los impactos ambientales de la explotación de hidrocarburos no · 2019. 7. 24. · la fractura...
TRANSCRIPT
Pág
ina1
Los impactos ambientales de la explotación de hidrocarburos no
convencionales
Eduardo Sosa1
Resumen
El análisis sobre la conveniencia de la explotación de hidrocarburos no
convencionales posee grandes incertidumbres científicas que deberían dilucidarse
como condición previa a la autorización. El análisis específico de la relación entre
las técnicas de extracción y la contaminación del agua superficial y subterránea
demuestra que es necesario el desarrollo de mecanismos preventivos y de control
que aseguren que el recurso hídrico en su conjunto no se vea afectado
significativamente.
Temas que son relevantes en la discusión académica como a nivel de las políticas
públicas, son el empleo de grandes volúmenes de agua, la inyección de sustancias
químicas en el subsuelo, el manejo de los desechos en la superficie, la posibilidad
de accidentes que involucren desastres tecnológicos con liberación masiva de
sustancias tóxicas, la contribución de la explotación de hidrocarburos no
convencionales a la disminución de la calidad del aire y al cambio climático, y la
potencialidad para inducir sismos a partir de las operaciones de fractura hidráulica
y la inyección de aguas residuales en el subsuelo.
Se advierte necesario optimizar el manejo de los volúmenes de agua y las aguas
residuales de todo el proceso de fracturación hidráulica, revelar los componentes
de las sustancias comerciales utilizadas en las operaciones de estimulación de los
pozos, y mejorar los sistemas de detección temprana –incluyendo el
fortalecimiento de la legislación- para minimizar el impacto socio-ambiental
negativo de la actividad.
1 Licenciado en gestión ambiental, consultor ambiental en temas de eco-eficiencia y evaluación de
impacto ambiental de proyectos públicos y privados. Presidente de la organización social Oikos red ambiental.
Correo electrónico: [email protected] / [email protected]
Pág
ina2
En relación a la sismicidad, la literatura y los casos analizados permiten corroborar
con razonabilidad una vinculación directa entre la fractura hidráulica y la
sismicidad inducida, pero esta correlación debe ser estudiada para cada sitio en
función de su complejidad geológica, a fin de reconocer la sismicidad natural de la
región de los sismos eventualmente provocados por la fractura hidráulica y de
otras actividades que también son responsables de este fenómeno.
A nivel general, los impactos ambientales de la explotación de hidrocarburos no
convencionales exceden el análisis de sitio y deben evaluarse a nivel regional,
particularmente todo lo relativo a los recursos hídricos, debido a que la mayoría de
las cuencas petrolíferas y gasíferas no convencionales con potencial económico se
encuentran en zonas áridas, donde el agua es el recurso más vulnerable y
solicitado.
Palabras claves: fractura hidráulica, impactos ambientales, agua subterránea, salud
pública, sustancias tóxicas, sismicidad.
Introducción
El presente informe refleja el estado de situación de los conocimientos e
incertidumbres respecto de la explotación de hidrocarburos no convencionales
desde la perspectiva de sus impactos ambientales. El inicio del plan de operaciones
propuesto por la empresa YPF s.a. -en alineación con la política energética
nacional-, han forzado a la institucionalidad pública ambiental, a la academia y a la
sociedad civil a encarar el análisis de las actividades que conforman el proceso de
explotación de hidrocarburos no convencionales, particularmente con la técnica
denominada fractura hidráulica o “fracking” en inglés, de tal manera de constituir
una base de conocimientos que permita enfrentar los dilemas técnicos y
ambientales de la mejor manera posible para la salud humana y la de los
ecosistemas. En el presente documento se analizan los principales aspectos de la
actividad vinculados con los efectos sobre el ambiente, se revisan los argumentos
Pág
ina3
de las partes y la literatura que favorece una identificación y valoración adecuada
de los impactos ambientales.
Alcances y limitaciones del estudio
El presente trabajo responde a la necesidad de contar con un documento de base
para el análisis de la temática de los hidrocarburos no convencionales y su relación
con el ambiente. No es un documento definitivo, ya que el mismo está en
permanente revisión y receptivo a las sugerencias y observaciones de miembros
de la industria, funcionarios de gobierno, académicos, científicos y otros sectores.
Se ha elegido como alcance temporal el período 2004-2014, tomando como
antecedente el boom de la extracción de no convencionales registrada en los
Estados Unidos, que es interpretada como indicador de los procesos que
probablemente transcurran en nuestro país en el futuro cercano, y
fundamentalmente porque en ese país se ha desarrollado la principal experiencia
técnica, que ha sido tomada como referencia para muchos países que buscan
explotar sus propios recursos, con el fin de aportar datos relevantes para el debate,
a la espera de que el desarrollo de la actividad a nivel nacional genere los datos
locales necesarios para ajustar los pronósticos.
El alcance espacial del estudio se remite a la República Argentina, enfocado en las
áreas actualmente en explotación (formación Vaca Muerta), y extrapolando
conclusiones a otras áreas con potencial para el desarrollo de los no
convencionales. Hay que destacar que si bien se han iniciado proyectos de
perforación en Neuquén y se analizan los resultados de perforaciones en el Golfo
San Jorge (Chubut/Santa Cruz), otras áreas revisten interés para la industria, con
lo cual es necesario poner en valor las diferencias en cuanto a factores ambientales
en juego, legislaciones provinciales y sobre todo la actitud social respecto de la
actividad, lo que está fuera del alcance general de este trabajo.
La principal limitación ha sido la escasez de datos sobre las operaciones de
extracción de hidrocarburos no convencionales en el país, por lo que en muchos
Pág
ina4
casos para realizar un análisis comparativo se ha optado por presentar datos
provenientes de explotaciones de los principales reservorios en los Estados
Unidos, país que tiene una gran experiencia en este tema, y de organismos
internacionales relacionados a la energía y el ambiente2. Se han tomado fuentes
diversas, que van desde publicaciones científicas y estudios de impacto ambiental
hasta trabajos de divulgación e información, tratando de conservar la máxima
rigurosidad en su selección e inclusión en el presente trabajo.
Los impactos ambientales a nivel local
Hidrocarburos no convencionales y fractura hidráulica
La producción de gas y petróleo no convencional se desarrolló rápidamente a
partir del avance tecnológico en las técnicas de perforación (particularmente de los
pozos horizontales), en la estimulación de pozos (equipos con mayores presiones
de trabajo), mejores técnicas de cementación y el desarrollo de una nueva
generación de aditivos. La fracturación hidráulica de las rocas es una técnica que se
realiza desde 1949 a nivel comercial3. Las fracturas simples4 fueron comunes en
las décadas del ’70 y ’80, mientras que en la década del ’90 comenzaron a
realizarse fracturaciones en múltiples etapas, y para el inicio del siglo XXI fueron
más comunes los pozos horizontales con fracturación hidráulica multi-etapa, lo
que completó el ciclo de innovación tecnológica.
2 Aun así, la Unión de Científicos Preocupados en los Estados Unidos (una organización sin fines de
lucro conectada con el derecho de los ciudadanos a conocer datos relevantes que afecten su calidad de vida), manifiesta en relación a la situación de los Estados Unidos que “La disponibilidad limitada de datos objetivos e independientes sobre los impactos físicos de esta nueva y extendida actividad industrial sobre la salud pública y el ambiente, más sus efectos sociales sobre las comunidades, ha creado barreras a los científicos que intentan mejorar la comprensión de los riesgos y beneficios” [nota: traducción del autor]. Ver Toward an evidence-based fracking debate: Science, Democracy, and Community Right to Know in Unconventional Oil and Gas Development, disponible en http://www.ucsusa.org/HFreport
3 Carl T. Montgomery and Michael B. Smith. History of Hidraulic Fracturing. JTP. 2010.
4 Una sola fractura por pozo, a diferencia de la fracturación en múltiples etapas donde se va perforando la tubería en distintos sectores para ponerla en contacto con la formación y desarrollar la fractura hidráulica para abrir conductos en la roca por donde fluirá el hidrocarburo.
Pág
ina5
Cada yacimiento presenta sus propias complejidades que afectan la manera en que
se producen los hidrocarburos, la tecnología necesaria y hasta los aspectos
económicos que hacen viable o no un proyecto de exploración/explotación5.
La fractura hidráulica es una técnica de estimulación de la producción de un pozo
que permite extraer hidrocarburos atrapados en ciertas estructuras de roca de
muy escasa o nula permeabilidad6. La Agencia Internacional de la Energía (IEA)
indica que la fractura hidráulica “involucra bombear un fluido –conocido como
fluido de fractura- a alta presión dentro de un pozo y luego, lejos de la superficie,
entrar en la roca objetivo. Esto crea fracturas o fisuras de pocos milímetros de ancho
en la roca. Esas fisuras pueden extenderse decenas o, en algunos casos, cientos de
metros lejos del pozo. Una vez que la presión es liberada, esas fracturas tenderán a
cerrarse otra vez y no provocarán ningún mejoramiento final en el flujo de los
hidrocarburos. Para mantener las fracturas abiertas, pequeñas partículas tales como
arena o perlas de cerámica, son adicionadas al fluido de bombeo para rellenar las
fracturas y actuar como agente apuntalador (o de sostén), el cual permite que el gas
fluya hacia el pozo”.7
Normalmente el gas y el petróleo se encuentran en las denominadas “trampas” a
las cuales han llegado migrando a través de los poros interconectados de las rocas
desde una roca madre llamada “roca generadora”. Debido a su menor densidad y a
otros factores, los hidrocarburos líquidos y gaseosos van subiendo por las capas
5 Una muestra de esto es que mientras en los Estados Unidos los pozos horizontales con fractura
hidráulica multi-etapa han sido una tecnología vital para el crecimiento del shale gas, la Argentina reportó a través de YPF que ha tenido éxito en la producción con pozos verticales fracturados en solo 3 o 4 etapas. Ver YPF , “Unconventional Resources and Reserves at Vaca Muerta Formation”, filing at the Buenos Aires Stock Exchange, 8, February 2012, Buenos Aires, en Energy Agency. En Golden International Rules for a Golden Age of Gas 2012 World Energy Outlook. Special Report on Unconventional Gas.
6 El Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido lo define como “una técnica que usa fluidos, usualmente agua, bombeados a alta presión dentro de la roca que crea fracturas estrechas para crear caminos para que el gas fluya dentro del pozo hacia la superficie. El agua contiene normalmente pequeñas cantidades de otras sustancias para mejorar la eficiencia del proceso, por ejemplo, reducir la fricción. Una vez que las fracturas han sido creadas, pequeñas partículas, usualmente de arena, son bombeadas dentro de ellas para mantener la fractura abierta.”. (Nota: traducción del autor)
7 International Energy Agency. Golden International Rules for a Golden Age of Gas 2012 World Energy Outlook. Special Report on Unconventional Gas. [Nota: traducción del autor]
Pág
ina6
del subsuelo hasta que encuentran un estrato impermeable donde comienzan a
acumularse. El hombre identifica mediante distintos sistemas esas trampas de
petróleo y gas, perfora el techo de esa estructura impermeable para liberarlo y
conducirlo a través de cañerías hasta la superficie y lo procesa para enviarlo a su
comercialización. Como los hidrocarburos vienen con agua y otras sustancias, es
necesario realizar ciertas tareas para despojarlo tanto como se pueda de esas
“impurezas”. En el caso del gas se separa el agua que contiene, eventualmente
algunos componentes más pesados y ya se encuentra en condiciones de ser
comercializado. La refinación del petróleo tiene una mayor complejidad técnica, ya
que del material llamado comúnmente “crudo” salen muchos tipos de
combustibles, desde el querosén hasta los distintos tipos de naftas, diésel, el fuel
oil y otros derivados.
Cuando la roca impregnada con estos hidrocarburos no tiene la permeabilidad
suficiente como para liberar estos valiosos componentes, y si a esto le sumamos
que los poros de la roca (donde se aloja el petróleo o el gas) no están comunicados
entre sí, entonces tenemos un formidable problema técnico para resolver. Aquí es
donde comenzaron a aparecer las técnicas “no convencionales” que permitieron
acceder a esos recursos hidrocarburíferos y por ello se suele denominar a este tipo
de hidrocarburos como “no convencionales”. Lo cierto es que se trata del mismo
tipo de sustancias que las que se vienen extrayendo hace más de 100 años, pero
son las técnicas las que han variado. Dentro de los llamados hidrocarburos no
convencionales hay un conjunto de sustancias que comparten la dificultad de su
extracción (baja o nula permeabilidad) que según el tipo y características de las
formaciones se pueden subdividir en shale gas o shale oil (el ubicado en
formaciones de lutita, pizarra o esquisto), el tigh gas8 y otros como el metano en
capas de carbón (coal bed methane), los petróleos pesados9 y extra pesados como
los de la faja del Orinoco (Venezuela) y los hidratos de metano. Como ya dijimos, la
8 Definición arbitraria que no depende de la conformación y composición de la roca, sino de su
permeabilidad (facilidad de los fluidos para moverse dentro de ella), que es tan baja, que no permite el flujo del gas hacia el pozo, aunque no tanto como la de los esquistos y lutitas (IAPG).
9 Un ejemplo de petróleo de alta viscosidad (denominados heavy oil o petróleos pesados) en nuestro país es el extraído en Llancanelo, Malargüe, al sur de la provincia de Mendoza.
