Las reservas de la faja del Orinoco han estado en la palestra del discurso y las noticias nacionales e internacionales por apuntalar a Venezuela como primer contenedor de crudo del planeta. Sin embargo, hay aspectos que el lector no iniciado en el negocio petrolero suele desconocer, que tienen que ver con el costo ambiental y tecnológico de esa producción.

Preguntas claves

Hasta ahora poco o nada se dice sobre cuánta energía se requiere para extraer un barril del extrapesado (sin mencionar el no bien ponderado bitumen). ¿Cuántas partículas de CO2 se enviarán a la atmósfera por cada barril? ¿Cuánto gas natural requieren los procesos de inyección a ser utilizados? ¿Qué volumen de agua se requiere por barril? ¿Cómo serán procesados los elementos tóxicos residuales de la extracción? ¿Dónde serán vertidos?

Tales preguntas requieren estudios de equipos especializados, multidisciplinarios con un nivel del primer orden técnico y tecnológico. No muchas empresas ni países poseen el conocimiento para esta tarea, pero algunas investigaciones y experiencias de los últimos años pueden servir como un espejo en el cual mirarse, o mirarnos, si lo de la faja pasará de palabras a hechos concretos.

A continuación se resumen algunos aspectos discutidos durante la reunión anual de Geofísicos, realizada en Houston en Noviembre del 2009. Se designó una sesión completa del evento para tratar asuntos fundamentales del tema de las emisiones de CO2 y su impacto ambiental, y hubo la oportunidad para evaluar asuntos relacionados al gas natural. Lecciones que vale la pena compartir y evaluar, y de las cuales depende sensiblemente la vida en nuestro país.

Emisiones de CO2

En el 2005 las emisiones de CO2 a la atmósfera fueron 27 Giga toneladas (GT), lo que equivale a 440 trillones de pies cúbicos (tcf, siglas en inglés). Si se toma en consideración que la producción mundial de gas natural del 2008 fue de 108 tcf, se concluye que las emisiones de CO2 del 2005 cuadruplican la producción mundial de gas natural del 2008.

El proceso de producir un millón de barriles de petróleo de las arenas de Atabasca, en Canadá, envía 84.000 toneladas de CO2 a la atmósfera, y requiere aproximadamente 1.900 pies cúbicos de gas natural por cada barril producido con la técnica de inyección de vapor asistida por gravedad (SAGD, siglas en inglés). Pruebas experimentales de nuevas tecnologías tienen potencial para reducirlo de 1.9 a 0.5 por barril, pero sigue siendo un desafío a resolver junto a los grandes volúmenes de agua que requiere el proceso. En el caso del agua se está experimentando reciclarla junto al bitumen producido para mitigar el consumo de acuíferos que proveen agua al ciudadano común.

Con la ejecución del proyecto Gorgon, a través de Chevron, Australia abanderará el esfuerzo en materia de secuestro e inyección de CO2. Productores y exportadores netos de petróleo como Noruega, han estado inyectándolo durante 15 años.

Cierto que al final del proceso se tiene un barril de crudo sintético de unos 39º API, pero el consumo energético e impacto ambiental por generación de CO2 es insostenible. En cuanto al costo operacional, los Canadienses esperan -a largo plazo- reducirlo 10 dólares por debajo del  barril producido.

Gas natural consumido

En el 2006 el negocio de operaciones para producir petróleo de las arenas de Atabasca, consumió el 40% del gas natural de la región. Para tener una idea en términos locales, los 1.000 millones de pies cúbicos diarios que consumen para tales fines, equivale a 16 veces el consumo diario de la planta de Pequiven en El Tablazo. Tal nivel de consumo presiona, y empuja, la necesidad de desarrollar técnicas y tecnologías dirigidas a reducir el uso de gas natural.

Minerales sólidos residuales

En lo relacionado al manejo de residuos, sigue siendo un reto los provenientes de metales sólidos como mercurio, arsénico, níquel, vanadio, cromo  y selenio, que son removidos y descargados junto al agua residual del proceso. Parte de los residuos de azufre pueden ser convertidos en capsulas pequeñas (algo similar a lo realizado por la planta desulfuradora en el campo Urdaneta en el Lago de Maracaibo) pero el volumen de azufre producido necesita un mercado donde ser colocado y los analistas, en el caso de Canadá, advierten que la demanda puede ser insuficiente para absorber todo el residual. La realidad descrita obliga a considerar a-priori- qué hacer y cómo almacenar tales desechos.

La faja ante el espejo

Los países emergentes en la evaluación y planificación inicial para producir crudos no convencionales, y/o bituminosos, necesitan tomar en consideración la memoria tecnológica, las lecciones técnico-financieras aprendidas por los pioneros. Ese aprendizaje tiene un costo, un valor agregado que se convertirá en parte del costo de producción de cada barril.

En un caso como el de la faja del Orinoco, se debe considerar no sólo las cifras rimbombantes de reservas probadas, sino también el costo en energía para su extracción e impacto ambiental. Una cosa es percibir una potencial riqueza derivada de la mayor reserva petrolera del planeta, y otra muy distinta puede ser la miseria que implica una extracción planteada con los indicadores ambientales y económicos tradicionales. La potencial riqueza en los términos del discurso pueden estar lejos de la realidad, en caso que se hierre en la solución de los cuatro grandes desafíos del caso: ambiental, tecnológico, financiero y, en especial, político para decidir y comercializar el producto generado por esas reservas.

[*] José Gil, Ingeniero Geodesta con 24 años de experiencia en las áreas de geofísica, geología e ingenieria de yacimiento y operaciones de EyP petrolera en el ámbito nacional e internacional. Investigador de la geopolítica petrolera mundial. Fue profesor de técnicas de exploración en la Universidad del Zulia, y es expositor itinerante de foros y conferencias sobre petróleo, energía y su impacto en la sociedad moderna / E-mail: josedario.gil@gmail.com

Artículos anteriores del autor:

Se estrecha el camino energético mundial
José Gil* / Soberania.org - 04/08/09

Petróleo, Gas, la OPEP y
Washington para el 2009
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Petróleo y Etanol,
¿Tercer caballo del Apocalipsis?
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