Nuevo método para extraer petróleo Permite recuperar el que queda en el fondo del pozo y agregar años de vida útil al yacimiento 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 barato. ¿Por qué no los hacemos?”