, con toda certeza, una disminución en los volúmenes de agua necesarios en las operaciones de fracking.

Tratamiento de residuos en el fluido recuperado (flowback), presencia de contaminantes en dicho fluido

Tal y como se ha comentado, en las operaciones de fracturación hidráulica se recupera un flujo de retorno que se denomina flowback, constituido por restos del fluido inyectado, partículas sólidas de la roca reservorio, mezclado con hidrocarburos del yacimiento e incluso con agua de formación que pudiera acompañar a los hidrocarburos en el reservorio. Es obvio que, tanto el volumen como la composición del fluido de retorno, varían ampliamente de unas formaciones geológicas a otras.

Aunque el volumen del flowback suele ser un porcentaje relativamente pequeño del volumen total inyectado, es un subproducto que hay que gestionar de forma correcta. El tratamiento más adecuado de este flujo de retorno dependerá de cada situación, del volumen que retorne y de su composición.

En algunos foros se enfatiza la peligrosidad del proceso de fracking alegando que el flowback contendrá sustancias contaminantes, metales pesados, e incluso minerales radioactivos. Difícilmente podrá quedar contaminado en ese tipo de elementos químicos si la formación reservorio no los contiene en proporciones elevadas. Los almacenes no convencionales que se tratan con fracturación hidráulica suelen ser:

  • Reservorios tight, compactos, sin apenas porosidad, normalmente areniscas silíceas, a veces calizas. Suelen ser litologías más o menos puras, las areniscas habitualmente con cementos silíceos, que difícilmente podrán aportar metales contaminantes.
  • Carbones (CBM), similar comentario; en cualquier caso, el fluido de retorno puede tener una composición muy parecida a las aguas que se encuentren asociadas a las explotaciones mineras y/o escombreras de carbón; sin dificultades especiales en su tratamiento.
  • Gas shales, lutitas, limolitas y/o margas ricas en materia orgánica, normalmente con contenidos muy bajos en metales pesados y/o ra­dioactivos.

En cualquier caso, es un aspecto fácilmente detectable con una analítica estándar, tanto de la roca como del fluido de retorno. Y, en general, fácilmente tratable.

Entre las muchas formaciones geológicas de las cuales se producen hidrocarburos no convencionales usando la fracturación hidráulica, hay uno o dos ejemplos que contienen minerales radioactivos en proporciones anómalas. Estos ejemplos se están tratando de extrapolar como la situación habitual, cuando en realidad no lo es. La mayor parte de las formaciones reservorio no convencionales presentan valores naturales muy bajos, en el rango de trazas, en este tipo de elementos metálicos, por lo que no pueden producir contaminación en el fluido de retorno.

En cualquier caso, la presencia de este flujo de retorno representa un inconveniente obvio, pero también puede encerrar una oportunidad, dependiendo de los casos. En cuanto a la tecnología necesaria para el tratamiento-purificación de este fluido de retorno es similar a la empleada con las aguas residuales de muchas industrias y/o de entornos urbanos. En muchos casos, posiblemente constituya un mayor reto tecnológico el tratamiento de aguas de desecho de algunos procesos industriales que el obtenido en el flowback del fracking.

Posiblemente, la diferencia mayor, que implica una evidente dificultad, estriba en el hecho que las operaciones de fracturación hidráulica se realizan, por lo general, en lugares más o menos remotos y que, además, van desplazándose de emplazamiento en emplazamiento. Los mayores avances innovadores en relación con el tratamiento de las aguas de retorno en las operaciones de fracturación hidráulica residen:

  • La adaptación de los equipos a plataformas móviles que se desplazan a los lugares donde se producen las operaciones.
  • La capacidad para tratar grandes caudales con dichas unidades móviles (Greenberg, 2012).

En las explotaciones intensivas de los campos no convencionales, normalmente el agua se trata y se reinyecta en las próximas operaciones de fracking, disminuyendo así el volumen total de agua que es necesario tomar de los ríos, fuentes, acuíferos, etc. En estos casos, se suelen construir sistemas centralizados de almacenamiento de agua (en donde se acumula tanto la que proviene del tratamiento del flowback como la que pueda obtenerse de otras fuentes de suministro) y de canalizaciones, tuberías de distribución, que reducen significativamente el posible tráfico asociado a su transporte.

En pozos de investigación, aislados en el tiempo, que no tienen una continuidad, otra opción es el tratamiento, siempre en gestor autorizado, como ocurre con las aguas residuales de muchos otros procesos industriales y, en caso de alcanzarse los estándares de pureza requeridos en las correspondientes legislaciones, puede optarse por su vertido a la red fluvial.

Al igual que ocurre con otros muchos aspectos relacionados con la fracturación hidráulica, la mejora en los procesos es continua. En un futuro más o menos cercano se podrá reinyectar, previo tratamiento, el cien por cien del volumen del fluido de retorno (actualmente el porcentaje se mueve entre el 60% y el 80%).