Pág
ina7
técnica utilizada para extraer hidrocarburos no convencionales es la llamada
fracturación hidráulica, que consiste básicamente en inyectar en el pozo grandes
volúmenes de agua con arena y aditivos a altas presiones para romper la roca del
subsuelo cerca de la superficie de contacto del pozo en tantas partes como sea
posible, a fin de liberar el petróleo y el gas de los poros de esas rocas. Sin embargo,
no solo se fractura con agua, sino que en algunos casos se utiliza diésel, ácidos,
espumas y gases para forzar a la roca a entregar los preciados hidrocarburos. La
fractura con diésel ha sido duramente cuestionada por su potencial
contaminante10 11, aunque defendida por grupos “pro-fracking” ligados a la
industria12, y en la actualidad a nivel global un porcentaje mayoritario de los pozos
fracturados utilizan fluidos a base de agua. Lo mismo ocurre con los lodos de
perforación (que tienen gran utilidad al momento de perforar para enfriar las
herramientas de corte y traer a la superficie los materiales sólidos productos de la
perforación), que son en su mayoría a base de agua (aunque para distintas etapas
de perforación pueden ser a base agua/bentonita saturado de cloruros de
sodio/potasio, o base aceite, una emulsión usualmente en un porcentaje de 65% de
gasoil y 35% de agua). Los millones de pozos “fracturados” en todo el mundo desde
la década del ‘50 hasta la actualidad correspondieron en su mayor parte a rocas
con escasa permeabilidad pero con un valor de recuperación importante, lo que
permitió desarrollar nuevas áreas petroleras y aumentar la producción total de gas
y petróleo con las tecnologías disponibles en aquel momento. Sin embargo, habían
ciertos tipos de rocas que contenían petróleo y gas, pero una casi nula
permeabilidad hacía imposible la extracción -entre ellas las rocas pizarra o
esquisto-, y no fue sino hasta la aparición de las nuevas tecnologías mencionadas
10 Luego de conocerse el Reporte del Congreso estadounidense sobre la utilización de millones de
litros de diésel para las fracturas hidráulicas, las empresas respondieron argumentando que “no habían solicitado los permisos correspondientes porque la EPA no había regulado suficientemente el tema y ellos entendían que la práctica estaba permitida”. El caso está ahora en la justicia. Ver Drilling Industry Says Diesel Use Was Legal en http://www.propublica.org/series/fracking/ drilling-industry-says-diesel-use-was-legal.htm
11 USEPA Environmental Protection Agency. Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs, 2004.
12 Cullen, L. and Sahay S. Additional Fracking Chemical Substance Reporting Requirements Under TSCA May Further Complicate Landscape. Arnold & Porter LLP, October 2012.
Pág
ina8
que esos hidrocarburos fueron económicamente rentables para su extracción y
comercialización. Por un lado, la perforación horizontal permitió acceder a una
porción mucho mayor del yacimiento con un único pozo, ya que –a diferencia de la
perforación vertical que intercepta la formación con hidrocarburos en una
pequeña sección que a veces se reduce a una decena de metros- el pozo horizontal
se introduce en la formación y así una mayor superficie del pozo está en contacto
con los hidrocarburos, con lo cual el volumen extraído es mayor que en el caso
anterior para una misma perforación13. Lógicamente, esta técnica requiere la
combinación de un pozo vertical que llega a las cercanías del hidrocarburo, y una
serie de técnicas que provocan que el pozo vaya cambiando su eje hasta
transformarse en un plano cercano a la horizontal. Si a esto le sumamos que existe
la posibilidad de extender varios pozos horizontales hacia diferentes lugares con
una sola perforación vertical, tenemos una fabulosa técnica que mejora
notablemente las posibilidades de extraer mayor cantidad de hidrocarburos en un
área más amplia. Por otra parte tenemos una innovación respecto de las fracturas
hidráulicas, ya que las presiones con que trabajan los equipos modernos provocan
rupturas en rocas extremadamente duras, con lo cual existen formaciones que
hasta hace 10 años no era posible acceder pero hoy con esta tecnología se
transforman en reservas dentro de las compañías.
Para mejorar la eficiencia de la fractura de la roca, al agua inyectada se le adiciona
arena (o a veces perlitas de cerámica) y aditivos que tienen como función
aumentar la viscosidad del fluido (generando más presión contra la roca y
mejorando el traslado de la arena), mejorar el deslizamiento de los fluidos
lubricando las paredes con las que friccionan, y combatir las bacterias que se
forman en este ambiente propicio de humedad y temperaturas altas, pero que
corroen las estructuras metálicas como las tuberías por donde se extraen los
13 En Argentina, sin embargo, existe la posibilidad de desarrollar este tipo de yacimientos a partir
de pozos verticales, debido al espesor del cuerpo mineralizado, que es dos y hasta tres veces mayor que en los Estados Unidos. Si bien la tecnología de pozos horizontales prevalece en Norteamérica, en nuestra región las compañías recién están en la etapa de delimitación de la extensión del recurso, por lo cual el empleo de este tipo de pozos es el indicado (comentario extraído de Barreiro, Eduardo y Masarik, Guisela. No convencionales: la Argentina, un año en el mapa internacional. Revista Petrotecnia, año 53, N° 4).
Pág
ina9
hidrocarburos. Los porcentajes en volumen pueden variar pero en términos
generales en la mezcla hay un 95 % de agua, un 3% a 4,5% de arena y el resto son
los aditivos. El volumen de agua para ocasionar la fractura del subsuelo puede
variar, pero se estima entre los 10 y 30 millones de litros de fluido (agua, arena y
aditivos) y generalmente ronda en un promedio de 10 a 12 millones de litros para
cada pozo fracturado14, a lo que hay que sumar el agua utilizada para la
perforación propiamente dicha. Según cifras del sector petrolero estadounidense,
una operación típica de fractura hidráulica requiere entre 11,3 y 18,9 millones de
litros15 por pozo. En Argentina las empresas presentan valores disímiles16. Una vez
inyectado el fluido, la roca comienza a fracturarse y el gas o el petróleo comienzan
a fluir lentamente. Durante esta operación, el agua que fue inyectada para fracturar
la roca es recuperada en una proporción que podrá variar del 15-20 % al 80-85%17
18, aunque algunos autores lo ubican entre el 9 y el 35%19 o entre el 10 y el 40%
para las dos primeras semanas luego del proceso de fractura20 21, según datos de la
USEPA22 23.
14 El IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) afirma que “La estimulación hidráulica de un
pozo de hidrocarburos de esquisto, por ejemplo, suele demandar entre 10.000m3 y 30.000 m3 de agua, dependiendo de la geología específica y de los requerimientos de dicha estimulación”.
15 Arthur D. et al. Water resources and use for hydraulic fracturing in the Marcellus Shale region. ALL Consulting. 2011.
16 Por ejemplo, la empresa operadora O&G Development s.a. presenta para un pozo horizontal de longitud final de 3.600m MD (measured depth or along hole) en la formación Vaca Muerta, Yacimiento Águila Mora, un volumen de fluido de fractura de 5.760.000 litros para seis etapas de fractura, mientras que la empresa Total para un pozo de shale gas ubicado en la misma formación, con una longitud final de 2.855m MD ha previsto 8.000.000 de litros y 4 etapas de fractura (datos obtenidos de los informes ambientales presentados por ambas empresas para ser sometidos al procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental en la provincia de Neuquén durante 2012 y 2013).
17 El Reporte Tyndall usa datos de la US EPA y coloca este rango entre el 15 y el 80%. Ver Broderick, J. et Al. Shale gas: an updated assessment of environmental and climate change impacts. Tyndall Centre. University of Manchester. UK., 2011. Pág. 14.
18 Tyndall Centre para la investigación del cambio climático es una organización del Reino Unido formada por las Universidades de Oxford, Cambridge, Newcastle, Manchester, Sussex, East Anglia y Southampton.
19 Sumi L. Shale gas: focus on Marcellus shale. Report for the Oil & Gas. Accountability Project/ Earthworks. 2008. Disponible en http://www.earthworksaction.org/pubs/ OGAPMarce llusShaleReport-6-12-08.pdf. Durango. CO.
20 Vidic, R. D. (2010, March 18). Sustainable water management for Marcellus Shale development. Presented at Marcellus Shale natural gas stewardship: Understanding the environmental impact,
Pág
ina1
0
El agua de retorno o “flowback” viene cargada con los aditivos que se le agregaron
más aquellos minerales que removió del subsuelo (que puede incluir metales
pesados y sustancias radioactivas de ocurrencia natural), lo cual la transforma en
un efluente residual peligroso que debe tener un tratamiento y una disposición
final adecuada. Ni bien el petróleo o el gas comienzan a fluir hacia la superficie,
recibe el mismo tratamiento que aquellos hidrocarburos que fueron extraídos de la
manera convencional.
Los pozos fracturados suelen tener una vida útil menor que los convencionales.
Los reservorios tienden a tener altos caudales iniciales y declinan fuertemente
entre un 70 u 80% al cabo de un año24 25. La producción típica de gas de los pozos
de Barnett Shale26 (Texas, Estados Unidos) fue de unos 11 millones de m³ por pozo
durante el primer año, pero tan solo de 80.000 m³ en el noveno año y de unos
40.000 m³ en el décimo [Quicksilver, 2005]27. Esta es la razón por la que deben ser
refracturados para alargar su vida útil28, lo cual implica una costosa logística y una
Marcellus Shale Summit, Temple University, Philadelphia, PA. Disponible en http://www.temple. edu/environment/NRDP_pics/shale/presentations_TUsummit/Vidic Temple-2010.pdf.
21 Ewing, J. Taking a proactive approach to water recycling in the Barnett Shale. Presented at the Fort Worth Business Press Barnett Shale Symposium, 2009. Disponible en http://www. barnettshalenews.com/documents/EwingPres.pdf
22 La EPA suele tomar como referencia para los controles un valor entre 3 y 10 días, aunque la industria manifiesta que debería corregirse ya que la mayoría del flujo de retorno o flowback es extraído en un tiempo mucho menor. También sucede que el flowback puede tardar varios meses en ser recuperado, dependiendo de muchos factores geológicos.
23 El Tyndall Centre afirma que el 60% del flowback se recupera dentro de los primeros cuatro días después de la fractura hidráulica. Ver en Broderick, J. et Al. Shale gas: an updated assessment of environmental and climate change impacts. Tyndall Centre. University of Manchester. UK., 2011
24 Moreyra, J. Los reservorios y los aspectos comerciales de los no convencionales. Revista Petrotecnia, Abril 2011, N°2, año 53.
25 La IEA ubica este rango entre el 50 y el 75% para el primer año.
26 Barnett Shale fue el primer “shale play” estadounidense en entrar en producción a escala con técnica de fracturación hidráulica, en el año 2005.
27 Quicksilver. The Barnett Shale: A 25 Year “Overnight” Success. 2005. En Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011.
28 Además, para mantener la producción del yacimiento, el proyecto debe incluir la perforación sostenida de nuevos pozos para compensar aquellos que bajan su producción, lo que requiere un
Pág
ina1
1
serie de complejidades técnicas que deben ser resueltas ingeniosamente para
evitar mayores impactos ambientales negativos o la pérdida de la capacidad
productiva del pozo. Por ello varios autores indican que los pozos perforados para
producir gas de esquisto (shale gas) deben fracturarse varias veces durante su
ciclo de vida. Cada operación de fractura adicional puede necesitar más agua que la
anterior [Sumi 2008]29. En algunos casos, los pozos se vuelven a fracturar hasta
diez veces [Ineson 2010]30.
Hidrocarburos no convencionales y análisis de impactos
La idea de identificar y valorar los impactos ambientales de la explotación de
petróleo y gas no convencional nos remite inmediatamente a un conjunto de
actividades de sitio, ubicadas principalmente sobre el área de explotación y
particularmente en la locación donde se ha perforado para extraer los
hidrocarburos; sin embargo, existe un área de influencia indirecta mucho mayor,
que incluye la cuenca hídrica desde la perspectiva geográfica, las provincias a nivel
jurisdiccional-territorial y también hay una dimensión nacional y global que debe
ser considerada. Es decir, que la evaluación del impacto ambiental excede por lejos
el área del yacimiento e involucra otros territorios y tópicos temáticos que
frecuentemente escapan a los estudios de impacto ambiental.
Asimismo, el enfoque de sitio o por proyecto de explotación, no nos permite
evaluar adecuadamente los impactos acumulativos y sinérgicos del desarrollo
regional de la explotación hidrocarburífera, por lo cual desde todo punto de vista
esfuerzo de inversión enorme en el largo plazo. Esta lógica es discutida tanto por grupos ambientalistas como por científicos que alegan que esa inversión podría destinarse en parte a fortalecer las tecnologías de producción de energía renovable.
29 Sumi L. Shale gas: focus on Marcellus shale. Report for the Oil & Gas Accountability Project/ Earthworks. 2008. En Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011.
30 Ineson, R. (INGAA Foundation) Changing Geography of North American Natural Gas, April 2008, Pág 6. En Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011.
Pág
ina1
2
es recomendable analizar la actividad desde la integralidad antes que la
particularidad, y desde la complejidad antes que la singularidad, para adquirir una
visión más comprehensiva de la misma que refleje de manera más clara su
funcionamiento y las interacciones con el resto del sistema. La herramienta más
adecuada para el abordaje de esta cuestión se llama Evaluación Ambiental
Estratégica.
