(FNM) Desde hace varios años los científicos se vienen preguntando si será alguna vez posible explotar comercialmente los vastos depósitos de metano – el principal componente del gas natural- que se encuentran atrapado en los hidratos de la Cara Norte de Alaska (North Slope) y de varias otras áreas del Ártico.
(FNM) Desde hace varios años los científicos se vienen preguntando si será alguna vez posible explotar comercialmente los vastos depósitos de metano – el principal componente del gas natural- que se encuentran atrapado en los hidratos de la Cara Norte de Alaska (North Slope) y de varias otras áreas del Ártico.
Ahora, el Departamento de Energía de los EEUU (DOE), está encarando junto a dos compañías productoras de gas y petróleo de Alaska y a un gobierno municipal de la región, un esfuerzo para determinar la viabilidad de tal tipo de producción.
Una serie de pruebas, previstas para 2010 y 2011, podrían marcar el camino hacia una extracción económicamente apta del metano, a partir de los hidratos.
Un “hidrato de gas” es un sólido cristalino en el que una molécula de metano (CH4), es atrapada en una celda de moléculas de agua. Esencialmente, es hielo que contiene gas.
Los recursos son potencialmente inmensos. Según el Servicio Geológico estadounidense (USGS), los hidratos de metano podrían contener más carbono orgánico que todo el carbón, petróleo y gas natural combinados existentes en el planeta.
La mayor parte de las reservas se encuentran en yacimientos offshore de difícil acceso, pero una muy buena parte yace en áreas continentales de las regiones del Ártico.
Algunos estudios llevados a cabo por geólogos del USGS, sugieren la existencia de un recurso potencial de 500 trillones de pies cúbicos de metano en hidratos a través de la “North Slope” de Alaska (la cara norte de los montes Brooks). Según la agencia, entre 44 y 100 trillones podrían estar a mano de la industria, debajo o en cercanías de la infraestructura de explotación instalada en la región de North Slope.
La pregunta entonces, es si se puede realmente explotar el metano a partir de los hidratos. Y el DOE sostiene que la región de North Slope provee un excelente escenario para determinarlo.
Se han seleccionado dos compañías productoras – BP y ConocoPhillips-, para ensayar por separado, dos ideas de producción. La autoridad local de la región del North Slope, está a su vez empeñada en un proyecto distinto, con la asistencia del DOE para evaluar si los hidratos están reabasteciendo las reservas de gas en dos pequeños yacimientos que el municipio opera cerca de Barrow, unas 180 millas al oeste de los campos de North Slope. El municipio perforará también un pozo de prueba de producción en el yacimiento de gas de East Barrow.
Los hidratos de metano pueden existir bajo ciertas condiciones de presión y temperatura. Se conoce su existencia en zonas offshore, en sedimentos enterrados a lo largo de las plataformas continentales en varias regiones del mundo.
Pero las condiciones para la presencia de hidratos de metano también se presentan propicias en áreas continentales del Ártico en las que se encuentran las formaciones geológicas subterráneas que contienen hidrocarburos. Esto incluye a una buena parte del North Slope, y a muchas zonas del norte de Canadá y de Rusia.
Los hidratos de zonas continentales parecen haberse formado a partir de la migración hacia arriba de metano proveniente de rocas madres profundas, que quedó atrapado en hidratos de metano justo debajo del permafrost, a profundidades de entre 700 y 1.300 metros.
Los hidratos onshore –por lo menos los de North Slope- también parecen acumularse en capas más gruesas y concentradas que sus equivalente costa afuera. Por tanto podría resultar más sencillo identificarlos y producirlo. Así lo afirma Gordon Pospisil, gerente de proyecto del programa de hidratos de BP Alaska.
Por su parte, David Schoderbek, director del proyecto de hidratos de Conoco de Alaska, dijo que los hidratos emplazados costa afuera, aparecen en menores concentraciones, con densidades del orden del 20%. En contraste, los ubicados en las áreas continentales de North Slope, parecen ocupar entre el 60 y el 80% del espacio disponible en los poros de las areniscas.
Los productores de la zona de North Slope conocen largamente de la existencia de hidratos alrededor de los extensos yacimientos productivos de la región, en donde son considerados peligrosos por los equipos de perforación que pueden toparse inesperadamente con ellos mientras efectúan perforaciones convencionales. Según se cree, los hidratos han causado “explosiones de gas”, o peligrosos flujos de gas fuera de control, en North Slope.
Recientes avances en las técnicas sísmicas y en la interpretación de perfiles de pozos, o de datos obtenidos durante las perforaciones han permitido la identificación y el mapeo de los hidratos con mayor precisión.