Contaminación de acuíferos

La contaminación de un acuífero por los aditivos que se utilicen en una operación de fracking es un hecho alta, altísimamente improbable. Prácticamente es imposible que se produzca en una operación bien desarrollada. Es por ello que, después de cientos de miles de operaciones de fracking, no hay ningún caso reportado, ninguno probado.

Sin embargo, el temor a que se produzca dicha contaminación ha sido extensamente usado como argumento por las personas y/o grupos que se oponen al empleo de la fracturación hidráulica. Tanto fue usado que, en el año 2008, el estado de Nueva York, a través del State Department of Environmental Conservation, comenzó la realización de un extenso estudio ti­tulado:

Supplemental Generic Environmental Impact Statement

On the Oil, Gas and Solution Mining Regulatory Program

Well Permit Issuance for Horizontal Drilling

And High-Volume Hydraulic Fracturing to Develop the Marcellus Shale and Other

Low-Permeability Gas Reservoirs.

Adicionalmente, en el año 2010, el gobernador del estado decidió establecer una moratoria a aplicar a los trabajos de fracturación hidráulica hasta que finalizase el mencionado estudio. Hay que aclarar que en el subsuelo de ese estado se sitúa parte de la formación geológica denominada Marcellus shale (Devónico, fundamentalmente lutítica), uno de los objetivos tipo gas shale más extensos, recientemente abordados, prolíficos y prometedores de todo Estados Unidos.

tyt42frack06Esta moratoria ha sido ampliamente mencionada y exhibida por colectivos opuestos al empleo del fracking, posiblemente en la creencia de que dicha moratoria acabaría implicando una prohibición del empleo de la técnica en el estado de Nueva York. La realidad, sin embargo, posiblemente no vaya por ahí.

Un borrador corregido de lo que será el informe final (SGEIS, 2011) está ya disponible para el público en general, en la página web de dicho departamento del estado de Nueva York (www.dec.ny.gov/energy). El estudio es exhaustivo, con participación de diversas administraciones medioambientales de los Estados Unidos y consultorías especializadas. La conclusión con respecto a la posible contaminación de acuíferos en operaciones de fracking es contundente (ver epígrafe 6.1.4.2 del estudio, en su página 6-41), en donde queda reportado que todas las administraciones americanas a cargo de la regulación de este tipo de trabajos han testificado que no se han producido casos de contaminación de aguas subterráneas debidos a operaciones de fracturación hidráulica.

En ocasiones se utiliza el argumento de que la contaminación se puede producir por la canalización del fluido de fracturación a lo largo de fracturas, preexistentes o creadas en el propio proceso, que pongan en contacto el reservorio con un acuífero. A menos que el reservorio y el acuífero se encuentren muy cercanos (“muy cercanos” significa aquí menos de trescientos metros), el proceso es prácticamente imposible. Para empezar, no pueden existir fallas que conecten un reservorio de hidrocarburos con la superficie, o con una formación permeable que esté en conexión con la superficie. Si las hubiera, el hidrocarburo, especialmente si es gas, hubiese migrado a lo largo del tiempo geológico: el supuesto reservorio no albergaría ya ningún hidrocarburo, no tendría ningún interés exploratorio. Esta es la razón por la que los reservorios de hidrocarburos suelen encontrarse profundos, normalmente lejos de la superficie y/o de niveles permeables conectados con la superficie.

tyt42frack07Si el gas, el hidrocarburo en general, se encuentra todavía en la roca almacén es porque no tiene capacidad de migrar, de escapar, debido a que existe una roca sello que se lo impide. Entonces, por la misma razón, tampoco tendrán esa capacidad de migración los fluidos de fracturación que se inyecten, a menos que en el proceso se creen nuevas y mayores vías de escape, con mayor continuidad, mayor extensión, que las existentes. Pero el proceso de fracturación hidráulica no las crea, no genera fracturas de entidad. En Fisher y Warpinski (2012) se concluye, en base al mapeo de las microfracturas generadas en miles de operaciones de fracking, que la longitud de las fracturas puede, a veces, exceder los 1.000 pies (304,8 m), pero la altura suele ser típicamente mucho menor, del orden de decenas o centenares de pies (1 pie = 0,3048 m). La conclusión, después de estudiar miles de operaciones de fracturación hidráulica, es que los acuíferos que estén situados a más de 300 m por encima de la formación a estimular mediante fracturación hidráulica difícilmente podrán verse alcanzados por las microfracturas abiertas en el proceso.