El debate social y académico, ni bien iniciado, se concentró casi exclusivamente en
los efectos de la actividad sobre la calidad del agua subterránea y la posibilidad de
que la inyección de fluidos o el escape incontrolado de gases a través de las
fracturas del terreno pudiera inducir sismos a nivel local. Sin embargo, hay muchos
aspectos que no han sido suficientemente tratados y que esperamos abordar en
este trabajo, tales como la capacidad de gestión de los efluentes, las sustancias que
se agregarían a los pozos para mejorar el desempeño de la fractura hidráulica, los
impactos sociales y sobre la institucionalidad provocados por la resistencia
ciudadana, y otros que buscan dilucidar aspectos esenciales para abordar un
proceso de toma de decisiones informado, que lleve a la sociedad al mejor camino
posible dentro de las circunstancias coyunturales y estructurales en la que estamos
inmersos.
Es imprescindible aclarar que la identificación de los impactos ambientales
negativos de la actividad es solo una pequeña parte de un proceso integral que
involucra la valoración cuali-cuantitativa de dichos impactos, la generación de un
conjunto de medidas preventivas, mitigadoras y compensatorias que permitan la
mejor gestión ambiental posible, y el establecimiento de un plan de vigilancia y
control que asigne responsables a las actividades programadas que hubieren
surgido como más adecuadas para gestionar los impactos negativos generados31.
Este informe se concentra solo en la identificación de los impactos ambientales con
énfasis en los impactos sobre la naturaleza, la salud pública, aspectos sociales e
institucionales.
31 Conesa Fernandez-Vítora, M. Guía metodológica para la Evaluación de Impacto Ambiental.
Mundi-Prensa. Madrid. 1997.
Pág
ina1
3
Si bien estamos hablando de soluciones técnicas aplicadas para resolver un
eventual problema ambiental, no debemos olvidarnos que hay conflicto social en
torno a la actividad32 33 34 35 36 37. Por ende, este tipo de soluciones normalmente
resultan insuficientes para abordar todas las dimensiones de la conflictividad
ambiental. La fractura hidráulica ha pasado de ser una mera técnica de explotación
de hidrocarburos a convertirse en el centro del debate social, energético y político,
temas que exceden los alcances de este trabajo.
Hidrocarburos no convencionales desde la perspectiva del impacto ambiental
Para empezar con el análisis, vamos a decir que la extracción de hidrocarburos no
convencionales posee muchas actividades en común con la extracción de los
convencionales. La apertura de caminos, el desmonte para instalar las locaciones38,
el traslado del hidrocarburo líquido o gaseoso y parte de la logística relacionada a
la perforación, son muy similares. Incluso, la fracturación hidráulica es una técnica
conocida desde hace varios años y utilizada en la extracción de hidrocarburos
convencionales39.
32 http://www.theguardian.com/environment/gallery/2014/jan/13/fracking-protest-barton-
moss-in-pictures (accesado el 13 de enero de 2014).
33 http://www.lanacion.com.ar/1615759-mapuches-bloquearon-una-planta-de-ypf (accesado el 13 de enero de 2014).
34 http://panamaon.com/noticias/ultima-hora/1136853-activistas-contra-el-fracking-irrumpen-en-el-campamento-de-chevron-en-rumania.html (accesado el 13 de enero de 2014).
35 http://www.diariodecadiz.es/article/provincia/1678226/cadiz/libre/fracking/saluda/la/ extincion/dos/permisos/investigacion/hidrocarburos.html (accesado el 13 de enero de 2014).
36 http://www.huffingtonpost.com/2014/01/02/colorado-fracking-amendment_ n_4533077.html? utm _hp_ref=fracking (accesado el 13 de enero de 2014).
37 http://www.theguardian.com/environment/2014/jan/12/anti-fracking-protests-corporation-interest (accesado el 13 de enero de 2014).
38 La locación es el área de terreno donde se realizan las operaciones de explotación de los hidrocarburos, que aloja la torre de perforación y toda la infraestructura y equipamiento necesario para la producción del pozo (la extracción del hidrocarburo).
39 King, G. What every representative, environmentalist, regulator, reporter, investor, university researcher, neighbor and engineer should know about estimating frac risk and improving frac performance in unconventional gas and oil wells. Society of Petroleum Engineers. SPE 152596. 2012.
Pág
ina1
4
La SPE (Society of Petroleum Engineers) calcula que desde los años ‘50 a la fecha
se han realizado más de 2,5 millones de fracturas en todo el planeta,
correspondiendo un millón solo a los Estados Unidos40, la mayoría de ellas
respondiendo a procesos de extracción de hidrocarburos convencionales. Sin
embargo, la diferencia principal radica en la complejidad que plantea la geología
para liberar los hidrocarburos, los volúmenes de agua y sustancias químicas
utilizados en relación a la explotación convencional, y las características de las
sustancias químicas que se inyectan para mejorar el desempeño del proceso,
además de las posibles consecuencias en la calidad del agua subterránea y la
posibilidad de que la inyección de fluidos a gran escala induzca a la sismicidad
local o regional. Este trabajo se enfocará en aquellas actividades distintivas en la
extracción de los recursos hidrocarburíferos no convencionales.
La gestión de desechos de perforación es uno de los desafíos más importantes de la
industria petrolera (Morillon et al., 2002). El lodo y los recortes generados durante
el proceso de perforación (llamado “cutting”) son el mayor problema41 para el caso
de los hidrocarburos convencionales. En algunos pozos se suelen generar hasta
500 toneladas de cutting, los que hay que disponer en forma adecuada42. A estos
dos tipos de desechos debemos agregar –para el caso de los no convencionales-
grandes volúmenes de la llamada “agua de retorno” o flowback, que no es sino el
fluido de fractura que regresa a la boca del pozo –una vez que cedió la presión que
fracturó la roca de esquisto-, traída por la presión de salida del hidrocarburo, que
arrastra además otros elementos químicos removidos de la roca fracturada.
El desafío de la gestión ambiental es procesar todos estos residuos y efluentes de la
manera más rápida, económica y amigable con el ambiente, intentando recuperar
la mayor parte del agua para utilizarla en nuevas etapas de la fractura hidráulica o
la inyección para la perforación de nuevos pozos, o en lo que llamamos
40 Idem 3.
41 Muriel García, M. et Al., Determination of the risk condition for the drilling cuttings re-injection process into depleted wells in two offshore platforms at the southwest of the Campeche Sonda, en Revista del Instituto de Investigaciones FIGMMG Vol. 12, N.º 24, 82-93 (2009) UNMSM.
42 International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012. World Energy Outlook Special Report on Unconventional Gas. 2012.
Pág
ina1
5
recuperación secundaria de yacimientos maduros, cuando sea factible. La práctica
muestra que solo un porcentaje menor del agua es reciclada43 y por lo general se
inyecta en profundidad o, eventualmente, se envía a tratamiento y disposición final
a través de operadores de residuos peligrosos autorizados por el Estado44. Dos de
los métodos de disposición final son los pozos de inyección y los pozos sumidero,
que en los Estados Unidos son opciones ampliamente utilizadas por la industria,
bajo la regulación de la EPA y las agencias estatales.
A nivel general, las preocupaciones más relevantes respecto de los impactos
ambientales pueden concentrarse en las siguientes45:
a. Sismos inducidos por el desplazamiento de fallas cercanas a los
pozos;
b. Contaminación del agua subterránea y posiblemente de las fuentes
de agua para consumo humano con gases naturales y otras
sustancias químicas;
c. Emisiones a la atmósfera de componentes volátiles tales como
dióxido de carbono y metano;
d. La fuga de lodos de perforación y otros efluentes de las piletas de
contención que pudieran afectar recursos hídricos superficiales.
A su vez, algunos de los aspectos geológicos relevantes que se relacionan con los
impactos ambientales, son los siguientes46:
43 Ver porcentajes de recuperación en página 9.
44 En Argentina y para la producción de hidrocarburos convencionales es común la inyección del agua coproducida en los llamados pozos de inyección, con la finalidad de promover dentro de la formación la recuperación secundaria del hidrocarburo. También se los suele inyectar en pozos sumidero, generalmente dentro de los yacimientos, donde el agua coproducida tiene disposición final en formaciones que normalmente no son las productoras de hidrocarburos. Sin embargo, con la fracturación hidráulica se adiciona al proceso global un volumen mucho mayor de efluentes que podría generar problemas para la gestión ambiental del yacimiento, con lo cual será necesario desarrollar la logística y las instalaciones para el tratamiento del agua y eventualmente, el reciclaje, consistentes con las tasas de producción de flowback.
45 Healy, D. Fracking: Current Knowledge and Potential Environmental Impacts. Department of Geology and Petroleum Geology, University of Aberdeen. Aberdeen, United Kingdom. 2012. Se trata de un estudio a pequeña escala realizado por la Universidad para la Agencia de Protección Ambiental de Irlanda. [Nota: traducción del autor]
Pág
ina1
6
a. La comprensión limitada de los patrones de fractura de la rocas y de
los procesos dentro del esquisto;
b. La habilidad limitada para predecir y cuantificar la red de fracturas
permeables en el subsuelo antes de la perforación;
c. La precisión con la que puede determinarse la geometría (tamaño o
extensión, posición, espesor) de las formaciones de esquisto y los
acuíferos, especialmente en áreas con una historia geológica
compleja.
Algunos autores afirman que los riesgos primariamente dependen de la calidad e
integridad del encamisado, la correcta cementación de los pozos y la gestión de los
residuos en superficie, más que del proceso de fractura propiamente dicho47. Hay
también un riesgo significante derivado de la naturaleza y el destino de los fluidos
utilizados en la perforación y en la fracturación hidráulica, así como de los efectos
del gas liberado. Posiblemente los mayores impactos ambientales dependan de la
logística asociada a la extracción de los hidrocarburos y el manejo de las
operaciones de perforación en superficie.
A su vez, y dentro de las actividades de perforación, la USEPA (United States
Environmental Protection Agency) reconoce 5 grandes áreas de trabajo que
podrían provocar impactos ambientales negativos a la calidad del agua48, a saber:
a. Adquisición, recuperación y manejo de grandes volúmenes de agua
de las operaciones de perforación (aguas coproducidas) y
fracturación hidráulica (flowback);
b. Derrames de fluidos para la fracturación hidráulica en superficie o
cerca de acuíferos al momento de verter los químicos al agua y
realizar la mezcla;
c. La inyección y proceso de fractura propiamente dicho;
46 Ídem 11.
47 Ibid.
48 Ibid.
Pág
ina1
7
d. Derrames de aguas coproducidas o agua de retorno (flowback) en
superficie o cerca de acuíferos en la misma operación del pozo;
e. Inadecuado tratamiento de aguas provenientes de las operaciones de
perforación y fracturación hidráulica.
Es cierto que la fractura hidráulica –como técnica de estimulación- no es la
culpable exclusiva de la contaminación del suelo, el agua o del aire. Es el conjunto
de operaciones que acompañan a esta técnica la que genera los mayores riesgos de
contaminación que se traducen en derrames en superficie, contaminación de
acuíferos, etc., y es precisamente el mal manejo de las operaciones la que deviene
en accidentes con sus consecuencias ambientales. Por ello el factor humano es
crucial para minimizar los riesgos.
Otra de las acciones que involucran impactos ambientales negativos es el
incremento del tráfico de camiones, a consecuencia del proceso de perforación y
terminación del pozo, que guarda similitud con la explotación de hidrocarburos
convencionales, pero a mayor escala debido a los mayores volúmenes de agua,
arena y sustancias que es necesario transportar hasta el área de perforación, así
como de los equipos móviles que proporcionan presión para la inyección, el
traslado fuera del yacimiento de las aguas residuales y el mantenimiento de las
instalaciones. Este periodo podría durar 45 a 60 días, pero hay literatura que ubica
este lapso de tiempo entre 20 y 30 días49, mientras que el conjunto de operaciones
desde la apertura de caminos hasta el momento de la producción podría resultar
en un periodo que va desde los 500 a los 1.500 días, según algunos autores y
organismos públicos50.
49 Ground Water Protection Council. Modern Shale Gas development in the United States: a Primer.
U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy and National Energy Technology Laboratory. Oklahoma, 2012.
50 New York State. Supplemental generic environmental impact statement on the oil, gas and solution mining regulatory program’ by the New York State Department of Environmental Conservation Division of Mineral Resources, 2009.
Pág
ina1
8
Entonces, los riesgos e impactos de los procesos y el desarrollo de los
hidrocarburos no convencionales pueden dividirse en51:
a. Contaminación de las fuentes de agua subterránea por fluidos de la
fractura hidráulica o contaminantes movilizados derivados de:
i. Fallas en el encamisado del pozo (casing); y/o
ii. Migración desde el subsuelo;
b. Contaminación de la tierra y del agua superficial, y potencialmente
del agua subterránea, a través de la superficie, que surjan de:
i. Derrames de aditivos utilizados en la perforación, fractura
hidráulica y terminación/completación del pozo; y,
ii. Derrame de tanques, ruptura de piletas de contención de
aguas de retorno debido a tormentas, roturas de facilidades
conteniendo lodos y recortes de perforación (cutting) o agua
de retorno (flowback);
c. Almacenamiento, transporte y tratamiento de aguas residuales;
i. Fugas de tanques;
ii. Vuelcos intencionales;
d. Impactos a la tierra y al paisaje provenientes de;
i. Pérdidas en los equipos de perforación y las locaciones;
ii. Instalaciones de almacenamiento o tanques;
e. Rutas de acceso
i. Accidentes con fugas de aditivos y aguas residuales;
ii. Polvo y emisiones de combustible;
iii. Accidentes automovilísticos;
51 Broderick, J. et Al. Shale gas: an updated assessment of environmental and climate change impacts.
Tyndall Centre. University of Manchester. UK.