Pospisil explicó que lo que hace a North Slope un terreno ideal para las pruebas, es la presencia de la infraestructura de la industria –disponibilidad de torres y servicios, rutas, equipamiento- que facilitará la realización de experiencias de producción de un modo más económico que en los ambientes costa afuera.
El proyecto de BP está en desarrollo desde el 2002, en colaboración con el DOE. El objetivo, es una prueba de producción de hidratos a largo plazo. La compañía perforó un pozo en el yacimiento de Milne Point en 2007, para confirmar los resultados de sus perfiles sísmicos y extraer muestras de rocas conteniendo hidratos de metano. El proyecto resultó exitoso por partida doble: la perforación mostró que los hidratos estaban exactamente donde se había supuesto, y fue posible extraer un testigo de 100 pies de hidratos. La prueba también demostró que la roca reservorio contenía una mayor saturación de hidratos que lo esperado.
En una segunda fase del proyecto, BP perforará un segundo pozo y llevará a cabo un ensayo de producción a largo plazo, que podría extenderse entre tres y dieciocho meses. La ubicación de este segundo pozo está aún bajo consideración.
La prueba implicará la gradual despresurización de los hidratos para estimular al metano a fluir, explica Pospisil. Entre los potenciales problemas, está el posible recongelamiento del hidrato alrededor de la perforación, que impediría el ingreso del metano al pozo. Este problema podría ser controlado mediante distintas técnicas que permiten mantener las temperaturas por encima del punto de congelamiento en los sectores del pozo que así lo requieran.
Otro problema podría estar dado por el ingreso de arena y agua al pozo, que puede impedir el flujo del metano hacia la superficie.
Pospisil cree que el problema de la arena puede resolverse, del mismo modo que se lo ha resuelto en el caso de la producción de petróleos pesados. Por su parte, el manejo del agua producida impondrá un costo, pero con la ventaja de tratarse de aguas dulces y no salobres como la mayor parte de las aguas producidas en las explotaciones de petróleo y gas. El agua pura sería ideal para ser usada en proyectos de recuperación secundaria en los yacimientos convencionales cercanos.
Según anticipa Schoderbek, la prueba de inyección de dióxido de carbono de ConocoPhillips – también planeada para 2010- intenta probar en el terreno, un proceso que la empresa ya ha experimentado exitosamente en el laboratorio: que la molécula de CO2 desplaza a la molécula de metano, preservando la estructura del hidrato.
El funcionario explica que la desventaja de otros conceptos de producción de los hidratos, tal como el de la despresurización, es que pueden desestabilizar al hidrato, creando el problema del ingreso al pozo de arena y agua. Pero si se logra preservar la estructura del hidrato, sólo fluirá metano hacia el pozo.
El trabajo de laboratorio de ConocoPhillips ha demostrado también que el reemplazo del metano por dióxido de carbono en el hidrato, parece reforzarlo. Schoderbek dijo al respecto: “creemos que la molécula de CO2 es preferida por el hidrato respecto de la de metano, lo que nos lleva a creer que el hidrato de dióxido de carbono es más estable”.
Si la inyección de dióxido de carbono funcionara bien, el procedimiento podría también convertirse en una forma de secuestrar CO2 en los hidratos. El gas convencional producido e la zona, contiene un 12.5% de CO2, y deberá ser separado y dispuesto convenientemente cuando se decida construir un gasoducto en Alaska para la comerciaización del gas.
El tercer proyecto de perforación de hidratos, se llevará a cabo en los yacimientos gasíferos de East Barrow y Walapka. Estos campos están actualmente en producción, pero existen algunas evidencias todavía no confirmadas, de la presencia de hidratos en ambos que podrían estar alimentando de nuevo gas al reservorio. Así lo sostuvo Tom Walsh, director gerente de Petrotechnical Resources de Alaska, firma consultora del municipio de North Slope.
Con el apoyo del DOE, el gobierno local espera perforar un pozo piloto a fines de 2010, para confirmar la presencia de hidratos y extraer un testigo para muestras, luego de lo cual se realizaría una prueba de producción.
Esta prueba de producción, será diferente a las que encararán BP y ConocoPhillips. El pozo penetrará el hidrato, y se extraerá gas de una acumulación dentro del reservorio. Mediante el monitoreo de la producción de gas y los cambios en las presiones, será posible detectar si el hidrato está alimentando de gas al reservorio. Walsh destacó que si eso sucediera, las reservas potenciales de gas alrededor de Barrow serían mucho mayores que las hasta ahora estimadas.
Por Tim Bradner, Alaska Journal of Commerce
Adaptado al español por NUESTROMAR. Fuentes: Energycurrent.com y Maritime News; 13/04/09
16/04/09
NUESTROMAR