Además, en esta misma publicación se suministran los datos referentes a la altura alcanzada por las fracturas generadas en miles de etapas de fracturación realizadas entre los años 2001 y 2011 en diferentes objetivos tipos gas shale en los Estados Unidos (Barnett, Woodford, Marcellus y Eagle Ford) (véase figura 4). En los gráficos correspondientes a cada formación geológica, las profundidades de las operaciones de fracking quedan representadas en la banda de color rojo que atraviesa la figura. Como se observa, cada reservorio ha sido estimulado a diferentes profundidades, dependiendo de la situación del pozo en el que se realiza la fracturación hidráulica (el lector debe tener en cuenta que cada gráfico integra centenares o miles de procesos de fracking). La extensión vertical de las fracturas abiertas en las diversas fracturaciones hidráulicas se representa en diversos colores (cada color identifica las operaciones de fracking realizadas en un condado, el color es una mera referencia geográfica). Finalmente, las barras azules, siempre por encima, o muy por encima, de las fracturas abiertas, indican la posición de los acuíferos presentes en cada zona. En todos los casos, los puntos que representan las posiciones más altas de las fracturas creadas se sitúan varios miles de pies por debajo del muro de los acuíferos.

La mayor apertura de las fracturas en la vertical se asocia siempre a fallas geológicas preexistentes, que se reabren. En casos aislados, en los más extremos entre los miles estudiados, que se producen siempre a las mayores profundidades, más lejos de los acuíferos, no superan los 500 m de apertura, incluso en los campos intensamente fracturados.

Al respecto, cabe añadir que el New York State Energy Research and Development Authority realizó un concienzudo estudio sobre el tema; los resultados de este trabajo están incluidos en el informe SGEIS, concretamente en su apéndice 11, con conclusiones similares.

No obstante, siempre hay alguna excepción. La excepción se llama Pavillion, una localidad situada en Wyoming, Estados Unidos. Allí la formación geológica denominada Wind River (Eoceno inferior) alberga un campo de gas (el campo de gas Pavillion), con unos 170 pozos perforados en los años cincuenta del siglo XX.

Son pozos muy viejos, mal cementados y algunos de ellos incluso sin entubaciones y/o cementaciones, prácticas que hoy en día son totalmente inaceptables.

La formación reservorio es de naturaleza fluvial, compuesta por cuerpos de areniscas, depósitos de ríos meandriformes, niveles de point bars, alternando con lutitas. El gas se acumula en niveles de areniscas que se acuñan (pinch outs) coincidiendo con la cresta y flancos de una estructura dómica.

En el campo de gas hay también pozos para extracción de agua dulce que llegan a profundidades de 244 m, siendo el acuífero los propios niveles de areniscas de la formación Wind River, los más someros. Los trabajos de fracturación se realizaron a profundidades tan someras como 372 m, muy pocos metros por debajo de los niveles en los cuales se encuentra el agua dulce explotada en los pozos, lo cual es una situación absolutamente inusual.

Aún así, en la zona de Pavillion se reporta que siempre, con anterioridad a que se realizasen los trabajos de fracking, se ha conocido la presencia de gas en los pozos para agua (migración del gas en los reservorios muy someros). Se reporta contaminación a partir de canteras, cortas abiertas en superficie, en las que se acumularon los ripios de los pozos perforados. Esto, hoy en día es una práctica imposible, todas las perforaciones se realizan en condiciones de “vertido cero”, los ripios y demás subproductos se retiran y son tratados por gestor autorizado. Se reporta contaminación a partir de los pozos perforados, debido a la deficiente entubación y/o cementación, o a la falta de ellas. Aunque es una situación completamente inusual, fuera de los estándares actuales en la industria, habitualmente se está utilizando el caso de Pavillion como una generalización de contaminación producida por el empleo de la fracturación hidráulica.

En general, el mayor riesgo, la probabilidad más alta de contaminación de un acuífero, ya sea durante la perforación de un pozo, durante su fracturación o en relación con cualquier otra actividad humana o hecho natural se produce en la superficie. Al respecto debe aclararse que la perforación y fracturación de los pozos para exploración-producción de hidrocarburos se realiza siempre en condiciones de ‘vertido cero’, por lo que resulta una actividad que difícilmente puede producir contaminación.

Sismicidad inducida

El proceso de fracturación hidráulica crea microfracturas y/o reabre otras pre-existentes, planos de estratificación, zonas de debilidad del macizo rocoso, etc. Obviamente, cuando la roca se fractura se producen microdesplazamientos a favor de los planos de fractura. Estos movimientos liberan energía, crean ondas de compresión y de cizalla; es decir, se producen microsismos. Esta microsismicidad es un aspecto ampliamente estudiado hoy en día puesto que el registro de esos eventos es la única forma de representar espacialmente la posición y extensión de las fracturas originadas en el proceso. En la actualidad, este registro se hace en tiempo real, lo que posibilita, además de visualizar su desarrollo, controlar el proceso durante su realización, pudiéndolo detener si fuera preciso.