Pág
ina1
9
f. Impactos ocasionados durante la construcción y desarrollo del pozo:
i. Ruido / contaminación lumínica o sonora durante la
perforación y terminación del pozo;
ii. Impacto del tráfico local;
iii. Impactos sísmicos
a. por lubricación de fallas con fluidos de fractura
inyectados a gran escala;
b. por inyección de aguas residuales de la fractura
hidráulica a pozos profundos;
c. por propagación de fracturas;
Un elemento central del análisis, es que en la evaluación de impactos ambientales
hay poco margen para la generalización, debido a que cada proyecto de
exploración/explotación es distinto del otro, ya sea por las complejidades
geológicas, las propiedades químicas y mecánicas del reservorio, el factor humano,
el clima, los proveedores, los controles ambientales, los equipos disponibles al
momento de la perforación, los aditivos disponibles al momento de la fracturación,
etc., lo que convierte a cada identificación y valoración de impactos en un proceso
fuertemente predictivo, a pesar de la experiencia acumulada en un yacimiento, de
la capacitación de los equipos de trabajo y del seguimiento estricto de los
procedimientos. Siempre aparecen factores no contemplados que obligan a
cambios de último momento, por lo cual el análisis, si bien puede contener
elementos relevantes para la toma de las decisiones, es altamente prospectivo y en
cierta manera “especulativo”. Este trabajo hace hincapié en esta situación, ya que
hay muy pocos datos disponibles sobre la forma de trabajo de campo con no
convencionales en la Argentina disponibles fuera de la industria, y por ello no hay
otra opción que realizar análisis comparativo con experiencias en otras latitudes y
volcarlas a la realidad local, en especial la de los Estados Unidos, que lleva varios
años desarrollando esta técnica.
Pág
ina2
0
Impactos ambientales del proceso de exploración y explotación de petróleo y gas a
nivel de sitio
Los impactos de la actividad comienzan durante la exploración, donde según la
técnica utilizada, se llega a conclusiones preliminares más o menos precisas acerca
de la presencia de hidrocarburos en el subsuelo. El paso de camiones vibradores y
las microexplosiones subterráneas provocan el primer efecto en el alejamiento de
la fauna, rotura de plantas por pisoteo de los camiones y pérdida de hábitats de la
microfauna cavícola, aves, etc.; esto impacta negativamente sobre la distribución
de las poblaciones de fauna silvestre y la biodiversidad. Las plantas leñosas que
mueren pasan a formar parte de la necromasa, que en ambientes áridos
incrementa las posibilidades de propagación de incendios. Y si bien un buen
porcentaje de las plantas se recupera luego del pisoteo, es evidente que quedan
efectos negativos sobre el suelo y la flora a partir del paso de los camiones a campo
traviesa. La ecuación aumento de la necromasa - incremento de incendios, trae
como impacto ambiental negativo la pérdida de biodiversidad y una disminución
de la capacidad del campo para el desarrollo productivo primario (esta situación se
da en el caso de actividad pecuaria conviviendo con actividades que podrían
provocar la situación mencionada).
Luego tenemos la apertura de caminos hasta el sitio donde se desarrollará la
locación, en la práctica un cuadrado de 100 por 100 metros en la explotación de
hidrocarburos convencionales, que para el caso de no convencionales aumenta por
la gran cantidad de equipos adicionales necesarios para las tareas de suministro de
agua, arena y aditivos, pudiendo llegar en promedio a las 2 hectáreas. Allí tenemos
el desmonte de toda el área que incluye los caminos de acceso y la locación
propiamente dicha, junto con la nivelación del terreno. La diferencia para los pozos
de hidrocarburos no convencionales es que el equipamiento logístico se
incrementa notablemente, debido a que es necesario disponer de agua y sustancias
químicas diversas en grandes volúmenes, grandes equipos para generar la presión
de fractura en la roca, espacio para almacenar el agua de retorno y todos los
desechos generados, que para el caso de los no convencionales son mayores
Pág
ina2
1
debido a que las perforaciones suelen tener mayor longitud, lo cual genera mayor
cantidad de materiales extraídos. Este impacto sobre el uso de la tierra por lo
general es irreversible, ya que las locaciones rara vez suelen utilizarse para otras
actividades una vez que la industria petrolera o gasífera se ha retirado del lugar.
Incluso en algunos sitios la presencia de picadas y viejos caminos petroleros ha
favorecido el ingreso de cazadores furtivos a áreas hasta ese momento
inaccesibles, lo cual significa una fuerte presión a la fauna silvestre. Esto no implica
negar los enormes beneficios que los caminos petroleros brindan a las
comunidades alejadas de los centros urbanos.
El tráfico de camiones es una fuente importante de emisiones a la atmósfera y
contribuye a los impactos negativos a la calidad del aire, junto con los motores
generadores, y el venteo de gases de los pozos. Si bien no hay estudios específicos
sobre la contribución específica del transporte dentro de una operación de
explotación hidrocarburífera, existen algunas aproximaciones que pueden tomarse
en cuenta para los futuros desarrollos en el país. Según la EPA, y basado en datos
del NPS (National Park Service) ha estimado entre 300 y 1.300 camiones por pozo,
para el área de Marcellus Shale52. Por su parte, ICF International asegura que el
tráfico estimado para un pozo es en promedio de 330 camiones53. Por su parte, el
MIT considera que en una típica explotación de no convencionales la cantidad de
viajes está entre 890 y 1.34054. Esto conlleva además el impacto por las emisiones
atmosféricas provocadas por el movimiento de los camiones y equipos pesados,
52 NPS (National Park Service).Potential development of the natural gas resources in the Marcellus
Shale, New York, Pennsylvania, West Virginia, and Ohio. Washington, DC: Department of the Interior. 2008. Disponible en http://www.eesi.psu.edu/news_events/EarthTalks/2009Spring/ materials2009spr /NatParkService-GRD-M-Shale_12-11-2008_view.pdf.
53 ICF International. (2009a, August 5). Technical assistance for the draft supplemental generic EIS: oil, gas and solution mining regulatory program. Well permit issuance for horizontal drilling and high-volume hydraulic fracturing to develop the Marcellus Shale and other low permeability gas reservoirs—Task 2. Albany, NY: ICF Incorporated, LLC, New York State Energy Research and Development Authority, 2010. Disponible en http://www.nyserda.org/ publications/ICF _Task_2_Report_Final.pdf, en USEPA. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C., 2011.
54 Moniz E., Jacoby H. Et. al. The future of natural gas: an interdisciplinary MIT study. Massachusetts Institute of Technology, 2012.
Pág
ina2
2
que resultan en un incremento de los gases de nitrógeno, carbono e hidrocarburos
en el aire, que puede afectar localmente la calidad del aire. A nivel acumulativo,
tenemos que todo este movimiento, sumado al venteo y/o quemado de gases en los
pozos y las fugas provocadas durante el proceso de fractura, contribuyen
notablemente al calentamiento global, como se analizará más adelante.
El Estado de Nueva York realizó en 2009 un cálculo del movimiento de camiones
dentro de un yacimiento, basado en un conjunto de 6 perforaciones horizontales
en una misma locación y dos estimaciones (mínima y máxima), llegando a una
cantidad de visitas de camiones entre 685 y 1.050 para cada pozo y entre 4.315 y
6.590 para el total, siendo que el 90% del tráfico estaba asociado al proceso de
fractura hidráulica55.
Por su parte, según el Departamento de Ambiente del mismo Estado de Nueva
York, que realizó un cálculo específico para un solo pozo, resulta que una
operación de fractura requiere una logística de entre 800 y más de 2000
camiones56. Lógicamente la diferencia en las cifras deviene de la toma de
diferentes términos de referencia y distintas situaciones, lo cual no invalida los
datos, aunque hace necesario disponer de ejemplos locales para ajustar el análisis.
El tráfico intenso incrementa el riesgo de accidentes y consecuentemente los
impactos ambientales negativos sobre la flora, la fauna y la salud pública, sobre
todo si las áreas de explotación comparten el territorio con otras actividades como
agricultura, ganadería, se encuentran cerca de zonas urbanizadas o son transitadas
camino al yacimiento.
Luego tenemos todos los impactos negativos provocados por el vuelco de aguas
coproducidas, las empleadas en la perforación, la fracturación y el traslado de las
aguas residuales a los sitios de tratamiento y disposición final. Estos afectan
mayormente el suelo que contactan, y eventualmente pueden contaminar el agua
55 New York City Department of Environmental Protection (NYCDEP). Rapid Impact Assessment
report: Impact Assessment of Natural Gas Production in the New York City Water Supply Watershed. 2009, pág. 29.
56 Idem.
Pág
ina2
3
superficial y los acuíferos, dependiendo de varios factores como el volumen del
derrame, el tipo de producto presente, los tiempos de respuesta para acotar el
daño, etc.; en la actualidad la técnica conocida como de “locación seca”57 reemplazó
a la anterior que depositaba los lodos en piletas naturales (con la consecuente
filtración a las capas inferiores del terreno y eventualmente la contaminación de
fuentes de agua subterránea). Usualmente los recortes se envían a tratamiento
térmico (incineración en horno) y luego van a disposición final58.
También debemos agregar que en relación al pozo, la rotura del encamisado
(casing) o del cemento que protege el terreno del paso de las herramientas de
perforación, las sustancias inyectadas y los hidrocarburos extraídos, puede
provocar fugas que eventualmente podrían tomar contacto con el agua
subterránea. Incluso una rotura mayor del pozo podría comunicar fuentes de agua
dulce y salada y contaminarlas sin necesidad de la presencia del hidrocarburo, que
es lo que suele ocurrir con pozos de agua que resultan abandonados o que han sido
mal construidos.
Otros impactos devienen de la pérdida de hidrocarburos de las operaciones de
extracción, depósito transitorio en tanques o de la maquinaria que se utiliza. Las
lluvias pueden provocar desbordes de las piletas con fluidos de perforación si no
hay suficiente previsión con el manejo de los volúmenes, sitios de descarga ante
emergencias o alguna acción para prevenir la contingencia. A veces las malas
prácticas o los imprevistos resultan en fugas de hidrocarburo que contaminan el
suelo o el agua superficial. Normalmente la gestión ambiental petrolera tiene
elementos preventivos como mantas o geomembranas que pueden retener ciertos
volúmenes de contaminantes, pero si no son advertidos a tiempo o si se satura la
57 En la locación seca los residuos sólidos de la perforación se separan con máquinas centrífugas y
zarandas y se depositan con muy poca humedad dentro de contenedores para disponerlos posteriormente. La fracción líquida se trata para separar los sólidos finos, que tiene el mismo destino que el cutting (este procedimiento se conoce como “dewatering”), y el líquido es utilizado para preparar nuevos barros y agregarlos al circuito de barro de la torre de perforación.
58 En Argentina la empresa Petrobras s.a. utilizó recortes de perforación para la construcción de una locación como experiencia piloto, con buenos resultados preliminares en cuanto a parámetros físicos y químicos. Ver Chiappori, L., Follis E., Kocina, S. y Luna, R. Utilización de recortes de perforación en la construcción de locaciones. Revista Petrotecnia, Octubre 2013. Año 53, Nro. 5.
Pág
ina2
4
capacidad de los materiales absorbentes, el derrame llega ineludiblemente al suelo
y lo contamina. Esto impacta en la distribución y dominancia de comunidades de
flora, pérdida de hábitats para aves y otros animales y en una pérdida general de
productividad del ecosistema. La recomposición del daño es por lo general
imposible, y solo puede alcanzarse un resultado medianamente satisfactorio con
tareas de remediación que incluyen el descalzado del suelo (y la pérdida de la capa
fértil), su tratamiento (a través de la técnica de landfarming, lavado, biopilas u
otra) y la revegetación del sitio con especies nativas, cuando es factible.
Fuera de las operaciones cotidianas de perforación y extracción de hidrocarburos,
la construcción de la locación, el mejoramiento y estabilización de los caminos de
acceso requiere de áridos que suelen extraerse de canteras cercanas, con lo cual
hay un efecto sobre la morfología del terreno, desmonte de flora silvestre y otros
que podrían provocar la disminución de la capacidad de escurrimiento del terreno,
la formación de cárcavas, etc., lo cual impacta negativamente en el paisaje y podría
acarrear perjuicios aguas abajo en caso de lluvias por una mayor deposición de
sedimentos; luego tenemos los residuos de tipo domiciliario generados por la
presencia de las cuadrillas de operación, y aquellos residuos generados por las
actividades de perforación y terminación del pozo, que usualmente son clasificados
y van a contenedores, pero que a veces se dispersan ocasionando impacto negativo
a la calidad del paisaje. Dentro de los residuos líquidos (lodos, aguas de retorno,
lubricantes, etc.) se pueden tratar in situ o llevarlos a planta de tratamiento. En el
primer caso, existe riesgo de fugas en cañerías y juntas mal cerradas, atascamiento
de la planta móvil y otros eventos que pueden provocar pérdida del residuo que
contaminará el suelo y eventualmente fuentes de agua superficial y subterránea en
función de las características de la zona y del vertido. Para el caso del traslado a
planta de tratamiento, los impactos sobre el suelo y los recursos hídricos se dan
cuando hay fugas durante el traslado de tanques a los camiones o accidentes que
provoquen vuelcos de líquidos contaminados. También se contabilizan casos de
vuelcos clandestinos.
