lunes, 28 de enero de 2013

Explotación de las reservas de petróleo

Técnicas avanzadas extraerían hasta la última gota


Las predicciones sobre un cercano declive de la producción mundial de petróleo y su casi total agotamiento al cabo de pocos decenios quizás adolezcan de un pesimismo excesivo. 

El autor pronostica que, hacia 2030, los avances técnicos permitirán extraer de los pozos la mitad del crudo que se haya detectado en el subsuelo, elevando así el actual promedio del 35 por ciento. 

Junto con nuevos descubrimientos, el incremento de la productividad podría hacer que el petróleo perdure al menos otros cien años.


Investigación y Ciencia
Nº 399 (DICIEMBRE - 2009)

Cuando se descubrió el yacimiento petrolífero californiano del río Kern en 1899, se estimó que la gran viscosidad del crudo permitiría extraer sólo un 10 por ciento del depósito. En 1942, tras más de cuarenta años de extracción moderada, la reserva todavía recuperable se valoró en 54 millones de barriles de crudo, una pequeña parte de los 278 millones de barriles ya obtenidos. En 1995, el experto Morris Adelman señaló que en los 44 años siguientes el campo produjo no ya 54, sino 736 millones de barriles, y aún le quedaban otros 970 por extraer. Pero hasta esa última estimación resultó errónea. En noviembre de 2007, la petrolera Chevron, a la sazón explotadora del yacimiento, anunció que la producción acumulada había alcanzado los dos mil millones de barriles. Al día de hoy, el yacimiento del río Kern produce cerca de 80.000 barriles diarios; el estado de California estima en unos 627 millones de barriles el resto de sus reservas.

En los años sesenta del siglo pasado, Chevron comenzó a aumentar sensiblemente su producción mediante la inyección de vapor en el subsuelo, técnica novedosa en aquellos tiempos. Aparecieron luego nuevos instrumentos de prospección y perforación que, unidos a la persistente inyección de vapor, convirtieron el yacimiento en una rica cornucopia petrolera.


Pero el río Kern no es un caso aislado. Se cree que la producción de un campo petrolífero describe una curva acampanada, la curva de Hubbert (por el difunto King Hubbert, geólogo de la Shell O¡l); su máximo se alcanzaría al haberse extraído la mitad del crudo detectado. Sin embargo, la mayoría de los campos petrolíferos reviven al cabo del tiempo: podría decirse que lo que verdaderamente prolifera son las técnicas de extracción.

Numerosos analistas auguran hoy que la producción global de crudo culminará dentro de unos pocos años y luego descenderá, siguiendo la curva de Hubbert. Mi opinión es que estas predicciones no acertarán, como ha sucedido con otras similares sobre el cénit del petróleo [véase «Fin de la era del petróleo barato», por Colin J. Campbell y Jean H. Laherrére; INVESTIGACIÓN Y CIENCIA, mayo de 1998 y «Los límites del crecimiento tras el cénit del petróleo», por Charles A. S. Hall y John W. Day, Jr.; INVESTIGACIÓN Y CIENCIA, octubre de 2009J. Los nuevos métodos de prospección han descubierto más secretos de la Tierra. Se puede ahora obtener crudo de zonas antaño inaccesibles y de lugares donde la perforación no resultaba rentable. Los métodos avanzados de exploración y extracción pueden mantener al alza la producción de crudo en los próximos decenios y conseguir que los suministros de petróleo perduren un siglo más, como mínimo.

Aunque el petróleo y otros combustibles fósiles encierren riesgos para el clima y el medio, las fuentes de energía alternativas no pueden por ahora competir en versatilidad, coste, facilidad de transporte y almacenamiento. Al tiempo que se investigan otras fuentes, tendremos que asegurar un consumo responsable del petróleo.

LO QUE NO PODEMOS DESAPROVECHAR

En una época amenazada por un próximo cénit de la producción de crudo y la caída subsiguiente, quizá nos sorprenda saber que la mayor parte de los recursos detectados del planeta yace sin explotar en el subsuelo y que todavía quedan más por descubrir.

En apariencia, el crudo de petróleo debería durar sólo unos pocos decenios. En 2008, a punto de sobrevenir la crisis económica que aplastó el consumo, el mundo gastaba unos 30.000 millones de barriles de crudo al año. Suponiendo que en el próximo futuro el consumo recuperara los niveles de 2008 y que después se mantuviera constante, las reservas confirmadas del planeta (estimadas hoy entre 1,1 y 1,3 billones de barriles) nos abastecerían apenas 40 años.