Se dispone ya de los resultados de seguimiento sísmico de miles de operaciones de fracking en diversos reservorios no convencionales en los Estados Unidos, especialmente en el Barnett Shale (el primero de los que se desarrolló).

El aspecto esencial a considerar es la magnitud de esa microsismicidad generada, y esta suele ser baja o muy baja. La energía liberada se expresa, se mide, en la escala de Richter, la utilizada para catalogar los sismos. En EE.UU. se han registrado ya muchos miles de etapas fracking a lo largo de las últimas décadas, mapeando sus resultados y catalogando la magnitud de los microsismos generados. El rango suele situarse en valores de -3 a -1 (el signo negativo significa que los valores se sitúan por debajo del cero en la escala; esto es posible porque el cero se estableció en función de la sensibilidad de los sismógrafos de los años treinta del siglo pasado, cuando Charles Richter definió su escala, los actuales son bastante más sensibles, con capacidad para registrar eventos de mucha menor magnitud). La rotura de una muestra de roca en una mesa de laboratorio generaría un sismo de magnitud -1,5, lo mismo que el impacto contra el suelo de un contenedor de agua que cayese desde una altura de un metro y medio.

Un sismo no es perceptible por los sentidos de las personas, hasta que alcanza magnitudes del orden de 3 a 3,9, incluso entonces no suelen provocar daños. Los daños empiezan a producirse al llegar a valores de 5 en la mencionada escala.

En la literatura solamente hay un caso en el que un sismo de magnitud 1,5 y otro de magnitud 2,3 se produjeron muy probablemente debido a una operación de fracturación hidráulica. Ocurrió en la primavera del año 2012, en Blackpool (Reino Unido) debido a que parte del fluido de fracturación se inyectó en una falla activa que atravesaba el pozo. Esta no es una situación frecuente puesto que los pozos están aislados de las formaciones geológicas por el cemento y las tuberías y las fracturas que pudieran afectar al reservorio (donde se realiza la inyección) no suelen tener un desarrollo grande, no suelen estar conectadas con la superficie. Éste el único caso entre muchos millares, pero ha tenido una extensa repercusión mediática.

Al respecto, hay que señalar que los sismos con magnitud comprendida entre 2 y 2,9 en la escala Richter generalmente no son perceptibles, quedando enmascarados por el ruido cultural (industrial, urbano, tráfico, etc.), y se producen alrededor de 1.000 de ellos al día en el mundo, por causas naturales.

En cualquier caso, no hay referencias sobre ningún tipo de daños a bienes o personas derivados de la microsismicidad generada en las operaciones de fracturación hidráulica. Los valores de microsismicidad asociados a estas operaciones son notablemente inferiores a los que se originan en otras actividades humanas y/o obras civiles, sobre las que la sociedad, con buen criterio, no alberga ningún tipo de temor.

Emisión de gases de efecto invernadero

Las operaciones de perforación de pozos, fracturación hidráulica y producción de gas no convencional no generan emisiones de gases de efecto invernadero superiores a las que se producen en la explotación de gas convencional. Si se respetan las buenas prácticas de perforación, entubación y cementación (que son similares en la perforación de pozos para hidrocarburos convencionales y no convencionales) no deben producirse emisiones fugitivas de metano. En las pruebas de producción, especialmente si son de larga duración, lo ideal es inyectar el gas directamente a la red de distribución, tanto si se trata de una operación convencional como de una no convencional. En cualquier caso, considerando el ciclo de vida de los diversos combustibles fósiles, el gas natural, lo mismo da que sea convencional que no convencional, es un combustible mucho más limpio, con menores emisiones de gases de efecto invernadero y contaminantes en general, que el resto de los combustibles fósiles (entre un 40% y un 45% menos contaminante que el carbón, y entre un 20% y 30% menos que el petróleo).

Huella superficial

Es significativa y, bien mirado, éste es quizá el mayor problema o inconveniente que plantea la explotación de reservorios no convencionales frente a la producción convencional. La utilización de la fracturación hidráulica como método de exploración-producción de hidrocarburos es solamente parte de este inconveniente. El problema radica en que para explotar un reservorio no convencional es necesario perforar un gran número de pozos; generalmente muchos más que para producir un almacén convencional, con lo que ello conlleva de mayor número de emplazamientos, infraestructuras y tráfico asociado (transporte de maquinaría, transporte de agua, etc.).

La afección superficial es importante durante la perforación-fracturación de los pozos, una vez realizadas ambas operaciones queda muy mitigada.

Cada emplazamiento desde el que se perfora y se estimula un pozo para objetivos no convencionales puede ocupar 1,5 hectáreas aproximadamente. Cuando se perfora un reservorio convencional, en los que no es necesario realizar ninguna operación de fracking, es suficiente con disponer de 1 hectárea, o incluso menos.