Pág
ina2
5
Un tema de gran relevancia para la industria es la adquisición de la arena necesaria
para sostener las fracturas realizadas por la presión del agua. Esta arena debe
tener características físicas y mecánicas especiales que no se encuentran en
cualquier cantera, por lo cual, y en función de la evolución de los plays y los
proyectos de perforación de las distintas empresas, podría existir una fuerte
presión sobre las canteras descubiertas, aún a cientos de kilómetros del área de
explotación, lo que también debe considerarse un impacto ambiental negativo
sobre los recursos de aquellas zonas.
Luego tenemos los venteos de gas a partir de los ensayos de producción del pozo, o
durante la perforación cuando se atraviesan bolsas de gas, que suelen ventearse
para aliviar la presión dentro del pozo. Estas y otras actividades generan emisiones
gaseosas que provocan contaminación atmosférica, y por ende, impactan
negativamente sobre la calidad del aire. Una práctica de la industria es quemar ese
gas en antorcha, aduciendo cuestiones económicas pero también ambientales, ya
que los gases de la combustión tienen un efecto menor sobre la atmósfera que el
venteo, siendo el metano (el gas crudo venteado) es varias veces más potente que
el dióxido de carbono (uno de los productos de la combustión) para provocar el
calentamiento global. Sin embargo, cualquiera sea la opción, el impacto ambiental
negativo sobre la calidad del aire está presente.
Finalmente, las tareas de remediación de la locación o la llamada “reducción de la
locación” cuando el pozo ha sido terminado y se procede a la etapa de extracción
del crudo o el gas, provoca una serie de efectos sobre el suelo y el aire que podrían
constituirse en un impacto positivo (en relación a la situación inmediatamente
anterior), al verse rehabilitadas algunas de las funciones básicas del área con las
tareas de revegetación, retiro de maquinarias que ya no se utilizarán, reducción en
el tráfico de vehículos, etc.
Impactos ambientales relacionados con la coyuntura económica
Es importante destacar que la perforación del subsuelo y la fractura hidráulica del
esquisto requiere de mayores inversiones que los pozos de hidrocarburos
Pág
ina2
6
convencionales, con una vida útil bastante menor y un mantenimiento más
costoso, todo lo cual conspira para la optimización de la renta. Si para el caso del
gas, el crecimiento de la oferta en Argentina provocara el mismo efecto sobre el
precio que en los Estados Unidos, implicará que muchas empresas que toman
crédito asumiendo un precio más alto de los hidrocarburos, podrían tener reveses
financieros que las hagan desistir del negocio. En este contexto, bastante probable
en el mediano plazo, es alta la posibilidad de que queden pozos abandonados o que
no sean cerrados adecuadamente, lo que transforma inmediatamente el activo en
un pasivo ambiental del que alguien (léase el Estado) deberá hacerse cargo, si no
hay cláusulas muy específicas sobre el particular. El impacto en este caso es
negativo, continuo, de manifestación inmediata y de mediano/largo plazo de
duración, dependiendo del capital disponible para remediar las áreas
abandonadas. Será necesario hacer uso de los mecanismos de reaseguro previstos
en la ley de presupuesto mínimo N° 25675 para la compensación y el seguro
ambiental, como mínimo.
Otro impacto se relaciona con el precio de la tierra. Tener una propiedad en un
área de explotación hidrocarburífera tiene dos lados de una misma moneda. Por
una parte el propietario –ahora superficiario- debe recibir un canon por parte de la
empresa petrolera por el acceso a sus tierras, lo cual puede significar un buen
aporte económico que a veces no se obtiene con actividades extensivas como la
ganadería menor, sobre todo porque muchas de las actuales áreas de concesión
petrolera se ubican en territorios yermos, donde las actividades no están centradas
en producciones primarias de gran impacto como la agricultura o la ganadería
intensiva. Sin embargo, tanto los territorios aledaños como aquellos que ya han
sido abandonados por la actividad petrolera, bajan estrepitosamente su valor
inmobiliario, ya que por lo general las tierras quedan degradadas por el uso de los
caminos y el abandono de las locaciones, las cuales normalmente no tienen
procesos de rehabilitación ecosistémica, quedando por muchos años a merced del
agua de lluvia disponible y los ciclos de sucesión de la naturaleza, que suelen ser
muy lentos. De hecho, hay picadas utilizadas en exploraciones de los años ‘40 y ´50
que la naturaleza nunca pudo cicatrizar, que pueden observarse perfectamente en
Pág
ina2
7
fotos satelitales o fotografías aéreas. Es decir, que la presencia de hidrocarburos
altera las condiciones del mercado inmobiliario con resultado negativo por la baja
en el valor final de la tierra. Otro caso se presenta cuando la propiedad de la tierra
no es clara, o es reclamada por varios tenedores o hay superposición de títulos,
muy frecuente en algunas regiones del país, lo que obstaculiza el reconocimiento
de las empresas petroleras a los propietarios, y por ende, no se les paga canon, lo
cual convierte el proceso en un interminable conflicto judicial de incierto
resultado. Otro elemento a tener en cuenta es el precio de la compra y alquiler de
viviendas. La llegada de una empresa petrolera implica casi inmediatamente el
aumento de los alquileres por una mayor demanda, lo cual arrastra otros precios
asociados. El aumento de los precios podría expulsar a sectores más vulnerables de
la población, favorecer la migración de jóvenes que no consiguen vivienda o un
empleo en el sector petrolero o de servicios a la industria, y provocar tensión
social. Otro impacto negativo podemos asociarlo con el deterioro de la
infraestructura pública utilizada por las compañías, cuyo mantenimiento no es
totalmente tenido en cuenta por los gobiernos. Ocurre entonces que este costo
debe ser absorbido por el Estado y pasa a convertirse en una merma para los
ingresos que recibe en concepto de regalías, una externalidad negativa de la que
alguien deberá hacerse cargo y por lo general no son las empresas.
El agua: elemento central del proceso de fracturación hidráulica
Una primera consideración es el cambio de visión de la industria del petróleo y el
gas respecto del agua durante los últimos 20-25 años. Antiguamente las aguas
residuales eran consideradas un simple desecho del que había que deshacerse de
la manera más económica posible. Simplemente se la vertía a campo abierto o se la
utilizaba para regar caminos, en el mejor de los casos. Con la llegada de la
legislación ambiental la disposición de estos desechos adquirió la dimensión del
daño ecológico al proceso de vertido. Posteriormente, y con el crecimiento de la
conciencia ambiental, los vertidos generaron conflictos sociales, algunos de los
cuales repercutieron en enormes pérdidas para las compañías. En mucho ayudó al
Pág
ina2
8
desarrollo de esta conciencia ciudadana los desastres con los buques petroleros
como el Exxon Valdes a fines de los ´80, el Sea Empress o el Prestige hace pocos
años. A nivel nacional, casos como el de Laguna Llancanelo (Mendoza) contra
Repsol YPF y el de los superficiarios de la Patagonia, representaron cambios de
paradigma en la relación del sector petrolero con el ambiente.
Respecto del agua, un primer tema es el origen de la misma. De dónde se la
consigue y traslada a la locación. Luego tenemos la incorporación de la arena y los
aditivos para inyectarla al pozo, y finalmente resolver el destino final de las aguas
contaminadas que se han recuperado (flow back) del proceso de fracturación
hidráulica. A esto hay que sumarle el agua utilizada para la perforación (lodo de
perforación) y la que viene junto con el hidrocarburo cuando es extraída (agua
coproducida).
Para 2010 en los Estados Unidos la producción de crudo y gas ascendía a más de 2
mil millones de barriles anuales, mientras que el agua coproducida alcanzaba los
14 mil millones de barriles (2 billones 226 mil millones de litros) para el mismo
periodo59 60. Para pozos de campos petrolíferos o gasíferos maduros61 o
yacimientos no convencionales esta relación podría ampliarse a un promedio de
40 barriles de agua por cada barril de crudo producido (API, 2006).
Por regla general, a mayor edad de los yacimientos, mayor es la relación
agua/crudo/gas que se obtiene. Si esta relación fuese válida para Argentina, de
acuerdo a la producción que el gobierno nacional estimó para 2013 por la
producción de 100 pozos de petróleo y gas62, y 10.000 barriles diarios, a una
relación muy moderada a optimista de 1:20 en volumen (hidrocarburo/agua), y
59 US Department of Energy and National Petroleum Technology Office. A guide to practical
management of produced water from onshore oil and gas operation in the United States , 2006.
60 Un barril de petróleo estadounidense equivale a 159 litros.
61 Por convención, aquellos que entregan menos de 10 barriles de crudo por día o 60 millones de m3 de gas por día. En los Estados Unidos se le suelen llamar “Stripper Wells” y constituyen el 75 % de los pozos en producción, lo cual ha forzado a ese país a desarrollar los no convencionales para evitar el colapso de la industria y la dependencia de las exportaciones de los países árabes.
62 AEN Argentina en Noticias. Vaca Muerta: hacia un nuevo paradigma estratégico en soberanía energética. Número 74, Agosto 2013.
Pág
ina2
9
asumiendo que esta relación se mantiene tanto para pozos de gas como de crudo,
entonces tendríamos más de 11.450 millones de litros de agua coproducida para
tratar solamente durante el año de referencia63. A esta enorme cifra tendríamos
que adicionarle unos 400 millones de litros de agua con fluidos para la fracturación
hidráulica, asumiendo una media de 10 millones de litros para cada fractura
hidráulica, con una tasa de recupero del agua de retorno o flowback del 40 %64. A
todo esto destacamos que quedarían en el reservorio cerca de 600 millones de
litros de agua con aproximadamente 6 millones de litros de aditivos químicos
utilizados en la fracturación hidráulica, asumiendo que los aditivos constituyen el 1
% del total en volumen inyectado en el pozo. Pensemos que el plan de inversión
total de Vaca Muerta es de 1.500 pozos, con lo cual los cálculos realizados deberían
multiplicarse por 15 veces. Definitivamente al día de hoy en las regiones donde se
encuentran los principales yacimientos de gas y petróleo no convencionales no
existe tal capacidad de tratamiento y disposición final de estas aguas residuales.
Por otra parte, tenemos la posibilidad de que el agua de retorno que queda en el
pozo luego de la fractura pueda fluir internamente hasta alcanzar otras
formaciones, e incluso algún acuífero. Si bien los estudios preliminares demuestran
que es poco probable que esto ocurra, será relevante el estudio de la geología local
y regional ante cada proyecto de extracción de no convencionales para prevenir
riesgos a la calidad del agua. 63 Tomando en cuenta que un camión podría transportar aproximadamente 30.000 litros de aguas
residuales, y que el 50% del volumen total producido se inyectara en pozos sumideros, en un año se necesitarían casi 200 mil viajes de camión para trasladar las aguas residuales, lo que en promedio implicaría un movimiento de unos 550 camiones diarios. Es necesario advertir que los vehículos que transportan agua al yacimiento no podrían ser los mismos que trasladen de regreso estos residuos por cuestiones de contaminación y de seguridad, y que el flujo de residuos seguramente no podrá ser dosificado regularmente a lo largo del año, ya que depende de los procesos de fractura, la curva de inversión del proyecto, la disponibilidad de otros equipos complementarios, etc., por lo tanto en algunos periodos se necesitarían muchos más vehículos disponibles por día. En este contexto, los tanques y tractores necesarios para la logística de transporte de los efluentes excede en mucho la capacidad actual y obviamente la futura si se completan los planes de YPF y las demás empresas, y debido a la demanda de este tipo de equipos (transporte de naftas y otros líquidos, las producciones regionales como el vino, cerveza, alcoholes, sustancias químicas, etc.), de ninguna manera podrían ser reasignados a las regiones hidrocarburíferas, sin provocar un enorme impacto a la producción de otras regiones por falta de logística de transporte a los mercados, aumento de los costos de flete por una menor oferta, etc.
64 La industria asume una recuperación aproximada del 20 % del agua de retorno, con lo cual las restantes cifras podrían variar.
Pág
ina3
0
El IAPG en una publicación reciente manifiesta respecto de este tema que “las muy
raras excepciones en las que el agua subterránea se vio afectada fueron debido a
instalaciones defectuosas del encamisado protector, no a las fisuras en la roca
generadora producidas por la estimulación hidráulica. Estas situaciones se
resolvieron de inmediato, sin ningún impacto significativo”. También afirma que “en
cuanto a las fisuras que produce la estimulación hidráulica, en la Argentina, la
mayoría de las rocas generadoras de hidrocarburos se encuentra a no menos de 2500
metros bajo la superficie. Los acuíferos para agua de uso doméstico por lo general se
encuentran a menos de 300 metros por debajo de la superficie, separados de las
formaciones generadoras de hidrocarburos por numerosas formaciones
impermeables. No existe ningún trayecto físico entre las formaciones de esquistos y
los acuíferos. Por lo tanto, la posibilidad de contacto es casi imposible. De manera
que la inyección de agua a alta presión no produce contaminación de acuíferos de
agua potable.”. La hipótesis que se revela en este caso es la improbabilidad de que
los fluidos migren en forma vertical hasta alcanzar los acuíferos, debido a la
geología particular de las zonas donde se encuentran los reservorios en nuestro
país, y que de existir esa posibilidad, la notable distancia entre las formaciones que
son fracturadas y los acuíferos hacen imposible ese trayecto en tiempos medidos a
escala humana, según la perspectiva del IAPG.
