Carlos Fernández, oriundo de Río Tercero, provincia de Córdoba, doctor en Fisicoquímica, egresado de la Universidad Nacional de Córdoba y “defensor de la universidad pública”, según se autodefine, coordina en Estados Unidos un proyecto que busca lograr un fracking más amigable con el ambiente. En un laboratorio nacional, el Pacific Northwest National Laboratory, de Richland, diseñó un fluido inteligente, que podría minimizar el impacto ambiental de la producción en yacimientos de petróleo y gas no convencionales como Vaca Muerta, en Neuquén. “Es una especie de gel, con propiedades reversibles, que responde a estímulos, y puede usarse en presiones y temperaturas variables”, explica en diálogo con Página/12.

Su trabajo fue publicado por la revista de la Sociedad Real de Química del Reino Unido Green Chemistry, dedicada específicamente a la química verde, como lo devela su nombre. Esto significó un mérito todavía mayor para un trabajo que avanza sobre una actividad que suscita controversias ambientales. La propia revista destacó que se trataba de una excepción basada en la solidez científica del trabajo de Fernández. Y el mes pasado el Instituto de Ingenieros Químicos Europeo (IchemE) lo premió como el proyecto de ingeniería química del año.

Fernández cuenta que todo comenzó hace tres años. La Secretaría de Energía norteamericana les encargó el desarrollo de una tecnología “ambientalmente más amigable” para ser utilizada en fracking, tanto para la explotación de energía geotérmica como hidrocarburífera. Y pusieron manos a la obra.

–¿Cómo se efectúa hoy la extracción del petróleo no convencional?

–El proceso completo incluye hacer una serie de perforaciones verticales de 2 o 3 kilómetros de profundidad, que luego continúan de manera horizontal. Se introduce un caño de acero de carbono y entre el caño y la roca se inyecta concreto, que es una barrera impermeable a cualquier químico. Luego empieza el proceso de estimulación hidráulica o fracking, que no es más ni menos que romper la roca madre para sacar las gotas microscópicas de petróleo que hay atrapadas en ella. Como es un tipo de roca que no tiene porosidad, la única forma de sustraerlo es rompiéndola con un fluido. Es decir, no es como el convencional, un manantial subterráneo que fluye espontáneamente hacia arriba. Todo este proceso de inyección de fluidos para generar las fracturas consume una cantidad de energía muy grande y se efectúa generando condiciones de presión inimaginables. Unas 200 o 300 atmósferas de presión, dependiendo de la perforación: es una enormidad, calcule que para inflar un neumático se necesita una presión de apenas 2 atmósferas, y ya para eso se usa un compresor.

–Además de toda esa fuerza bruta necesaria, ¿qué rol juega la química en este proceso?

–El fluido que se inyecta en los yacimientos no convencionales es un 99 por ciento agua y un 1 por ciento un cocktail de químicos para modificar las propiedades del agua, que incluye bajar la tensión superficial, cambiar la densidad, acidez y la viscosidad. Entre esos químicos hay naftaleno, metanol, ácido fórmico, y una cantidad muy grande de tóxicos, al punto de que si llega a penetrar en un acuífero lo contamina de manera irreversible. Por eso Estados Unidos y la Unión Europea están queriendo regular lo más posible esta actividad...

–Me imagino que sin demasiado entusiasmo por parte de las empresas. ¿De qué manera se piensa regular?

–Apuntan a que las empresas petroleras y geotérmicas reporten las listas de los químicos que utilizan. Pero las empresas no quieren, una para proteger la propiedad intelectual y la patente de sus cocktails, y otra por el simple hecho de que son muy tóxicos. En Estados Unidos, 21 estados petroleros ya comenzaron a regular, pidiendo la publicación de los cocktails a más de 500 compañías.

–También se critica la cantidad enorme de agua que se necesita.

–Sin dudas, y nuestro proyecto apunta a disminuir ese impacto ambiental. Esto es aún más serio cuando se fractura en zonas áridas, donde el agua es escasa, y se la transporta cientos de kilómetros. El tratamiento de las aguas que fluyen una vez finalizado el proceso de fracking es costoso y no todas las compañías lo realizan. Generalmente terminan en piletas donde parte del agua se evapora, y parte se reinyecta en el siguiente pozo.

–Cuénteme respecto de su desarrollo tecnológico que acaba de publicarse.

