Fracking
con dióxido de carbono
Roberto
Ochandio, Septiembre 2016
La
revista Petroquímica (Petroquímica,
2016)
informa que la compañía San Antonio Internacional fracturó otro
pozo no convencional en Aguada del Cajon, Neuquén. La gran novedad
es que esta vez en vez de usar agua se usó dióxido de carbono (CO₂)
para fracturar la formación gasífera. De la mano de San Antonio
Internacional este método llega ahora a la Argentina, siendo
promocionado por esa publicación como el gran invento que
ayudará a preservar el agua y mejorará la extracción cada
vez más difícil de
hidrocarburos.
Pero,
para visualizar mejor el panorama que presenta este nuevo método, es
necesario ahondar un poco en los detalles para entender los riesgos
de fracturar con CO₂.
Descripción
de la fractura hidráulica usando CO₂
En
la fractura hidráulica tradicional se usa agua mezclada con una
multitud de productos químicos más arena como agente de sostén.
Este sirve para mantener abiertas las fracturas y permitir el paso
del gas o petroleo a través de formaciones impermeables que
normalmente impiden dicho flujo.
La
fractura con CO₂ se realiza siguiendo los mismos pasos que durante
la fractura con agua, aunque se usan distintos equipos para comprimir
el CO₂ y mezclarlo con la arena y los necesarios productos
químicos.
Figura
1. Operación de fractura con CO₂.
(Gentileza
FloCO2 Ltd.)
Cuando
se usa CO₂ en vez de agua, el problema es cómo hacer para que el
CO₂ pueda transportar el agente de sostén hasta el fondo del pozo
y dentro de las fracturas. Para solucionar este problema, se lleva al
CO₂ al llamado estado súper crítico de presión y
temperatura (*), lo cual lo convierte en una espuma con
características tanto liquidas como gaseosas. La capacidad de
transportar el agente de sostén depende de la viscosidad del CO₂ y
su capacidad de permanecer en estado súper crítico.
La
limitada experiencia actual indica que las fracturas hechas con CO₂
producen inicialmente más gas o petróleo porque desarrollan una red
de fracturas más extensa y compleja que las hechas con agua. La
bajísima viscosidad del CO₂ permite crear fracturas
tridimensionales con una mayor extensión vertical y a mucha menor
presión, mientras que las fracturas hechas con agua o hidrocarburos
viscosos tienden a generar facturas planares (American
Geophysical Union, 2016).
Problemas
documentados de esta nueva tecnología
Sin
embargo hay un límite a la presión que se pueda hacer durante la
fractura, y ese límite está dado por la necesidad de controlar la
extensión de la fractura. En otras palabras: si bien fracturar con
CO₂ puede resultar en un aumento de la productividad inicial del
pozo, todavía falta una evaluación
más completa de los beneficios o problemas que puedan
resultar de la aplicación de esta técnica.
Hace
solo un par de años General Electric (GE) todavía estaba
desarrollando este método pero lo consideraba en un estado muy
primitivo. En ese momento no se creía que pudiera reemplazar al agua
para las fracturas debido a los desafíos técnicos para conseguir la
viscosidad adecuada del CO₂ y la infraestructura necesaria para
implementarla (Reuters,
2014). Al
mismo tiempo GE fue cautelosa al indicar los probables riesgos
ambientales resultantes de la captura, compresión, transporte y uso
del CO₂ en estas operaciones. Entre estos riesgos se menciona la
imposibilidad de construir tuberías que transporten el CO₂ hasta
cada uno de los pozos para su uso en fractura, indicando que el
transporte de CO₂ requerirá un tránsito mucho mayor de camiones,
con el consiguiente impacto en la red vial, la seguridad de las
personas y el riesgo de pérdidas.
Problemas
después de la fractura
Una
vez completada la fractura le sigue un proceso de purga y venteo para
eliminar subproductos indeseables del gas natural recuperado en
superficie. Si bien el CO₂ se inyecta en estado súper crítico,
después de la fractura el gas natural producido lo empuja a la
superficie llegando no ya en estado súper crítico sino simplemente
en su forma gaseosa normal.
Si
no se lo captura queda librado a la atmósfera durante la purga
posterior a la fractura, y, por ser más liviano que el aire, migra
hacia la atmósfera superior contribuyendo al efecto invernadero. Sin
embargo, capturar el CO₂ en la boca de pozo y separarlo del gas
natural producido por el fracking no es una tarea fácil ni barata
dado que se requieren altas inversiones en equipamiento especial para
separar el CO₂ de los otros gases y luego transportarlo y
almacenarlo en forma segura.
Una
vez capturado al CO₂ se lo puede reusar en otra fractura o se lo
puede inyectar bajo tierra según el procedimiento conocido como
Captura y Almacenamiento de Carbón. La publicación de la
Revista Petroquímica no menciona que se haya capturado el CO₂
resultante de esa fractura, lo cual implica que San Antonio liberó
las 597 toneladas usadas de CO₂ a la atmósfera. Al contribuir a la
liberación de gases de efecto invernadero, este experimento
contradice los esfuerzos que se hacen a escala mundial para detener
el calentamiento global.
Captura
y Almacenamiento de Carbón
Para
almacenar el carbón primero hay que perforar un pozo hasta encontrar
una formación permeable rodeada por dos formaciones impermeables que
impidan escapes del CO₂. Luego se inyecta el dióxido de carbono
llenando las porosidades de las rocas con este gas a gran presión.