Pero de tales reservas conocemos sólo valores estimados, no fijos. Se definen como la cantidad de crudo detectado cuya extracción mediante las técnicas actuales resulta rentable; la definición cambia, pues, conforme las técnicas avanzan y el precio del crudo varía. Si la producción se limita o la demanda aumenta, los precios de reventa se disparan y el crudo cuya extracción era demasiado costosa pasa a formar parte de las reservas confirmadas. Por esa razón, la mayoría de los campos petrolíferos han producido mucho más de lo que prometían las estimaciones iniciales de sus reservas, superando incluso las de su contenido total. En la actualidad, en un yacimiento medio se ha extraído sólo un 35 por ciento del crudo: cerca de dos tercios quedan bajo tierra. En los debates sobre el futuro del petróleo rara vez se menciona esta cuestión.

Hasta un país tan petrolero como EE.UU., cuya producción de crudo desciende desde el decenio de los setenta (si bien más despacio que en las predicciones de Hubbert), todavía encierra en el subsuelo enormes bolsas de petróleo sin explotar. Aunque las reservas nacionales confirmadas asciendan actualmente a sólo 29.000 millones de barriles, el Consejo Nacional del Petróleo (NPC) estima que quedan todavía 1,124 billones de barriles bajo tierra, de los que 374.000 millones podrían recuperarse con las técnicas disponibles.

A una escala global, el Servicio de Inspección Geológica estadounidense estima que el volumen total de los depósitos de crudo ordinario de petróleo se sitúa entre siete y ocho billones de barriles. Pero con la técnica, la experiencia y los precios actuales sólo es posible extraer de forma rentable una parte de ese crudo, que se clasificará, por tanto, como reserva confirmada.

Y AQUÍ NO ACABA TODO

Sólo se han explorado a fondo, con técnicas modernas, un tercio de las cuencas sedimentarias (formaciones geológicas que podrían contener petróleo) del planeta. Por si fuera poco, los datos del Servicio de Inspección Geológica no incluyen otras formas de petróleo, como los aceites ultrapesados, las arenas, los esquistos y las pizarras bituminosas, que en conjunto abundan tanto o más que el crudo estándar.

Así pues, un país o una compañía petrolera podría aumentar sus reservas del preciado oro negro sin tener que explotar nuevas regiones o fronteras, siempre que pudiera extraer más crudo de los yacimientos confirmados. Sin embargo, no siempre resulta fácil conseguirlo.


SE EMPIEZA POR LAS ROCAS

En contra de la creencia general, el crudo no yace en extensos lagos o cuevas subterráneas. Si pudiéramos «ver» un depósito de crudo, contemplaríamos sólo una estructura rocosa que, en apariencia, no deja lugar al petróleo. Sin embargo, fuera del alcance del ojo humano, todo un mundo de poros y microfracturas en la roca atrapa minúsculas gotas de crudo, junto con agua y gas natural.

La naturaleza ha creado tales formaciones a lo largo de millones de años. Al principio se acumularon en el fondo de los antiguos mares enormes depósitos de vegetación y microorganismos muertos, que luego se descompusieron y quedaron enterrados bajo sucesivas capas de roca. Las altas presiones y temperaturas fueron transformando poco a poco los sedimentos orgánicos en los actuales depósitos de crudo y de gas natural. Esos combustibles fósiles empapan la roca porosa del subsuelo a la manera del agua infiltrada en la piedra pómez.

Cuando se perfora un depósito, éste se comporta como una botella de cava descorchada: el crudo se libera de su antigua prisión rocosa; la presión interna del depósito lo expulsa a la superficie en compañía de piedras, lodos y otros residuos. El proceso continúa hasta que se agota la presión, lo que suele ocurrir al cabo de algunos años. Esta primera etapa de la extracción acostumbra a proporcionar del 10 al 15 por ciento del crudo almacenado. A partir de ahí, la extracción debe ser asistida.

Cerca de un tercio del crudo remanente en el depósito después del «descorche» inicial se considera crudo inmóvil: gotas atrapadas por intensas fuerzas capilares en el interior de poros aislados en la roca. Hasta ahora no hay técnicas que permitan extraer esa porción del crudo. Los dos tercios restantes, aunque puedan desplazarse, no afluirán necesariamente a los pozos por sí mismos. De hecho, casi la mitad de ese crudo móvil quedará atascada en el interior del depósito debido a obstáculos geológicos o a la escasa permeabilidad, como sucede cuando los poros son demasiado angostos. La situación todavía empeora si el crudo no es un líquido ligero, sino una sustancia pesada y viscosa como una melaza.