Obviamente, todos los emplazamientos quedan perfectamente restaurados a la terminación de los trabajos: si el pozo es negativo, se restaura a su situación inicial, sin rastro de la actividad exploratoria, exactamente igual en una operación para objetivo convencional que en otra para objetivo no convencional. Si el sondeo resulta positivo, ya sea un yacimiento convencional o uno no convencional, es necesario tender un gasoducto enterrado que conecte el pozo con la red; la superficie que se ocupa en el emplazamiento son solamente unos cuantos metros cuadrados.

Tal y como se ha comentado, las microfracturas creadas y/o reabiertas con el proceso de fracking se atenúan a cortas distancias, a pocos centenares de metros de distancia al pozo. Imaginemos una formación reservorio horizontal, si el pozo desde el que se realiza la fracturación hidráulica fuese vertical, perpendicular al techo y al muro de la formación; con una operación de fracking se conseguiría drenar un volumen rocoso similar al de un cilindro de base circular con un radio de unos 300 m, medidos desde el centro del pozo; un volumen muy pequeño de la formación geológica.

Esto implica que la explotación de todo el reservorio necesitaría de la realización de muchos otros pozos, relativamente cercanos, quizá a centenares de metros, a un kilómetro, desde los que repetir la operación y drenar otros volúmenes de roca similares y adyacentes.

En realidad, así se hacía a mediados del siglo XX, cuando la técnica comenzó a ponerse en práctica en los Estados Unidos, pero no ahora. Obviamente, si ésa fuese la única opción, sería una limitación muy importante para la explotación de hidrocarburos no convencionales, si no en todas las zonas, al menos en muchas de ellas.

Desde prácticamente los albores del empleo de la técnica de fracking, las empresas de exploración-producción se dieron cuenta de que la huella superficial sería mucho menor, podría mitigarse en buena medida, y los costes de producción podían reducirse significativamente, si:

  • Se perforasen varios pozos desde un mismo emplazamiento.
  • Cada uno de esos pozos se perforase de modo que, una vez entrado en la formación reservorio, se desviase, discurriendo a partir de ese punto enteramente dentro de la formación almacén.

Muchos de los objetivos de tipo gas shale en los Estados Unidos yacen más o menos horizontales, por lo que perforarlos de la manera descrita equivale a hacer perforaciones realmente horizontales. De la generalización de este hecho deriva la idea o el mensaje ampliamente difundido de que “la mayoría de las operaciones de fracking se realizan actualmente mediante sondeos horizontales”. En realidad, los pozos solamente serán horizontales cuando la formación reservorio sea horizontal.

Perforando de esta forma, es posible drenar un volumen de roca considerable desde un sólo emplazamiento. Para un reservorio horizontal, se puede drenar el volumen rocoso representado en una superficie de entre 5 y 10 km2. A la finalización de los trabajos, el emplazamiento utilizado se restaura.

Esta es la forma habitual de proceder hoy en día, no solamente en operaciones de fracking sino también en trabajos de almacenamiento geológico de gas natural y/o CO2.

Actualmente, en la producción de reservorios no convencionales es habitual el perforar hasta veinte o treinta pozos distintos desde un mismo emplazamiento. Los emboquilles de cada sondeo se sitúan muy cercanos dentro del mismo emplazamiento, la máquina se desplaza solamente unos metros de un pozo a otro (véase figura 5). Cada perforación puede progresar entre 2.000 m y 3.000 m (esta última cifra representa el reto actual) una vez que entra en el reservorio, siguiendo paralelo al techo y muro de la formación, fracturando después toda la parte del pozo que discurre por el almacén no convencional. Supongamos un reservorio horizontal y pasemos todos estos datos a números: se ocupa temporalmente un emplazamiento de 1,5 hectáreas, pongamos 2 hectáreas, y ocupando esa superficie se produce, se drena, el hidrocarburo contenido en un volumen rocoso cuya proyección en planta (proyección en superficie) ocupa una extensión de 500 hectáreas (5 km2) o de 1.000 hectáreas (10 km2). Una hectárea y media o dos hectáreas ocupadas (luego restauradas) frente a 500 o 1.000 drenadas. Hoy en día, la afección superficial no puede considerarse un problema insalvable. Como en otros muchos aspectos de la fracturación hidráulica, el desarrollo técnico, la introducción de nuevas tecnologías está solventando los problemas o inconvenientes que en décadas pasadas pudo tener su puesta en práctica.

Conclusiones del debate

Se han realizado ya en el mundo más de un millón de operaciones de fracking, decenas de miles de ellas perfectamente instrumentalizadas, con sus resultados concienzudamente analizados.

Al respecto, los estudios científicos concluyen que, siempre y cuando la perforación y la fracturación se realicen respetando las buenas praxis de la industria, el uso del fracking no conlleva ningún riesgo para la salud humana, ni para el medio ambiente. Sencillamente, al igual que ocurre en muchas otras actividades industriales, para que resulten inocuas es necesario respetar escrupulosamente unas determinadas normas de actuación.