Como medida de seguridad se instalan válvulas de control en el pozo
para prevenir posibles escapes del gas hacia la superficie.
Sin
embargo, los pozos usados para almacenar el CO₂ tienen las mismas
limitaciones de todo otro pozo usado en la industria petrolera, es
decir fallas estructurales que impiden una buena aislación de las
formaciones geológicas. Estudios independientes demuestran que las
cementaciones usadas para aislar las cañerías de entubación
desarrollan fallas que permiten el escape del CO₂ o cualquier otro
gas que se quiera almacenar (SINTEF
Petroleum Research, 2013).
Figura
2. Posibles
vías de escape de CO₂
en un pozo entubado. Diagrama cortesía de Celia, M. A. et al, 2004.
Quantitative estimation of CO₂
leakage from geological storage: Analytical models, numerical models,
and data needs.
En
la provincia de Alberta, Canada, existen proyectos para inyectar el
CO₂ en formaciones subterráneas. Los requerimientos para este
proceso implican garantías de que no habrá pérdidas de CO₂ en el
futuro previsible, típicamente 1000 años de sellado inviolable. Un
estudio organizado por la Universidad de Calgary con fondos públicos
y de compañías privadas (Wabamun,
2008)
analiza las condiciones bajo las cuales los pozos inyectores de CO₂
pueden desarrollar pérdidas que impidan cumplir con estas
previsiones (Well Design,
2010). Además de los problemas de diseño y construcción
de los pozos se pone énfasis en dos fallas características comunes
a todos los pozos, tanto productores como inyectores, por efecto del
CO₂: un aumento de la permeabilidad del anillo de cemento y aumento
de la corrosión del acero de las cañerías en presencia de agua. En
otras palabras: no solo es imposible garantizar la estabilidad de los
sellos geológicos que contienen al CO₂, sino que las herramientas
y métodos actuales son incapaces de asegurar la captura indefinida
del CO₂ inyectado.
Desmintiendo
las garantías que divulga la industria petrolera, la publicación
Scientific
American indica
que las zonas aptas para almacenar el CO₂ no
serían las
mismas formaciones productivas sino las que se
encuentran por debajo de formaciones impermeables de esquistos
(Scientific
American, 2012).
Sin embargo, después de múltiples
fracturas hidráulicas a
gran escala estas rocas ya habrán
perdido la impermeabilidad original y por lo tanto no podrán
garantizar el sello efectivo de los depósitos de CO₂. En otras
palabras, la fractura hidráulica y el almacenamiento de CO₂ en la
misma zona no son compatibles.
Esto
nos dice que manipular hoy el CO₂ esperando esconderlo
indefinidamente bajo tierra no es realmente una opción viable. La
Captura y Almacenamiento de
Carbón es una técnica que todavía está en pañales. Nada
ni nadie puede garantizar que los sellos formados por rocas
impermeables puedan durar por toda la eternidad, por lo tanto
inyectar el CO₂ bajo tierra por ahora es como esconder la basura
bajo la alfombra y cruzar los dedos para que no se produzcan fugas de
gases.
Si
bien hay lugares en el mundo donde se ha inyectado el CO₂ bajo
tierra en forma continuada por varios años (Sleipner, Noruega), no
existen métodos que permitan asegurar esta captura a través del
tiempo. Por ejemplo, nada puede garantizar la estabilidad de estas
capturas ante un terremoto que sacuda los sellos geológicos
originales. De la misma manera, nadie puede predecir el
comportamiento del planeta en reacción a los cambios inducidos por
el calentamiento global. Por ahora estos experimentos no pasan de
ser un intento de los países y compañías privadas para cumplir con
las cuotas de carbón estipuladas para cada país por el acuerdo de
Kioto.
La
evidencia indica que la sociedad está en condiciones de cuestionar
la fractura experimental de San Antonio. Esta compañía es
irresponsable al implementar esta técnica sin prever métodos para
almacenar definitivamente el CO₂. Tambien son irresponsables los
editores de la revista Petroquímica al anunciar solamente los éxitos
de esta fractura sin mencionar las consecuencias ambientales graves a
las que exponen a toda la humanidad. Sobre todo se debe cuestionar a
la Secretaría de Ambiente de Neuquén por permitir ese experimento
sin evaluar todas las consecuencias del mismo.
(*)
Estado Súper crítico del CO₂
Estado
de este gas cuando se lo somete a temperaturas mayores a 31,1 grados
Celsius y presiones mayores a 73 atmósferas.
Referencias
American
Geophysical Union. Wiley Online Library, 2016.
Acoustic
emission monitoring of hydraulic fracturing laboratory experiment
with supercritical and liquid CO₂
Petroquímica
Nº322, Julio/Agosto 2016
San
Antonio realizó la mayor fractura con CO₂ a nivel regional.
Reuters,
2014: Fracking with CO₂ to replace water a distant goal, GE says
Scientific
American, 2012.
Can
Fracking and Carbon Sequestration Coexist?
SINTEF
Petroleum Research. ScienceDirect, 2013
Potential
Leakage Paths along Cement-Formation Interfaces in Wellbores;
Implications for CO₂ Storage
Wabamun
Area CO₂ Sequestration Project (WASP), 2008
Well
design and well integrity.
Wabamun
area CO₂ sequestration project (WASP). Pp 15 y 17.