La Universidad de Arlington realizó un estudio sobre 100 pozos de agua en la zona
del yacimiento de Barnett Shale al norte de Texas, donde encontró metales
pesados en concentraciones hasta 18 veces superiores a las permitidas por la EPA
para contaminantes como arsénico, selenio y estroncio, encontrando asimismo
metanol y etanol en el 29 % de las muestras, todas tomadas en un radio de 3 kms.
alrededor de los pozos fracturados65. Si bien no se puede conectar directamente a
las sustancias con los fluidos de fracturación ya que algunas de ellas ocurren
normalmente en la naturaleza, la alta concentración, el patrón radial de la misma
65 Fontenot B. et al. An evaluation of water quality in private drinking water wells near natural gas
extraction sites in the Barnett Shale formation. Department of Biology, Department of Chemistry and Biochemistry, and Department of Earth and Environmental Sciences. The University of Texas at Arlington. Edited by ACS American Chemical Society. 2013. Arlington. Disponible en http://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/es4011724 (accesado el 12 de enero de 2014)
Pág
ina3
1
(a medida que las muestras se alejan de los pozos fracturados las concentraciones
de las sustancias caen a niveles normales) y otros elementos permiten suponer que
una causa probable haya sido la contaminación proveniente de las operaciones de
fractura hidráulica. Es probable que los elementos migren por largos periodos a
través de las fallas, y que el agua de retorno con sustancias removidas (entre ellas
metales pesados) haya podido causar esta contaminación en los pozos de agua. De
todas maneras es necesario profundizar los estudios de sitio, y fundamentalmente,
obtener las líneas de base de cada región antes de autorizar la extracción de
hidrocarburos con estas técnicas. Esto no quiere decir necesariamente que ocurra
en la producción local, si se realizan controles exhaustivos, objetivos e
independientes, sino que el hecho revela la probabilidad de ocurrencia, contra
todo pronóstico.
Es de gran relevancia para los ciudadanos y grupos ambientalistas la posibilidad de
que el agua subterránea pueda ser contaminada por los fluidos de fracturación,
aun descartando la eventual contaminación por pozos mal construidos. La idea de
que los fluidos puedan migrar miles de metros hacia la superficie encuentra a
muchos detractores, e incluso algunos estudios de simulación indican que existen
pocas probabilidades de que esto suceda, pero recientemente algunas
investigaciones han abierto la duda acerca de este hecho supuestamente
improbable.
Un estudio realizado en el área de Marcellus Shale por dos universidades66 sobre
426 muestras de agua de 3 acuíferos, y publicado por la Academia de Ciencias de
los Estados Unidos en 2012, advierte que salmueras profundas han llegado hasta
acuíferos transportándose cientos de metros hacia arriba, y si bien el estudio no
menciona fluidos de la fractura hidráulica entre los elementos encontrados, se
concentra en la teoría de que sería posible que otros fluidos viajen a través de los
66 Nathaniel R. Warner, Robert B. Jackson, Thomas H. Darrah, Stephen G. Osborn, Adrian Down,
Kaiguang Zhao, Alissa White and Avner Vengosh. “Geochemical evidence for possible natural migration of Marcellus Formation brine to shallow aquifers in Pennsylvania," Proceedings of the National Academy of Sciences, published ahead of print July 9, 2012. http://www.pnas.org /content/109/30/ 11961. Duke University y la California State Polytechnic University at Pomona (accesado el 9 de enero de 2014).
Pág
ina3
2
estratos hasta llegar a la superficie. Otro estudio afirma que en condiciones
normales esto podría ocurrir en miles de años, pero que debido a las múltiples
fracturas hidráulicas este periodo podría acortarse dramáticamente a cientos de
años, e incluso arriesga la hipótesis de que podrían alcanzar –para la zona de
Marcellus Shale- los acuíferos en 10 o más años67.
Adicionalmente, otra preocupación es que el metano termogénico (el que procede
de las formaciones fracturadas, en contraposición al metano biogénico que
procede fuentes “orgánicas” y usualmente se encuentran en pantanos, plantas de
tratamiento de aguas, etc.) pueda contaminar las fuentes de agua utilizadas para
consumo humano o de ganado. Si bien esta posibilidad estaba limitada a fallas en la
construcción y mantenimiento de los pozos, y a la existencia de un consenso
dentro de la industria acerca de las pocas posibilidades de que la fracturación
hidráulica acelere la migración del metano hacia la superficie y alcance los
acuíferos, recientes estudios indicarían que esta última opción podría no ser tan
improbable68, aunque es necesario advertir nuevamente que cada formación posee
una geología particular que es necesario conocer como condición previa a la
autorización de proyectos extractivos.
El verdadero desafío no solo está en disminuir el impacto significativo sobre los
recursos hídricos, sino en identificar, capacitar y equipar a los operadores y
transportistas de residuos peligrosos para que resulte en una adecuada gestión de
las aguas contaminadas en el proceso de fractura hidráulica y en las demás
operaciones vinculadas a la extracción de hidrocarburos, y por sobre todo,
fortalecer a la institucionalidad pública ambiental para mejorar la eficacia de los
67 Myers T., Et al. Potential Contaminant Pathways from Hydraulically Fractured Shale to Aquifers.
Groundwater Volume 50, Issue 6, pages 872–882, November/December 2012.
68 Stephen G. Osborna, Avner Vengoshb, Nathaniel R. Warnerb, and Robert B. Jackson. Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing. Center on Global Change, Nicholas School of the Environment, Division of Earth and Ocean Sciences, Nicholas School of the Environment, and Biology Department, Duke University, Durham. Edited by William H. Schlesinger, Cary Institute of Ecosystem Studies, Millbrook, NY, 2011. El artículo indica que se encontraron altos niveles de metano termogénico en pozos domésticos cercanos a sitios de fractura, en algunos casos con riesgo de explosión, en contraposición a otras muestras de pozos domésticos dentro del mismo sector y misma geología, pero que están alejados de los pozos de fracturación hidráulica, donde los niveles de metano son los de la normal ocurrencia para la zona.
Pág
ina3
3
controles y establecer mecanismos preventivos o de alerta temprana para el caso
de incidentes, a fin de evitar los vuelcos clandestinos a cauces públicos o privados
y a pozos autorizados para otras funciones.
En Estados Unidos la EPA reportó numerosos incidentes con empresas petroleras
que violaron normas de protección del agua69, mientras que en la República
Argentina no existen registros completos para accesar que permitan evaluar el
comportamiento de los operadores de la industria, en parte porque el control está
a cargo de las provincias, que utilizan regulaciones locales que suelen diferir con
cada jurisdicción, además de poseer criterios y niveles de control muy diferentes.
Las sustancias utilizadas en la fracturación hidráulica
Los fluidos utilizados en la fractura hidráulica han evolucionado en los últimos 60
años. En los Estados Unidos se han utilizado desde comienzos de los ’40, pero no
fue hasta los ’80 y ’90 en que comenzaron a ser un tópico prevalente dentro de la
ingeniería de la estimulación de pozos, aunque hay poca literatura que refleje los
interrogantes ambientales.
Los fluidos para estimular la producción del pozo mediante la fractura hidráulica
se preparan antes de ser inyectados. El fluido puede ser a base de agua o de aceite,
aunque podemos encontrar espumas, ácidos y gases, y en cualquiera de los casos
se busca mejorar las propiedades de transporte de la arena que va a introducirse
entre las grietas de la formación fracturada para mantenerlas abiertas, así que
además del agente de transporte se agregan aditivos que tienen distintos objetivos,
todos coadyuvantes a la finalidad de mejorar la producción de gas o petróleo.
Una parte de los fluidos se recupera y otra permanece en el subsuelo. La tasa de
recuperación dependerá de muchos factores, pero el mayor porcentaje se
recuperará en las siguientes horas a la fracturación hidráulica, una vez que la
69 En United States Environmental Protection Agency. Office of Research and Development. Study of
the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources: Progress Report. 2012. EPA/601/R-12/011, pág. 37, se cita para un período de 6 años un total de 4.319 inspecciones donde se detectaron violaciones relacionadas a la fractura hidráulica solo en el reservorio de Marcellus Shale en Pennsylvania.
Pág
ina3
4
presión sobre la formación cede y comienza a liberarse lentamente el crudo o el
gas70. No hay un acuerdo sobre el porcentaje de recuperación, sin embargo hay
consenso en que una presión de fractura menor provoca una menor recuperación,
probablemente porque los fluidos pueden penetrar más profundamente en los
intersticios de las rocas y quedar atrapados una vez que la presión se reduce y una
parte de la fractura se cierra71.
Básicamente, los aditivos incluyen usualmente un conjunto de sustancias químicas
para 1) reducir la fricción dentro del pozo así la sustancia de sostén o
apuntalamiento (o proppant en inglés) puede viajar a través de la formación con
mayor facilidad, 2) eliminar el crecimiento de las bacterias dentro del pozo, y 3)
prevenir la corrosión de la tubería del pozo72.
En relación con las sustancias utilizadas, el IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y
el Gas) menciona en una publicación73 que las sustancias a aplicar son “entre 3 y 12
aditivos, dependiendo de las características del agua y de la formación que se
fractura”. Entre las sustancias que menciona están el hipoclorito de sodio
(lavandina comercial), el hidróxido de sodio (la soda cáustica), el carbonato de
sodio, el bicarbonato de sodio, el ácido acético (el vinagre), el cloruro de sodio (la
sal de mesa), el cloruro de calcio y otras que son de uso cotidiano a nivel general.
Ninguna de ellas representaría un riesgo a la calidad del agua ni a la salud pública
desde la perspectiva del IAPG. Sin embargo, en los Estados Unidos y Canadá donde
esta técnica se viene desarrollando desde hace varios años, la nómina de
sustancias es mucho más amplia, e incluye aditivos que poseen características de
70 Recordemos que en la producción de gas o petróleo no convencionales, una vez fracturada la roca
el hidrocarburo fluirá lentamente hasta alcanzar un caudal sostenido, contrariamente a lo que sucede con la producción convencional, en la que el pozo comienza su producción con grandes caudales, que paulatinamente disminuyen en relación directa al agotamiento del yacimiento.
71 Environmental Protection Agency. Characteristics of CBM Production and Associated HF Practices Evaluation of Impacts to Underground Sources June 2004 of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs. EPA 816-R-04-003 Chapter 3. 2004. Washington.
72 Additional Fracking Chemical Substance Reporting Requirements Under TSCA May Further Complicate Landscape, Lawrence Culleen and Shailesh Sahay, Arnold & Porter LLP.
73 Anadon, E. El ABC de los hidrocarburos en reservorios no convencionales. 1a. Edición. Buenos Aires. Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. 2013. 19 p.
Pág
ina3
5
peligrosidad específicas como la toxicidad, la carcinogenicidad y otras, reconocidas
en nuestro país por la ley nacional N° 24.051/92 de residuos peligrosos74.
Es necesario recalcar que una sustancia puede no ser peligrosa en bajas dosis pero
sí a altas concentraciones o en grandes volúmenes. También es necesario
considerar la sinergia entre las sustancias empleadas, ya que dos sustancias
pueden ser inocuas si se las trata separadamente, pero podrían ser altamente
contaminantes o peligrosas para la salud humana si actúan juntas, y la frecuencia
de la exposición a la sustancia también incide en la salud pública y en la resiliencia
de los ecosistemas, y no podemos dejar de mencionar el efecto crónico que podrían
tener algunas de estas sustancias si las personas son expuestas por largos
periodos, aún a bajas concentraciones. Por ello, al evaluar el empleo de las
sustancias, debe realizarse un análisis exhaustivo de todas estas variables.
Un estudio realizado por el Comité de Energía y Comercio del Congreso de los
Estados Unidos75, identificó cerca de 2500 productos comerciales utilizados para la
fracturación hidráulica, conteniendo unos 750 químicos, de los cuales al menos 29
son cancerígenos, o representan riesgo para la salud pública, de acuerdo con la
legislación estadounidense referida a la contaminación del aire o al agua potable.
Estas sustancias estaban en, al menos, 650 productos comerciales76. Por su parte,
74 Como contraparte a lo manifestado por una buena parte de la industria, las empresas deben
declarar las sustancias que contienen los fluidos de fracturas y entregar hojas de seguridad para ser evaluadas ambientalmente bajo la legislación de la provincia de Neuquén, permitiendo a los evaluadores y a los ciudadanos conocer las consecuencias de una exposición a las mismas. Por ejemplo la empresa Total cuando fue evaluado su proyecto en Pampa de las Yeguas (shale gas, fm. Vaca Muerta) presentó hojas de seguridad para las sustancias glutaraldehido, acetato de amonio, ácido acético, quelato de cobre-EDTA, boratos, gasoil, octaborato de disodio tetrahidrato, goma guar, cloruro cuaternario alquilado, destilado de petróleo ligero hidrotratado, persulfato de sodio, perborato de sodio tetrahidrato, Poly(oxy-1,2-ethanediyl), alpha-(4-nonylphenyl)-omega-hydroxy -, ramificado, naftaleno, 1,2,4-Trimetilbenceno, Nafta de petróleo aromático pesado y otras, que prueban algunas ser tóxicas para el ser humano, ecotóxicas, corrosivas, irritantes, explosivas y otras características de peligrosidad que difieren de lo manifestado por el IAPG en su informe. La lista transcripta tiene como finalidad destacar la importancia de que las empresas, aun conociendo la sensibilidad ciudadana respecto al uso de sustancias peligrosas, opten por priorizar el acceso a la información pública antes que el secreto comercial o industrial.
75 Henry A. Waxman et. Al. United States House of Representatives. Committee on Energy and commerce. Chemical used in hydraulic fracturing. 2011. Washington DC.