Lo anterior es ya hoy en día evidente para cualquier técnico que esté medianamente bien informado al respecto. Cabe preguntarse entonces cuál es la razón del airado debate en curso. Pudiera ser que nuestra sociedad altamente desarrollada, inmersa en el mundo de la información, no esté lo suficientemente formada para ser capaz de recabar la información fidedigna sobre este tema y tomar decisiones en base a ella. Pudiera ser que, disfrazados de peligros medioambientales, se estén defendiendo otros objetivos.

Consideraciones finales

Los hidrocarburos no convencionales han irrumpido en el panorama energético mundial y parecen llamados a jugar un papel muy importante en el futuro energético de la humanidad, al menos en las próximas décadas. En las dos entregas de este artículo se ha repasado su historia, su situación actual y su potencialidad futura, que quizá hoy apenas podemos empezar a vislumbrar. Los principales aspectos tratados son:

  • Los hidrocarburos convencionales y los no convencionales son composicional y genéticamente iguales, sólo se diferencian en el tipo de roca reservorio en la que están almacenados y en la forma de producirlos.
  • En los Estados Unidos, país líder en la exploración-explotación de hidrocarburos no convencionales, el 46% de la producción de gas es ya de naturaleza no convencional, con reservas recuperables de gas no convencional para 45 años de consumo (Kuhn y Umbach, 2011).
  • Allí, su explotación mediante fracturación hidráulica, es un proceso perfectamente viable, tanto técnica, como económica y medioambientalmente, con costes de producción equiparables a los del gas convencional.
  • Con el análisis de unas pocas cuencas geológicas en todo el mundo (análisis muy preliminar, geológica y geográficamente muy restringido), en las que no están incluidas las formaciones geológicas de zonas como Rusia, Oriente Medio y otras grandes cuencas geológicas productoras de gas convencional, las reservas extraíbles de gas no convencional han igualado a las de gas convencional.
  • Con estas premisas, parece claro que las reservas de gas no convencional pueden ser enormes. Se percibe además que con una distribución geográfica mucho más equilibrada que las de gas convencional.
  • Las reservas acumuladas de gas convencional más las de gas no convencional ya evaluadas, alcanzan para satisfacer el consumo mundial de los próximos 250 años, a ritmos actuales de consumo. En Europa para más de 60 años, Kuhn y Umbach (2011). Es una buena reserva energética, de un combustible limpio.
  • Aunque el la fracturación hidráulica es una técnica que tiene ya un largo recorrido, en los próximos años va a experimentar, a escala global, una implantación geográfica mucho más generalizada. Su utilización permitirá que, en el futuro, los hidrocarburos no convencionales mantengan una aportación creciente y sostenida a la producción total de hidrocarburos. El gas no convencional representa ya un porcentaje significativo de la producción mundial (el 12%), ese porcentaje va a au­mentar considerablemente en el futuro (el 24% en el año 2035, IEA, 2011) (ver figura 6B), con independencia de que en determinados países o regiones se trate de y/o se consiga retrasar y/o prohibir su uso. Lo van a producir Estados Unidos, Canadá, China (ver figura 6C y 6D), todos, o casi todos los países, que posean esa potencialidad.
  • Si los países que disponiendo de recursos no convencionales decidieran no ponerlos en valor se vieran en la necesidad de comprar el gas en el mercado; parte de dicho gas será no convencional.
  • Las implicaciones económicas y de seguridad energética asociadas a la explotación de los recursos no convencionales son enormes (ver primera parte de este artículo, en T&T 41). Lo son para los países, para muchos de ellos, tanto consumidores, como productores, y/o áreas geopolíticas, que pueden ver alterados sus delicados equilibrios energéticos y/o comerciales. También para las compañías productoras y/o de servicios, que pueden encontrar un nuevo mercado, muy demandante de tecnología, fabricación de materiales y mano de obra.
  • Lo anterior está originando que, en todos los aspectos relacionados con el fracking, se esté viviendo actualmente un proceso de I+D+i frenético, con una constante innovación y una espectacular mejora continuada, tanto en la eficiencia del método como en la reducción de su afección medioambiental. Todo ello conducirá indefectiblemente a que, incluso a corto plazo, en pocos años, se desarrollen nuevos procesos, tecnologías, materiales, productos, nuevas técnicas de perforación-fracturación, etc., que acaben por solventar cualquier duda o prevención razonable que la puesta en práctica del método pudiera haber originado en el pasado.

tyt42frack08Como consecuencia de todo lo anterior, pueden establecerse algunas conclusiones interesantes, que encierran peligros y oportunidades:

  • El relativamente intenso debate que se está suscitando sobre el empleo del fracking quedará, muy probablemente, archivado (quizá como algunos otros) por la mejora del conocimiento y el desarrollo tecnológico.
  • Los países (y también las empresas) que desde el principio, de forma pionera, hayan apostado por la técnica, conseguirán una ventaja competitiva enorme frente a muchos otros, tanto por el valor añadido para sus economías del recurso producido, como por el conocimiento atesorado. Todo ello sin ninguna merma en la calidad ambiental ni en la salud de los habitantes de esos países. Estados Unidos es el perfecto ejemplo de esta envidiable situación.
  • Los países, o áreas geopolíticas, que no pongan en valor sus recursos de hidrocarburos no convencionales, porque no dispongan de ellos, o porque soberanamente decidan no hacerlo, tendrán que comprar los hidrocarburos a los que los produzcan (a menos que ellos mismos sean productores autosuficientes de hidrocarburos convencionales) y una parte significativa de esos hidrocarburos serán, con toda seguridad, no convencionales. Debiera evitarse que Europa se convirtiera en un ejemplo de esta indeseable situación.
  • El gas natural se está erigiendo como la energía de transición hacia las energías del futuro. Fundamentalmente porque es limpia, porque será abundante y porque las que mayoritariamente consumimos (y consumiremos) son más contaminantes (véase figura 6A), tomada y modificada de IEA (2011). Esta figura es un aldabonazo sobre cuál es, y va a seguir siendo, la situación energética mundial, muy dependiente de las energía fósiles más contaminantes (carbón y petróleo) y muy lejos de algunas utopías que, desde ciertos sectores, son presentadas como realidades ya habilitadas o como metas fácilmente alcanzables. Hoy en día, el mix energético mundial es: petróleo, 33%; carbón, 27%; gas natural, 21%; biomasa, 10%; nuclear, 6%; hidroelectricidad, 2% y otras renovables, 1%. La estimación para el año 2035 es: petróleo, 27%; carbón, 22%; gas natural, 25%; biomasa, 12%; nuclear, 7%; hidroelectricidad, 3% y otras renovables, 4%. De momento, no hay otras opciones aceptables, económicamente asumibles o económicamente sostenibles, por utilizar una terminología más de nuestros días. Los países desarrollados seguirán consumiendo energías fósiles para mantener sus estatus económicos, el nivel de vida de sus ciudadanos, nuestro estado de bienestar; los países emergentes, China e India a la cabeza, no renunciarán a usarlas como base de su necesario desarrollo. Y si necesitamos las energías fósiles, lo mejor es que el gas natural reemplace lo más rápidamente posible al carbón (el más contaminante de las energías fósiles) y al petróleo (más contaminante que el gas natural). Aún asumiendo grandes reservas mundiales de gas natural (convencionales más no convencionales), la participación del gas natural en el mix energético mundial no alcanzará a la del carbón hasta el año 2030; al llegar al final del horizonte temporal representado en la figura (año 2035) seguirá siendo menor que la del petróleo. Sin el gas natural no convencional, lo que implicaría menos gas en el mercado y más caro, esa transición y sustitución sucesiva carbón-petróleo-gas natural-futuras energías limpias y bajas en carbono, sería todavía más lenta, mucho más lenta.
  • En definitiva, el gas natural es una oportunidad que la humanidad no debe desaprovechar, realmente necesitamos algo como el gas natural.
  • Lo necesitamos todos, necesitamos gas natural abundante y “barato”, pero el caso de Europa es especialmente significativo, y preocupante. Con elevados índices de dependencia energética externa, puede simbolizar perfectamente la oportunidad que los recursos no convencionales representan, o pueden llegar a representar tras su correcta evaluación, para países y/o áreas geopolíticas que dispongan de este tipo de recursos.
  • Obsérvese la figura 7 (tomada de López, 2011) en donde se muestra, en el numerador, la producción y, en el denominador, el consumo de gas natural (ambas magnitudes en BCM) por grandes áreas geopolíticas. Algunas como Eurasia y África muestran un claro superávit; en general, todas las regiones geopolíticas están más o menos equilibradas en cuanto a producción y consumo de gas natural; todas, menos Europa. El continente europeo necesita importar una gran cantidad del gas natural que consume. Es una situación peligrosa, que además está empeorando, porque una parte importante de nuestra producción (actualmente todo es gas convencional) proviene del mar del Norte, con campos en franco declive. Con producciones cada vez más bajas, consumos estabilizados o en ligera alza, Europa va a necesitar importar cada vez más gas natural y, aunque afortunadamente parece que va a continuar siendo una fuente energética abundante, el coste económico de su adquisición será un pesado lastre para nuestra economía, para nuestra competitividad, y nuestro bienestar; especialmente si el continente europeo se empobrece, aunque sólo sea relativamente, en comparación con otras regiones del mundo demandantes de gas natural, hipótesis nada descabellada. La mejor solución es conseguir el mayor autoabastecimiento energético posible. En cuanto a gas natural convencional, no parece que Europa cuente con grandes potencialidades para el futuro (aunque la investigación continúa y se descubrirán nuevos campos). Pero en gas no convencional, quizá tengamos más opciones (ver primera parte de este artículo), con unas primerísimas estimaciones, que pueden aumentar, con reservas extraíbles para más de 30 años de consumo. Europa no debe desaprovechar esta oportunidad.