Para que el resto del crudo pueda filtrarse a través de los poros y afluir a los pozos, suele inyectarse en el depósito gas natural y agua. Ello corresponde a la extracción secundaria. La inyección de gas restablece la presión perdida e impulsa el crudo con fluidez suficiente para filtrarse por los poros de la roca. Entre tanto, al ser el crudo menos denso que el agua, la inyección de agua lo hace subir hacia el pozo, del mismo modo que el agua vertida en un vaso lleno de aceite desplaza hacia arriba el aceite.

Más o menos en el decenio de lo noventa, la distinción entre extracción primaria y secundaria se borró cuando las compañías petroleras empezaron a aplicar técnicas avanzadas desde un principio. Uno de los avances más destacados ha sido el pozo horizontal: una estructura en forma de L que proporciona mucho más crudo que la tradicional perforación vertical utilizada desde los comienzos de la explotación petrolífera. La configuración en L permite que los pozos horizontales cambien su dirección y penetren en secciones del depósito de otro modo inalcanzables. El método se adoptó comercialmente hacia 1980; resulta especialmente adecuado para depósitos en los que el crudo y el gas natural se disponen en finas capas horizontales.


Los instrumentos de exploración también se han perfeccionado. Las avanzadas imágenes tridimensionales del subsuelo, obtenidas por las reflexiones de ondas sísmicas en las fronteras entre estratos rocosos de diferente composición, permiten hoy apreciar con mayor detalle la estructura de los yacimientos; ello facilita la elección del punto donde se ha de perforar para que la extracción sea óptima.

Las técnicas de obtención de imágenes permiten «ver» lo que subyace bajo las capas de sal que se distribuyen de forma irregular bajo el lecho oceánico, a veces con más de 5.000 metros de espesor. A semejanza de las aguas heladas, las formaciones salinas solían ser un formidable obstáculo porque enturbiaban las ondas sísmicas utilizadas para reconstruir la imagen del subsuelo.

Tales innovaciones en las imágenes, combinadas con técnicas más avanzadas en el medio marino, han abierto nuevas regiones oceánicas a las prospecciones petrolíferas. En los años setenta, cuando se establecieron los campos del mar del Norte, parecían haberse alcanzado los logros más impresionantes de la explotación submarina: se obtenía crudo de yacimientos cubiertos por entre 100 y 200 metros de agua y a unos 1.000 metros bajo el lecho marino. Pero en los últimos años se han conseguido extracciones desde profundidades de 3.000 metros de agua más 6.000 metros de sal y roca. Ha habido al menos tres importantes descubrimientos submarinos a gran profundidad: Thunder Horse y Jack, en el golfo de México, y Tupi en aguas de Brasil.

REBAÑAR HASTA LA ÚLTIMA GOTA

Conforme los pozos se hallan cada vez más lejos y a mayor profundidad, las técnicas evolucionan para sacar más petróleo de la roca una vez completadas las primeras fases de la extracción. Las etapas primaria y secundaria recuperan en conjunto del 20 al 40 por ciento del depósito. Para superar esa proporción y entrar en la extracción «terciaria» suele ser preciso fluidificar el crudo restante por medio de calor, gases, tratamientos químicos o microbiológicos. La inyección de vapor, uno de los métodos térmicos más utilizados, resultó decisiva para resucitar el viejo campo del río Kern en los primeros años sesenta. El vapor inyectado calienta la formación rocosa superpuesta y permite el desplazamiento del crudo. Hasta la fecha, el proyecto de inyección de vapor en el yacimiento del río Kern se cuenta entre los mayores del mundo en su género. Una variante de ese tipo de extracción por vapor se ha aplicado a los depósitos de arena bituminosa en Alberta, demasiado profundos para la explotación superficial.

Otro de los procesos térmicos ensayados se basa en la ignición de una parte de los hidrocarburos del depósito, que se encienden con un calentador a la vez que se bombea aire en el pozo para sostener la combustión. El fuego genera calor y dióxido de carbono (CO2), factores ambos que disminuyen la viscosidad del crudo; gran parte del CO2 permanece enterrado y favorece la expulsión del crudo. Al propio tiempo, el fuego descompone las moléculas de mayor tamaño y peso del crudo, lo que también facilita su movilidad. Se controla el paso de aire para limitar el crudo incendiado y evitar la emisión de contaminantes al medio.


