Dario G. Lamanna - Aspectos jurídicos y contractuales de la industria petrolera

En los Estados Unidos, los hidrocarburos presentes en formaciones shale se vienen explotando masivamente la última década, con resultados tan exitosos que están cambiando el paradigma energético de ese país e, incluso, le han permitido convertirse en los últimos años en la nación con las mayores reducciones en emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera, debido al reemplazo del carbón por el gas.

Para comprender la diferencia entre los reservorios convencionales y los no convencionales, y las diferencias para su explotación, los autores del texto de referencia apuntan:

En los reservorios o yacimientos convencionales, las características porosas y permeables de las rocas que los conforman permiten que los hidrocarburos contenidos en sus poros microscópicos fluyan bajo ciertas condiciones hacia el pozo. En estas acumulaciones, por supuesto, es necesario que exista un sello natural (trampa), que haya evitado la fuga del hidrocarburo en su migración desde la roca generadora hacia la superficie. [...] En general, estos reservorios pueden ser desarrollados a través de pozos verticales con las técnicas utilizadas tradicionalmente y con buen caudal de producción, que incluyen técnicas de estimulación especiales (como la estimulación hidráulica) para mejorar sustancialmente la permeabilidad del reservorio.

[...] Se le dio el nombre de «no convencional» a todo reservorio que difiere de las trampas «convencionales». En la actualidad, el término «no convencional» se utiliza de un modo amplio, para hacer referencia a los reservorios cuya porosidad, permeabilidad, mecanismo de entrampamiento u otras características difieren respecto de los reservorios tradicionales. Bajo la categoría de reservorios no convencionales, y con distinta complejidad, se incluyen numerosos tipos:

• Gas y petróleo en rocas generadoras (shale gas/shale oil): son las formaciones generadoras de los sistemas petroleros convencionales. Son rocas sedimentarias de grano fino, con variable cantidad de carbonatos, sílica o cuarzo y arcillas, más un alto contenido de materia orgánica.

• Reservorios compactos (tight): definición arbitraria que no depende de la conformación y composición de la roca, sino de su permeabilidad (facilidad de los fluidos para moverse dentro de ella), que es tan baja, que no permite el flujo del gas hacia el pozo, aunque no tanto como la de los esquistos y lutitas.

A pesar de que las técnicas de estimulación hidráulica se utilizan hace décadas en la explotación de yacimientos convencionales, las críticas a sus métodos y las sospechas sobre sus efectos negativos sobre el medio ambiente se han intensificado con su aplicación para la extracción del shale gas y el shale oil. López Anadón y sus colaboradores, en el texto al que hemos venido refiriéndonos, enumeran algunas de estas interrogantes sobre los procesos de extracción no convencionales, las cuales resumiremos a continuación:

• Contaminación de los acuíferos de agua dulce

En el mundo, durante el último siglo, se perforaron de manera segura millones de pozos que atravesaron acuíferos, sin inconvenientes significativos.

La perforación de pozos implica, sin duda, atravesar los acuíferos cercanos a la superficie, que son los que generalmente se utilizan para obtener agua dulce. «Esta agua subterránea se protege durante la perforación por medio de la combinación entre un encamisado de acero protector y el cemento, lo cual constituye una práctica muy consolidada, tanto en convencionales como en no convencionales. Una vez terminado el encamisado y fraguado el cemento, se corren por dentro de la tubería unos perfiles que permiten visualizar si hay alguna falla de hermeticidad en el pozo». Las posibles filtraciones, debidas a fallas en el encamisado, se resuelven de inmediato, ya que los procesos de inspección tienen varias instancias de comprobación, por lo que la posibilidad de contacto o contaminación de los acuíferos se considera remota o nula.

• Utilización de químicos peligrosos

Es bien sabido que todas las industrias utilizan productos químicos en sus procesos, y la extracción petrolera no es la excepción: en el caso de la estimulación hidráulica el fluido que se utiliza contiene entre tres y 12 aditivos, dependiendo de las características del agua y de la formación que se fractura, y entre ellos se cuentan inhibidores de crecimiento bacteriano, gelificantes y reductores de fricción, entre otros. Algunos de estos compuestos pueden resultar tóxicos utilizados en altas concentraciones o ante exposiciones prolongadas, por lo que en ninguna fase del proceso el fluido de estimulación hidráulica entra en contacto con el medio ambiente, al confinarlo a tuberías y piletas que están siempre regulados por las autoridades correspondientes.

• Uso excesivo del agua

Una crítica frecuente a la extracción no convencional es el uso indiscriminado del agua de las regiones donde se lleva a la práctica, con el consecuente daño a las poblaciones cercanas y al medio ambiente. Aunque la producción de hidrocarburos no convencionales requiere de mayor cantidad de agua si se compara con el sistema tradicional o convencional, es significativamente menor respecto de las cantidades requeridas para la generación de energía a partir de otras fuentes o de las utilizadas por otras ramas de la industria y el agro. «La estimulación hidráulica de un pozo shale, por ejemplo, puede demandar hasta 30.000 m3 de agua. Sin embargo la cantidad dependerá del tipo de pozo y de la formación. Por ejemplo, hoy, un pozo vertical típico requiere de hasta 6.500 m3, cifra que asciende hasta 12.000 m3 en el caso de los horizontales. Esta cantidad se utiliza, en general, por única vez en la historia de cada pozo».

Por último, afirman los autores, la tendencia en la industria es a producir fisuras cada vez más pequeñas, lo que disminuye el requerimiento de agua en el proceso.

• Aguas residuales y daño ambiental

Además del uso del agua dulce en la extracción no convencional, existe el problema del agua que regresa al concluir el proceso, la cual tiene altos contenidos de sales, cloruros y carbonatos, y no es apta para ser liberada en el medio ambiente. Las regulaciones obligan a tratarla y reciclarla para nuevos usos, incluso nuevas operaciones de estimulación hidráulica, lo cual disminuye los requerimientos de agua fresca. «En algunos casos, este flowback es confinado en los llamados “pozos sumideros” [...] con todas las medidas de seguridad, para confinar este fluido en formaciones estériles, a profundidades que superan los mil metros, y completamente aisladas del medio ambiente. Previo a su inyección en dichos pozos sumideros el agua de retorno debe recibir un tratamiento adecuado».

Como hemos visto, el potencial de estos recursos es enorme. Sin embargo, todavía existen muchos desafíos que deben ser superados. La tecnología y el impacto al medio ambiente son dos de los mayores retos a superar en el desarrollo de los recursos naturales no convencionales. También las adecuadas condiciones fiscales, legales y regulatorias son esenciales para el desarrollo de la industria en la región.

5. Actores de la industria

Entre los innumerables actores de la industria petrolera podemos citar:

• Empresas estatales de petróleos (YPF, Pemex, Petrobras, ENAP, PDVSA, ECOPETROL, Petroperú, SINOPEC, Rosneft, Gazprom, Petronas, KazMunai Gas, EGAS, YPFB, ENI, Saudi Aramco, ­Qatar Petroleum, Statoil Hydro, etc.).

• Empresas multinacionales (ExxonMobil, BP, Shell, Chevron, ­Total, Inpex, etc.).

• Empresas nacionales —privadas— (Panamerican Energy (PAE), Oro Negro, Pluspetrol, Pampa Energía, EBX, etc.).

• Empresas de servicios petroleros del upstream: en algunos casos se trata de empresas proveedoras de herramientas, software, asesoramiento y sistemas o integrales (Schlumberger Surenco, ­Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, Nabors Drilling, San Antonio Internacional, Pioneer Drilling, Helmerich & Payne, etc.).