76 Si bien existen más de 1.000 compuestos presentes en todas las formulaciones comerciales, solo se utiliza un pequeño grupo de sustancias (normalmente entre 5 y 12) por cada pozo, en función de la geoquímica y las características intrínsecas de cada pozo.
Pág
ina3
6
otro estudio identificó 944 productos comerciales con un total de 632 sustancias
químicas usadas en las operaciones de fractura hidráulica en pozos de shale gas, de
las cuales se estudiaron 353 de esos compuestos, resultando que más del 75 %
pueden afectar la piel, los ojos, y otros órganos sensoriales, y el sistema
respiratorio y gastrointestinal. Entre el 40-50% de las sustancias podrían afectar el
sistema nervioso y el cerebro, el sistema inmunológico, el cardiovascular y los
riñones, 37% podrían afectar el sistema endocrino y el 25% podría ocasionar
cáncer y mutaciones77.
Los compuestos denominados BTEX –por las iniciales en inglés de Benceno, Xileno,
Tolueno y Etilbenceno- aparecieron en 60 de los productos para fractura
hidráulica en dicho estudio. Cada uno de estos compuestos está regulado por la ley
de agua de bebida segura (SDWA o Safe Drinking Water Act) y como contaminante
peligroso para el aire por la ley del aire limpio (Clean Air Act). El benceno también
es un reconocido carcinógeno humano. Las empresas estadounidenses inyectaron
11,4 millones de galones (43.149.000 de litros) de productos conteniendo al
menos una de estas sustancias durante el periodo 2005-200978. Además de la
carcinogenicidad, muchos de los compuestos tienen otras características de
peligrosidad como la ecotoxicidad, la toxicidad al contacto con el ser humano, la
liberación de vapores tóxicos, inflamabilidad, explosividad, corrosividad y otras.
Algunos de estos compuestos químicos, si no son dispuestos en forma segura y se
permite su vertido en fuentes de agua destinadas al consumo humano, podrían
dañar el ambiente o poseer riesgo a la salud humana. Durante la fractura
hidráulica, los fluidos que contienen los compuestos químicos son inyectados a
mucha profundidad en el subsuelo, donde su migración no es enteramente
predecible. Las fallas en los pozos, tales como el mal uso de encamisados (el
“casing”) o una pobre cementación, podrían llevar a la liberación de contaminantes
77 Theo Colborn, Carol Kwiatkowski, Kim Schultz & Mary Bachran (2011): Natural Gas Operations
from a Public Health Perspective, Human and Ecological Risk Assessment: An International Journal, 17:5, 1039-1056.
78 Idem.
Pág
ina3
7
a profundidades más someras, cercanas a las fuentes de agua para consumo79. Si
bien parte de los fluidos de fractura son removidos desde el pozo al fin de la
operación de fractura, una cantidad sustancial permanece en el subsuelo80.
Debido a la resistencia ciudadana y la preocupación de algunas autoridades81, la
agencia ambiental estadounidense USEPA (United States Environmental Protection
Agency) anunció en 2010 la realización de un gran estudio acerca de los efectos de
la actividad sobre la salud pública y los ecosistemas, con énfasis en la protección de
los recursos hídricos. En febrero de 2011 la EPA publicó un borrador metodológico
sobre los alcances del estudio82 y en diciembre de 2012 un reporte preliminar83 84.
Este anuncio movilizó a la industria del petróleo a cuestionar al organismo y a
otros que pretenden establecer nuevos requerimientos más estrictos en el vertido
de sustancias químicas al suelo o al agua85.
79 Por ejemplo, el Pennsylvania’s Department of Environmental Protection ha citado a Cabot Oil &
Gas Corporation por contaminación de pozos de agua para ingesta con filtraciones causadas por un encamisado defectuoso por una cementación impropia de un pozo de gas natural. Ver Officials in Three States Pin Water Woes on Gas Drilling, ProPublica (Apr. 26, 2009) Disponible en www.propublica.org/article/officials-in-three-states-pin-water-woes-on-gas-drilling-426 (accesado el 12 de enero de 2014).
80 John A. Veil, Argonne National Laboratory, Water Management Technologies Used by Marcellus Shale Gas Producers, prepared for the Department of Energy. 2010.
81 La agencia ambiental en Wyoming realizó una investigación en forma paralela a la desarrollada por la EPA a nivel nacional, encontrando sustancias típicas de los fluidos de fracturación en pozos de agua en niveles hasta 50 veces superiores a los permitidos, en la zona del play Pavilion shale. Ver EPA Finds Compound Used in Fracking in Wyoming Aquifer. http://www.propublica.org/ series/fracking/epa-finds-fracking-compound-in-wyoming-aquifer.htm
82 U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. 2011.
83 United States Environmental Protection Agency, Office of Research and Development. Study of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources United States Environmental. Progress Report. EPA 601/R-12/011. 2012 Disponible en http://www2.epa.gov/ hfstudy/study-potential-impacts-hydraulic-fracturing-drinking-water- resources-progress-report-0
84 Sin embargo, no había sido el primer trabajo sobre el tema. En 2001 la EPA realizó una investigación preliminar acerca del impacto de la explotación de metano sobre las fuentes de agua para consumo humano. Ver Horsley & Witten, Inc. (2001), Draft Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs, prepared for the US EPA, Washington, DC.
85 Cullen, L. and Sahay S. Additional Fracking Chemical Substance Reporting Requirements Under TSCA May Further Complicate Landscape. Arnold & Porter LLP, October 2012.
Pág
ina3
8
Un análisis comparativo realizado por el NRDC (Natural Resources Defense
Council)86 en los Estados Unidos acerca de la legislación de los Estados que
obliguen a las empresas a revelar los nombres de las sustancias utilizadas en la
fracturación hidráulica y a publicarlas sin el pedido expreso de los ciudadanos,
encontró que solo 14 de 29 Estados donde hay explotación de hidrocarburos no
convencionales tienen algún nivel de divulgación de las actividades de las
empresas y de las sustancias utilizadas, mientras que más de la mitad de los
Estados no establece requerimientos de divulgación de ninguna clase, y de los que
tienen legislación, ninguno proporciona información comprensible al público. Con
este panorama el NRDC advierte que el cumplimiento de las normas podría ser
improbable87.
Otro tema que surge relevante es la difusión de los componentes químicos de las
formulaciones que se utilizan para la fracturación hidráulica. Al respecto, el IAPG
manifiesta que “La información sobre los aditivos químicos que se utilizan en los
fluidos de estimulación hidráulica no es secreta ni reservada, y se encuentra a
disposición de las autoridades de aplicación y regulatorias”, sin embargo esto no
ocurre así en los Estados Unidos, país que tiene la más larga experiencia en el
desarrollo de esta técnica88 89, con lo cual existe la posibilidad de que la lista
publicada con el tiempo se amplíe para incorporar nuevas formulaciones
86 NRDC (Natural Resources Defense Council) es una organización ambientalista estadounidense
nacida en 1970, con más de 1.3 millones de socios y activistas online, especializada en temas de salud pública, la protección de los recursos naturales y el ambiente. www.nrdc.org.
87 McFeeley, M. State Hydraulic Fracturing Disclosure Rules and Enforcement: A Comparison. Natural Resources Defense Council. Issue brief july 2012 ib:12-06-A
88 Henry A. Waxman et. Al. United States House of Representatives. Committee on Energy and commerce. Chemical used in hydraulic fracturing. 2011. Washington DC. En este reporte del Congreso se advierte el desinterés de las empresas por develar los componentes químicos de los productos comerciales, amparándose en el secreto industrial y/o comercial.
89 La EPA en su estudio preliminar manifiesta que “mucha de la información concerniente a la identidad y concentración de los químicos de los fluidos utilizados en la fracturación hidráulica es considerada por la industria como de su propiedad, y por lo tanto, confidenciales. Esto hace que la identificación de la toxicidad y los efectos asociados sobre la salud humana con esos químicos, sea dificultosa.”. Ver U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. February 7, 2011. [Nota: traducción del autor]
Pág
ina3
9
comerciales que pudieran incluir sustancias peligrosas para la salud humana y la
de los ecosistemas.
Por su parte, las empresas fabricantes de los productos y algunas empresas
petroleras buscan excepciones a la norma90 91, lo cual ha originado un frondoso
debate acerca de la conveniencia de revelar el contenido químico de las sustancias
que se inyectan durante la fractura hidráulica92.
A nivel nacional, la ley de presupuestos mínimos N° 24.831 de acceso a la
información ambiental podría facilitar información relevante en este sentido a
partir de la solicitud al estado y empresas vinculadas con servicios públicos o con
participación del estado, siempre y cuando se contase con la buena voluntad de las
empresas, que podrían argumentar el secreto industrial o comercial como
condición para no entregar este tipo de datos, lo cual está contemplado en el art.
7mo. como causal para la denegación de información. Siendo esta la postura, sin
dudas la cuestión debería dirimirse en la justicia. Sin embargo, es necesario
delimitar claramente las diferencias entre secreto comercial, secreto industrial y el
derecho al acceso a la información ambiental, pero de manera preventiva, ya que al
momento de requerir la información, esta podría prolongarse en el tiempo debido
a presentaciones judiciales, medidas de no innovar y otras que podrían
obstaculizar el verdadero objetivo que es la prevención de la contaminación.
La fractura hidráulica y los sismos
Una de las preocupaciones ciudadanas tiene relación a la capacidad potencial que
tiene la fracturación hidráulica para ocasionar sismos, basada en noticias que han
90 http://www.propublica.org/series/fracking/gas-execs-call-for-disclosure-of-chemicals-used-in-
hydraulic-fracturing-102.htm
91 El Estado de Wyoming exige que las empresas revelen los contenidos de los fluidos de fractura, pero algunas compañías químicas no quieren compartir esta información con el público. Ver nota en http://www.propublica.org/series/fracking/two-companies-seek-trade-secret-status-for-fracking-fluids-in-wyoming.htm
92 http://www.propublica.org/series/fracking/industry-defends-federal-loophole-for-drilling-before-hearing-605.htm
Pág
ina4
0
aparecido en artículos periodísticos sobre sismos ocurridos en distintas regiones
del mundo donde se practica esta técnica93 94 95 96 97 98.
El primer dato de la realidad a considerar es que no solamente la fractura
hidráulica puede provocar sismos sino muchas otras actividades como la minería,
la perforación de pozos de extracción de hidrocarburos convencionales, la
inyección de aguas en pozos profundos y otras como la producción de energía
geotermal99. Sin embargo este dato no es menor en sitios de gran sismicidad, o en
sitios donde la infraestructura no ha considerado las fuerzas sísmicas como parte
del cálculo estructural.
La explicación más probable a este fenómeno está en la posibilidad de que la
fractura hidráulica provoque fallas que se propagan por la formación más allá de lo
previsible o que los fluidos “lubriquen” las fallas de tal manera que puedan liberar
93 http://sociedad.elpais.com/sociedad/2013/07/12/actualidad/1373660760_579342.html
94 http://www.latimes.com/opinion/editorials/la-ed-fracking-california-sb4-20130912,0,3646987. story#axzz2qOJudNED
95 http://www.dallasnews.com/opinion/sunday-commentary/20131206-the-fracking-earthquake-connection.ece
96 http://www.kansascity.com/2014/01/11/4745445/shaking-kansas-with-an-increase.html
97 http://rt.com/usa/texas-fracking-earthquakes-azle-445/
98 http://www.nbcnews.com/science/fracking-practices-blame-ohio-earthquakes-8C11073601
99En el año 2006 una empresa llamada Geothermal Explorer Limited realizó una prueba piloto para la producción de energía geotermal en la ciudad de Basilea, Suiza. En el proceso de inyección del agua para estimular el reservorio (más de 11 millones de litros, una cifra similar a la de los volúmenes de inyección de una fractura hidráulica convencional) se registraron 11.200 eventos sísmicos, de los cuales 3.500 ocurrieron alrededor del pozo de inyección, con una correlación directa entre aumento de presiones de inyección y sismos, tanto en magnitud como en cantidad de eventos. Luego de un sismo de 2.6 R la inyección se suspendió, sin embargo ocurrió a las pocas horas otro sismo de 3.6 R, que fue ampliamente sentido en la toda la ciudad, y que produjo daños leves pero que fueron calculados según las aseguradoras en 7 millones de dólares americanos (Kraft et.al., 2009); al cabo de una hora del último sismo de mayor intensidad se produjo otro de 3.4 R y en los dos meses siguientes se produjeron 3 sismos adicionales de magnitud mayor a 3.0 R. Luego de dos años los instrumentos de medición colocados en el pozo de inyección seguían detectando microsismos. El gobierno suizo determinó la conclusión del proyecto. Estudios realizados luego de haber terminado la experiencia (Baisch et al., 2009) sugirieron que el riesgo de eventos sísmicos de mayor potencial de daño era sustancial. Ver Bachmann, C. E., Wiemer, S., Wössner, J., Hainzl, S. (2011): Statistical analysis of the induced Basel 2006 earthquake sequence: introducing a probability‐based monitoring approach for Enhanced Geothermal Systems. Geophysical Journal International, 186, 2, 793‐807.
Pág
ina4
1
su estrés a través de pequeños deslizamientos100. Keranen (2013) y otros
investigadores analizaron el terremoto de Oklahoma de noviembre de 2011, un
sismo que fue sentido en 17 estados y que produjo daños en la zona epicentral,
encontrando correlación entre los fluidos de inyección y la secuencia de réplicas
que siguieron a los dos sismos (uno de magnitud 5.7 en la escala de Ritcher), a
partir del seguimiento de los planos de ruptura de las fallas que se relacionaban a
las réplicas, resultando que éstas se habían producido dentro de los 200 metros de
los pozos de inyección y a profundidades someras correspondientes con los fluidos
inyectados101.