Un método más corriente consiste en la inyección de gases, como CO2 o nitrógeno, a presión elevada. Tales gases restauran o mantienen la presión interna del depósito; además, se mezclan con el crudo, lo que reduce su viscosidad y las fuerzas que bloquean la expulsión del mismo. Desde el decenio de los setenta, se aplica a este fin en EE.UU. el CO2 de origen volcánico o de los gases de escape de las centrales térmicas. El proceso se utiliza en unos 100 proyectos en curso, con redes de tuberías que totalizan más de 2.500 kilómetros.

La experiencia acumulada en la inyección de dióxido de carbono ha abierto el camino para la captura y el almacenamiento de ese indeseado subproducto de las centrales térmicas, lo que podría reducir radicalmente la emisión a la atmósfera de dicho gas y, en cambio, mantenerlo enterrado durante cientos de años. El primer proyecto comercial de captura y almacenamiento de carbono se ejecuta desde 1996 en el campo de Sleipner, frente a las costas de Noruega: almacena un millón de toneladas métricas de CO2 por año. Una cantidad reducida, si se tiene en cuenta que la actividad humana emite por sí sola cada año a la atmósfera gases de invernadero equivalentes a 50.000 millones de toneladas de dióxido de carbono. Con todo, el éxito de esta instalación sirve para demostrar la validez del concepto.

Es curioso, sin embargo, que uno de los mayores problemas en la utilización del CO2 para la extracción de petróleo sea su escasez. Capturar el gas emitido por las chimeneas de las centrales o los volcanes no es nada barato, y recurrir a fuentes de menor tamaño, como los coches y la mayoría de las plantas industriales, resulta prohibitivo. Otro obstáculo es el transporte, demasiado costoso si los campos petrolíferos se hallan en zonas remotas.

Más recientes son los métodos de extracción basados en procesos químicos. Ciertas sustancias son miscibles con el crudo retenido v disminuyen su viscosidad, de tal manera que puede afluir al pozo. Todas ellas actúan según el mismo principio, a la manera de las moléculas de jabón, que atrapan sustancias grasas y eliminan la suciedad. El proceso químico de mayor éxito aumenta también la viscosidad del agua subterránea; ello permite que ésta impulse el crudo hacia los pozos sin tener que pasar primero por ellos. En el campo petrolífero de Daqing, en China, se atribuye a este proceso la extracción adicional de un 10 por ciento del crudo del depósito desde mitad de los años noventa. En otra versión del proceso, una solución cáustica genera los materiales «jabonosos» a partir de componentes presentes en el crudo, lo cual limita el coste global.

La extracción potenciada por bacterias se halla todavía en mantillas: se han acometido experimentos en EE.UU., China y otros países. Los técnicos bombean al depósito enormes cantidades de microorganismos especializados, junto con nutrientes y, en ciertos casos, oxígeno. Los microorganismos proliferan en la interfaz entre el crudo y la roca, favoreciendo la liberación del crudo. La ingeniería genética abre la posibilidad de modificar las bacterias y otros microorganismos para aumentar su eficacia en cuanto a favorecer la extracción del crudo.

Ninguna de esas avanzadas técnicas de extracción se distingue por su coste bajo. Pero hay algunas (sobre todo la asistida por CO2 si en las cercanías se dispone de una fuente de gas accesible) que ya resultan económicas Citando el precio del crudo se mantiene por encima de 30 dólares el barril; la mayoría de ellas, incluidas las de extracción química, se tornan económicas en torno a los 50 dólares el barril.


HALLAZGOS FUTUROS

«El petróleo fácil» toca a su fin, probablemente porque fue el primero en descubrirse v utilizarse como combustible. Muchas de las cuencas petrolíferas más extensas y productivas se están aproximando a su fecha de «vencimiento técnico»: el momento en que las técnicas tradicionales dejan de ser eficaces. Entre estas cuencas destacan los yacimientos del golfo Pérsico, México, Venezuela y Rusia, que comenzaron a producir crudo de petróleo por las décadas de los treinta, cuarenta y cincuenta. Para que estos campos sigan produciendo en el futuro, habrá que recurrir a nuevas técnicas.

Pero el petróleo «fácil» no lo era tanto cuando se descubrió. Del mismo modo, el petróleo hoy difícil de extraer se tornará fácil mañana, gracias al refinamiento de la técnica. En la industria petrolera, las innovaciones técnicas siempre han sido fruto de procesos largos y elaborados. La perforación horizontal se ensayó por primera vez en los años treinta y varios de los métodos de extracción más avanzados se conocen ya al menos desde los años cincuenta. Sin embargo, el crudo ha sido casi siempre tan abundante que su precio no ha justificado innovaciones espectaculares y costosas. Se acerca, no obstante, una época en la que se adoptarán nuevas técnicas con mayor diligencia.