Es obvio, que la exploración y la producción de hidrocarburos no convencionales requieren de una planificación detallada de todos los trabajos involucrados en el proceso, así como de la gestión (incluyendo el establecimiento de medidas de seguridad y/o restricciones), y del seguimiento de todas las actividades. Pero en esto tampoco se diferencia sustancialmente de otras muchas actividades industriales y de grandes obras civiles que se realizan interaccionando con el medio.

Los países occidentales están capacitados para realizar una correcta gestión de los recursos no convencionales de hidrocarburos. Todo parece indicar que EE.UU. lo está haciendo; se trata de aprender de esa experiencia, utilizando los aciertos, aprendiendo de los errores. No es una estrategia nueva, la humanidad la conoce bien, la viene poniendo en práctica desde hace muchos siglos; a lo largo de las últimas décadas, desde mediados del siglo XX, a base de realizar elevadas inversiones sostenidas en formación técnica y humana de las personas y en adquisición tecnológica, los países occidentales nos hemos dotado del conocimiento, de los recursos técnicos y de los recursos humanos necesarios. La finalidad de ese esfuerzo histórico, de esas inversiones, tiene que ser el poder abordar, ser capaces de gestionar adecuadamente, situaciones como esta, y otras más complejas que puedan presentarse en infinidad de ámbitos.

tyt42frack09En el caso que nos ocupa, gestionar debiera significar: 1) evaluar adecuadamente la posibilidad de explotar sus recursos de hidrocarburos no convencionales, sin que ello represente afecciones significativas, ni al medio ni a las personas, y 2) en el caso que fuera posible, poner en valor dicha potencialidad.

Finalmente, en el caso de los países europeos y en el caso de España en concreto, que pueden tener potencialidad en hidrocarburos no convencionales, y que son altamente dependientes de fuentes energéticas externas, dicha evaluación deberá contemplar cual es el coste de oportunidad que para ellos represente la no explotación de estos recursos. El no hacer las cosas, ya sea por la aplicación abusiva e indiscriminada de un principio de prudencia mal entendido o por simple renuncia a abordar la evaluación seria y pragmática de las oportunidades y la correspondiente toma de decisiones correctas (que en ocasiones implica evidentes dificultades), tiene también un coste, el coste de oportunidad; en este caso concreto, el coste de no haber puesto en valor los recursos. Para los países que disponiendo de una cierta potencialidad no la desarrollen, posiblemente será un coste muy alto. Se traducirá en pérdida de riqueza, de oportunidades de negocio, de desarrollo industrial, de puestos de trabajo, en aumento de la dependencia energética y en una pérdida de competitividad frente a los países que sean capaces de gestionar más adecuadamente sus posibilidades energéticas. Se traducirá en pobreza, y la pobreza, aunque sea relativa, es la mayor amenaza para la sociedad de bienestar, para el medioambiente y para la libertad.

Sorprendentemente, en muchas ocasiones, o en casi todas, este aspecto capital queda obviado, sencillamente no se trata, ni en el enfoque del tema ni en los razonamientos y argumentaciones sobre los que deben establecerse las decisiones. Cabe preguntarse si como sociedad estamos a la altura de la preparación y del nivel técnico que se nos presupone.

La correcta utilización de esa capacitación técnica y de gestión adquirida con un notable esfuerzo inversor debiera ser la herramienta fundamental a emplear en la evaluación de los objetivos y en la solución de los problemas que a un país se le planteen. La exploración y/o extracción de recursos no convencionales de hidrocarburos puede representar un magnífico ejemplo de la necesidad de utilizar correctamente la capacidad técnica en los procesos de toma de decisiones. Si, consciente o inconscientemente, los procesos de decisión quedan influenciados por otros aspectos, lo más seguro es que las decisiones que se adopten conducirán a políticas de actuaciones poco acertadas.

Para una mejor consecución de ese objetivo, la toma de decisiones correctas, y sin que ello tenga que representar ningún menoscabo en el derecho que cada cual tiene de expresar sus opiniones y de contribuir con aportaciones de valor, sería deseable que el debate migrase a entornos técnicos, como el nuestro y otros directamente implicados en la evaluación y gestión de los recursos naturales, así como a los administrativos, y que se dilucidase en estos ámbitos.

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