Permite recuperar el que queda en el fondo del pozo y agregar años de vida útil al yacimiento. Lo desarrollaron investigadores argentinos

Es un secreto a voces que el horizonte de vida de las reservas de hidrocarburos en el país se acerca vertiginosamente: al ritmo de extracción de 2003, según la Secretaría de Energía de la Nación, sería de alrededor de 8 años para el petróleo y de diez para el gas natural. Otras estimaciones advierten que durante 2007 la Argentina se convertirá en importadora de petróleo, con las consecuencias imaginables para la economía.

Sin embargo, si el doctor Gustavo Bianchi está en lo cierto, el país podría beneficiarse de cuatro o cinco años de gracia para sus explotaciones petrolíferas: este bioquímico y especialista argentino en materiales desarrolló y está patentando un método para extraer el petróleo que queda en el fondo del pozo cuando los otros sistemas fracasan o resultan poco económicos. Permitiría recuperar entre un 15 y un 20%, o más por pozo.

“Hoy, el 85% del petróleo local se obtiene por extracción secundaria –explica Bianchi–. Como la presión de los yacimientos cayó, es necesario inyectar agua del mismo reservorio para mantenerla y poder seguir extrayendo. Pero cuando se entra en la etapa final del yacimiento, hay que poner en práctica otros métodos (recuperación terciaria), como los que emplean vapor, mezcla de agua y dióxido de carbono, o polímeros. Estos últimos vienen todos del extranjero: de Canadá, Estados Unidos o Francia, y son costosísimos.”

Bianchi y su equipo desarrollaron precisamente un polímero unido a un surfactante (sustancia que reduce la tensión superficial de un líquido, y que sirve como agente humectante o detergente) que resultan más efectivos que los habituales para hacer fluir el petróleo entre los poros de las rocas que conforman la pared del reservorio. Además, por producirse en el país, podrían elaborarse a precios mucho menores que los importados.

“Cuando se entra en la etapa terminal de un yacimiento, no es que no quede petróleo, sino que la extracción es técnicamente tan difícil que resulta antieconómica –explica el científico–. Por ahí lo que queda abajo puede ser el 50 o el 60% del pozo, pero son petróleos pesados y es difícil extraerlos. Entonces, se usan polímeros y surfactantes aniónicos (que tienen carga eléctrica negativa) para que haya un «barrido» en el yacimiento. El problema es que el polímero tiene que tener una alta estabilidad para que no precipite. Muchos de los fracasos que hubo en la recuperación se debieron a la precipitación del polímero dentro del yacimiento, lo que se llama el «mojado» de la roca: éste se pega y obtura los poros, entonces el pozo se muere. Hay un daño permanente. Se pierden millones de dólares.”

Dado que está embebida en agua con una concentración de sales tres veces mayor que la del agua de mar, la roca del yacimiento genera cargas eléctricas positivas o negativas.

Si el polímero es aniónico (es decir, tiene carga negativa), pero encuentra a su paso cargas positivas, se produce una interacción entre la carga negativa del polímero y la positiva de la roca que interfiere en el paso del petróleo por sus poros. “Es el famoso «mojado»: en lugar de tener petróleo en la pared poral, queda el polímero –explica Bianchi–. En el caso inverso, si la roca es negativa y el polímero, positivo, hay rechazo. Entonces, también se produce este fenómeno que en la jerga se conoce como fingering.”

¿En qué consiste el desarrollo de Bianchi? Simple: utiliza un polímero o un surfactante –o ambos– sin carga eléctrica, no iónicos. Y los resultados de laboratorio con coronas de yacimiento dan una recuperación superior al 30%. Incluso teniendo en cuenta que los resultados de campo pueden ser inferiores, parecen más que tentadores...

“La innovación está tanto en la aplicación del polímero como en el proceso de obtención, el camino químico, y la aplicación –explica–. Por eso, la patente [“Método para la recuperación secundaria de petróleo mediante el uso de poliacrilamida no iónica y un surfactante no iónico, y método para la obtención de dicho surfactante] se centra en dos factores: la elaboración del producto y la idea de utilizar productos sin carga eléctrica. Para mí, lo que más vale es esto último.”

Según el especialista, este método, que mostró excelentes resultados utilizando el polímero a una concentración del 0,01% de materia activa, podría agregar hasta cinco años de vida útil por pozo. Para su utilización, detalla, siempre habrá que hacer un estudio de laboratorio, porque la formulación cambia de acuerdo con el tipo de reservorio y de agua que tenga.

“La ventaja de este polímero, que es una macromolécula, está en que no precipita en presencia de una alta concentración de sales, de hierro o de calcio –agrega–. Es increíble: resulta más estable en agua salada que en agua dulce. Además, como no «moja» el sistema, no queda adentro; entonces llegará un momento en que no habrá necesidad de poner más. Cuando examinamos con resonancia magnética nuclear una roca en la que lo habíamos empleado, pudimos ver mayor cantidad de poros chicos. Esto quiere decir que «limpia» más poros chicos que los convencionales. Es como una «angioplastia geológica»”, bromea.

Y luego se pregunta: “¿Esto qué puede darnos? Un respiro. Porque si hoy encontramos un yacimiento de gas, necesitamos siete años para ponerlo en funcionamiento. Tenemos gente capacitada, y podemos desarrollar productos mejores desde el punto de vista tecnológico y más baratos. ¿Por qué no los hacemos?”

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