La tendencia a aumentar los índices de extracción puede verse frenada por la presente oleada de nacionalización de los recursos. En los primeros años setenta, las grandes compañías petroleras controlaban el 80 por ciento de las reservas mundiales de crudo; hoy, en cambio, más del 90 por ciento del petróleo (estándar) está bajo el control directo de los países productores, a través de sus petroleras nacionales. El dudoso futuro de la demanda de petróleo hace que algunos de esos países se resistan a invertir en técnicas modernas y en prospección, sobre todo porque las inversiones dedicadas a estos fines distraen recursos de los programas de desarrollo económico y social.

Con todo, me atrevo a predecir que hacia 2030 será extraíble más del 50 por ciento del petróleo detectado hasta entonces. Además, habrá crecido notablemente el volumen de crudo detectado y aumentará la producción de otros combustibles, como las pizarras bituminosas. De ese modo, el total de las reservas recuperables variará entre 4,5 y 5 billones de barriles. Una fracción notable de las «nuevas reservas» no procederá del hallazgo de nuevos yacimientos, sino de una renovada capacidad para explotar mejor los medios ya disponibles.

Con toda seguridad, para el 2030 habremos consumido entre otros 650.000 y 700.000 millones de barriles de nuestras reservas, en total 1,6 billones de barriles gastados del volumen de reservas (de 4,5 a 5 billones) antes señalado. Pese a todo, si mis estimaciones son correctas, habrá petróleo para el resto del siglo XXI. El verdadero problema reside en cómo utilizar esa reserva sin derrocharla con hábitos de consumo inaceptables y, por encima de todo, sin poner en peligro el entorno y el clima de nuestro planeta.



El autor:
Leonardo Maugeri es economista y vicepresidente ejecutivo de la petrolera italiana ENI, así como profesor invitado del Instituto de Tecnología de Massa-chusetts (MIT) y miembro del Consejo Externo Asesor de Energía de tal institución. Su libro The Age of Oil obtuvo en 2007 el premio Choice Award de Estados Unidos.


PARA SABER MÁS

THE ECONOMICS OF PETROLEUM SUPPLY. Morris A. Adelman. MIT Press, 1993.
PETROLEUM PROVINCES OF THE TWENTY-FIRST CENTURY. Marlan W. Downey, Jack C. Threet y Wilüam A. Morgan. American Association of Petroleum Geologists, 2002.
THE AGE OF OIL: THE MYTHOLOGY, HISTORY. AND FUTURE OF THE M0ST CONTROVERSIAI. RESOURCE. Leonardo Maugeri. Praeger Publishers, 2006.
OIL IU THE TWENTY-FIRST CENTURY: ISSUES, CHALLENGES, AND OPPORTUNITIES. Preparado por Robert Mabro. Oxford Universi-ty Press, 2006.
BIOCARBURANTES CELULÓSICOS. George W. Huber y Bruce E. Dale en Investigación y Ciencia, n.° 396, págs. 44-51; septiembre 2009.

4 comentarios:

Gaspar Manzanera dijo...

si, hay petroleo para 100 años. Un petróleo que extraerlo es tan contaminante como un residuo nuclear, pues estamos contaminando acuíferos por miles de años.
Decrecimiento o barbarie.

KRATES dijo...

Un acuífero contaminado es más factible de poder ser descontaminado que un residuo nuclear.

¡Decrecimiento!, ¿qué es eso? ¿Volver al pasado? Cómo hecho de menos a los viejos ecologistas que nos hablaban del desarrollo o crecimiento sostenible, pero, esa moda de ¡decrecer!...

LEONARDO dijo...

Sin duda es un gran avance enmierdar acuiferos y que sea tan factible descontaminarlos.

¡Creced y desarrolláos!
No seais oscurantistas: ¡pudríos sosteniblemente!, es una orden.

KRATES dijo...

Yo no justifico nada, solamente pretendo demostrar que la hipótesis, actualmente tan en moda, del 'cenit del petróleo' no se sostiene. Este es el motivo por el que puse en esta entrada el texto de L. Maugeri.

Bien es verdad que toda actividad humana acarrea sus consecuencias, en la explotación de los recursos naturales, como los hidrocarburos, se produce una destrucción de los hábitats y la contaminación. El argumento clásico ecologista ha sido ese.

A veces, es útil valerse de cierto alarmismo para llamar la atención. Pero excederse en ello, es contraproducente y absurdo (algo parecido al cuento de «Pedro y el lobo»). Y más si se basan en especulaciones no confirmadas.