–La idea es utilizar un componente innovador, un polímero denominado polialilamina. Tiene la estructura química de un jabón, con un sulfatante soluble en agua, que no es tóxico y se usa en medicina como vector de fármacos. Cada dos carbonos tiene un grupo amino, que es un grupo básico que puede donar electrones y reacciona con el dióxido de carbono, esto forma cientos de uniones químicas que transforman la solución acuosa en un gel de mayor volumen. Es un polímero estable hasta los 350 grados de temperatura. La idea consiste en agregar una fuerza adicional, que es la del fluido que quiere aumentar su volumen y no puede, porque está confinado. La idea es dejar de necesitar tanta fuerza bruta, y que la tecnología se apoye más en la reacción química, para fracturar de manera más eficiente. En promedio, cada pozo petrolero requiere 16 millones de litros de agua para el proceso de estimulación de la roca. Con sólo hacerlo un 10 o 15 por ciento más eficiente, se economizan 1,6 millón de litros.

–¿Cambiar los compuestos químicos de los cocktails, o modificar las tecnologías, impactaría en la rentabilidad de las empresas?

–Por lo que se ve en Estados Unidos, es una industria que lo que le interesa es que el petróleo salga, y no le importa mucho que procedimiento se usa. Hoy en día el proceso que va desde hacer la perforación hasta que el petróleo comienza a salir, que puede durar un mes, tiene un costo de unos 10 millones de dólares por cada pozo. El 45 por ciento de ese costo energético es el de inyectar el líquido de fractura con bombas, a 300 mil dólares por día. Respecto a nuestra tecnología, estimamos que el costo de la producción del polímero es de 60 mil dólares por pozo, más 30 mil dólares para el transporte del otro insumo necesario, el dióxido de carbono. Sin embargo, un simple análisis económico basado en la eficiencia con que el gel rompe la roca estima un ahorro de un millón de dólares por pozo terminado. De todas maneras no es sólo un tema de costo, sino también de responsabilidad ambiental.

–¿El polímero fracturaría la roca en forma más eficiente?

–Sí, por tres razones. Por un lado, se requeriría de menos energía por bomba inyectora y menor cantidad de días de operación de estas bombas. Por otro lado, la cantidad de agua necesaria sería sustancialmente menor, disminuyendo costos para su transporte y tratamiento posfracking. Finalmente, el proceso de expansión de nuestro fluido es reversible. Simplemente disminuyendo la presión de dióxido de carbono el gel se vuelve líquido y permitiría recuperarlo en la superficie para reciclarlo. Esto permitiría la reutilización de los fluidos de fracking sin necesidad de transportar más agua fresca a los yacimientos.

–¿Este compuesto también podría usarse para acceder a roca caliente y producir energía geotérmica?

–Al igual que con el petróleo, hay energía geotérmica convencional y no convencional. Es decir a la roca caliente, que no es porosa, se la fractura para aprovechar temperaturas de hasta 350 grados centígrados. Se usan dos, o más, pozos ciegos, unidos por microfracturas generadas durante el proceso de fracking. Una vez que ambos pozos se encuentran comunicados por estas fracturas, se comienza con el proceso de extracción de calor. En un pozo se inyecta agua fría, para que del otro salga vapor que puede mover una turbina para producir electricidad. Es como el radiador de un auto, aprovechando ese calor natural subterráneo.

–De cara al futuro del proyecto, ¿cuáles son los pasos a seguir?

–Recién estamos saliendo del laboratorio. Hemos demostrado que este fluido es extremadamente versátil y se puede usar en un rango muy amplio de temperaturas, de 50 a 350 grados centígrados. En los próximos meses realizaremos pruebas piloto en un laboratorio controlado, escalaremos luego a rocas mayores y luego iremos a terreno. Ya hemos conseguido los fondos para comenzar a realizar todos los ensayos de la tecnología hasta llegar a realizarlos en yacimientos reales. Todavía no determinamos el lugar aunque la flexibilidad de esta tecnología nos permitiría explotarla prácticamente en el lugar que deseemos.

–¿Ven alguna posibilidad de aplicación del proyecto en la Argentina?

–Estuvimos en conversaciones con Y-Tec, el organismo de investigación y desarrollo de YPF. Conocimos gente muy capaz y con grandes ideas propias, que se mostraron muy interesados en nuestra tecnología. En este momento estoy trabajando para poder llegar a acuerdos de propiedad intelectual entre Pacific Northwest National Laboratory e Y-Tec.

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