Distintos organismos gubernamentales han reconocido la relevancia del tema. La
US EPA afirmó que “reconoce que hay áreas potenciales de investigación
importantes relacionadas a la fractura hidráulica además de aquellas que involucran
los recursos de agua para ingesta, que incluyen los efectos sobre la calidad del aire,
impactos a los ecosistemas terrestres y acuáticos, riesgo sísmico, lo concerniente a la
salud pública, el riesgo ocupacional y los impactos económicos”102. En un mismo
sentido otras agencias ambientales y geológicas se han mostrado preocupadas por
el fenómeno y han decidido estudiarlo103 104 105.
100 Rutqvist J., Rinaldi, A.P., Cappa, F., and Moridis G.J. Modeling of fault reactivation and induced
seismicity during hydraulic fracturing of shale-gas reservoirs. Journal of Petroleum Science and Technology, 107, 31–44 (2013)
101 Keranen K., Savage H., Abers G. and Cochran E. Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence. School of Geology and Geophysics of University of Oklahoma, Earth Observatory of Columbia University and U.S. Geological Survey. Geological Society of America. 2013. Hacemos notar que el debate alrededor de este sismo se centra en la inyección de fluidos en pozos de inyección profunda y no específicamente en pozos fracturados hidráulicamente.
102 U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. February 7, 2011.
103 O’Brien, M. Et. Al. Shale Gas. House of Commons. Energy and Climate Change Committee. Fifth Report of Session 2010–12. London, United Kingdom. 2011.
104 Green, C., Styles, P. and Baptie, B. Preese Hall Shale Gas fracturing. Review and recommendations for induced seismic mitigation. Gfrac technologies-Keele University-Bristish Geological Survey. 2012.
105 Eck, Torild van et al. Seismic hazard due to small-magnitude, shallow-source, induced earthquakes in The Netherlands. Seismology Division, Royal Netherlands Meteorological Institute (KNMI). The Netherlands.
Pág
ina4
2
Por su parte, la IEA (Agencia Internacional de Energía) también ha reconocido la
relevancia del caso y en el reporte especial dedicado exclusivamente al gas y
petróleo no convencional106, menciona que la industria debe tener el mayor
cuidado en la elección del sitio de perforación para evitar o minimizar la
sismicidad inducida, y le recomienda una serie de medidas para prevenir o
minimizar tales impactos. La COGA (Colorado Gas and Oil Association) publicó un
informe en 2012 en defensa de la técnica de estimulación de pozos conocida como
fractura hidráulica, en donde manifiesta que “considerando que ha habido un
millón de fracturas hidráulicas solo en los Estados Unidos, la cantidad de eventos
sísmicos bien conocidos de más de 1 grado en la escala de Ritcher es
extremadamente pequeña”107.
Aquí en Argentina el IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) publicó un
trabajo de divulgación que entre otras afirmaciones menciona “Estas vibraciones
son unas 100.000 veces menores que los niveles perceptibles por los seres humanos y
mucho menores aún que las que podrían producir algún daño. En 2011, por ejemplo,
se completaron más de 250.000 etapas de estimulación hidráulica en el mundo sin
que se informaran eventos sísmicos significativos. A la fecha, y pese a los numerosos
estudios científicos, no se probó ninguna vinculación entre eventos sísmicos
potencialmente peligrosos o dañinos y proyectos de gas o petróleo de esquisto.”108.
Para afirmar sus dichos, se respalda en bibliografía publicada en revistas
científicas y trabajos de organizaciones gubernamentales y académicas109 110 111.
106 IEA. Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012. World Energy Outlook Special Report on
Unconventional Gas.
107 Does Hydraulic Fracturing Cause Earthquakes? Facts on Geo-Seismic Activity & Natural Resource Development. Colorado Gas and Oil Association. 2012. www.coga.org
108 Anadon, E. El ABC de los hidrocarburos en reservorios no convencionales. 1a. Edición. Buenos Aires. Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. 2013. 19 p.
109 http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/eqarchives/year/eqstats.php
110 Frischetti, Mark. “Ohio Earthquake Likely Caused by Fracking Wastewater.” Scientific American. January 4, 2012. http://www.scientificamerican.com/article.cfm?id=ohio-earthquake-likely-causedby -fracking.
111 Holland, Austin. “Examination of Possibly Induced Seismicity from Hydraulic Fracturing in the Eola Field, Garvin County, Oklahoma.” Oklahoma Geological Survey. Open-File Report OF1-2011. http://www.ogs.ou.edu/pubsscanned/openfile/OF1_2011.pdf.
Pág
ina4
3
Aquí es importante destacar que el IAPG basa su afirmación en el concepto de
“peligrosidad sísmica”, partiendo de la base que los casos mejor estudiados no
generaron sismos superiores a los 3,5 grados en la escala de Ritcher, que son
clasificados como sismos que no originan daños estructurales, pero que según la
posición y sensibilidad del observador, pueden ser claramente percibidos.
Es importante aclarar que la ciencia tanto como las empresas y gobiernos conoce
desde hace mucho tiempo la relación entre la inyección de fluidos en el subsuelo y
los sismos. En la década del ’40 comenzaron los estudios sobre el tema112, aunque a
mediados de los ’60 se estudió de manera profunda la ocurrencia de sismos en un
área alrededor de un arsenal de armas cercano a Denver, Colorado (Healy J., et al,
1968), en relación a la inyección de fluidos en pozos de inyección profunda, sobre
todo después de que la inyección de aguas residuales por varios años ocasionara
un sismo de magnitud 5.5 R en 1967113, en una zona donde el último sismo
percibido había ocurrido en 1882. Para la misma época se estaban estudiando
estas mismas correlaciones en los campos petroleros de Texas, debido a que se
habían registrado movimientos sísmicos y se presumía que la inyección para la
recuperación secundaria era la causa114. Ya en 1991 la EPA publicó un detallado
informe sobre el riesgo sísmico asociado a los pozos de inyección profunda115,
donde además describe el historial de investigaciones realizadas, muchas de ellas
vinculadas a la extracción de petróleo, y específicamente sobre pozos petroleros
fracturados hidráulicamente.
112 Carder, D. S. , 1945, Seismic investigations in the Boulder Dam area, 1940-1944, and the influence
of reservoir loading on earthquake activity: Bulletin of the Seismological Society of America, v. 35, p. 175-192.
113 Healy, J.H., Rubey, W.W., Griggs, D.T., and Raleigh, C.B., 1968, The Denver earthquakes: Science, v. 161, p. 1301-1310.
114 En el periodo 1964-1976 se percibieron 20 sismos en esta región (los campos petroleros de Permian basin, cerca de la ciudad de Kermit, en el O. de Texas), uno de ellos de magnitud 4.4. La instalación de una red de sismógrafos permitió detectar más de 400 microsismos en el lapso de 18 meses. Ver Keller, G.R., Rogers, A.M., and Orr, C.D., 1987, Seismic activity in the Permian Basin area of West Texas and Southeastern New Mexico, 1975-79: Seismological Research Letters, v. 58, p. 63-70.
115 Nicholson, Craig et al. Earthquake hazard associated with deep well injection: a report to the U.S. Environmental Protection Agency I by Craig Nicholson and Robert L. Wesson. p. em. - U.S. Geological Survey bulletin ; 1951
Pág
ina4
4
Otros estudios más modernos confirman la relación entre la estimulación
hidráulica de reservorios no convencionales y la sismicidad inducida. Rutqvist
(2013) afirma en un trabajo que una simulación realizada a partir de las mismas
condiciones del reservorio de Marcellus Shale en el NE de los Estados Unidos, dio
como resultado la propagación de microsismos de mayor magnitud que los
ocasionados por la estimulación hidráulica en pozos de hidrocarburos no
convencionales, debido a que el área disponible para la ruptura es mayor en esta
última. Los datos dieron como resultados rupturas de 10 a 20 metros y algunas de
100 metros, dependiendo de la permeabilidad de la formación, el estrés de la falla
y otras propiedades intrínsecas. En este mismo estudio también llega a la
conclusión de que es una posibilidad remota la apertura de nuevas fallas de gran
extensión que permitan que los fluidos puedan alcanzar los acuíferos (para el caso
de este reservorio) y arriesga la posibilidad de que los microsismos que provoca la
fracturación hidráulica puedan servir para aliviar el estrés de las fallas y evitar
eventos de mayor magnitud116.
Por su parte, el geofísico de la Universidad de Stanford Mark Zoback afirma que la
magnitud de la sismicidad inducida por la fractura hidráulica es afectada por los
cambios de presión en la formación de esquisto cercana al pozo117 118 119.
Otros estudios afirman que las fracturas horizontales tanto como verticales pueden
llegar a 1 km. de distancia del pozo fracturado120 sin necesidad de que haya un
excesivo bombeo ni un caudal de fluido que pudiera desestabilizar la formación, lo
116 Rutqvist J., Rinaldi, A.P., Cappa, F., and Moridis G.J. Modeling of fault reactivation and induced
seismicity during hydraulic fracturing of shale-gas reservoirs. Journal of Petroleum Science and Technology, 107, 31–44 (2013).
117 Das, I., Zoback, M.D., 2011. Long-period, long-duration seismic events during hydraulic fracture stimulation of a shale-gas reservoir. The Leading Edge, July 2011: 778-786.
118 Zoback, M.D., Kohli, A., Das, I., McClure, D., 2012. The importance of slow slip on faults during hydraulic fracturing stimulation of shale gas reservoirs. Paper presented at the Americas Unconventional Resources Conference, Pittsburgh, Pennsylvania, USA, 5–7 June 2012.
119 Vermylen J.P. and Zoback M. 2011. Hydraulic fracturing, microseismic magnitudes, and stress evolution in the Barnett Shale, Texas, USA. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, The woodland, TX, spe 140507.
120 Lacazette, A., Geiser, P., Comment on Davies et al 2012 – Hydraulic Fractures: How far can they go?, Marine and Petroleum Geology (2013), doi: 10.1016/j.marpetgeo.2012.12.008.
Pág
ina4
5
cual abre un interrogante acerca de la posibilidad de que los fluidos de fractura o el
gas metano migren hacia estratos más cercanos a la superficie y puedan
contaminar acuíferos.
El asunto de la sismicidad inducida debido al fracking surgió en los Estados Unidos
en 2008 y 2009 cuando en la ciudad de Cleburne en el estado de Texas, sus
habitantes experimentaron por primera vez en la historia una cadena de sismos de
3.3 Ritcher y menores, mientras se desarrollaba un plan de perforación en el
reservorio de Barnett Shale. Un estudio posterior no encontró vinculación directa
entre ambos fenómenos pero concluyó que la inyección de aguas residuales de las
operaciones de extracción de shale gas podría haber sido la responsable de los
fenómenos registrados121 122.
Tiempo después ocurrieron dos sucesos muy importantes que hicieron resurgir las
dudas de los ciudadanos y los gobiernos. En abril de 2011 el área de Blackpool en
el N. de Inglaterra experimentó sismicidad de magnitud 2.3 Ritcher apenas horas
después de que un equipo de la empresa Cuadrilla Resources fracturó un pozo en
el reservorio cercano de Preese Hall. Luego en el mes de mayo un nuevo sismo de
1.5 Ritcher ocurrió cuando se renovaron las tareas de estimulación hidráulica en el
mismo pozo. La actividad se suspendió y tanto la empresa como la agencia
gubernamental realizaron estudios sobre el fenómeno. Los resultados de ambos
reportes atribuyen a la fracturación hidráulica como la responsable de los
mismos123.
También en enero de 2011 en la ciudad de Elmont, Oklahoma, sobre el reservorio
Eola Field se produjeron sismos de magnitudes de hasta 2.8 Ritcher a partir de la
121 U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic
Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. February 7, 2011.
122 Frolich et al, Dallas-Fort Worth earthquake sequence: October 2008 through May 2009, en Bulletin of the Seismological Society of America, 2011, page 327-340. ftp://ehzftp.wr.usgs.gov/ brocher/EPA/FrohlichBSSA2011.pdf
123 http://www.cuadrillaresources.com/cms/wp-content/uploads/2011/12/Geosphere-Final-report-rev-1.pdf
Pág
ina4
6
fractura de un pozo de shale gas124. Con cerca de 50 sismos en el lapso de 24 horas,
la actividad comenzó una hora después de hacer concluido la primera fractura en
un pozo de la formación de esquisto. Otros sucesos similares habían ocurrido en
1978 (70 sismos en poco más de 6 horas) y en 1986 en Ohio (90 sismos) en
ocasión de haberse fracturado otros pozos de hidrocarburos convencionales. Sobre
el primer evento no hay mayores registros ni investigaciones, pero en el segundo
hay algunos trabajos que esbozan argumentos que después llevarán a otros
investigadores a corroborar la tesis de la fractura hidráulica como causante de los
sismos125.
En resumen, hay estudios que corroboran plenamente la correlación entre la
fracturación hidráulica y sismos locales en zonas aledañas a los pozos, fenómeno
que también se produce en relación a los pozos de inyección profunda, pero como
cada región tiene una geología particular, es necesario realizar un análisis in situ
para ajustar los modelos de simulación, con lo cual no todo evento sísmico
detectado en un área de explotación hidrocarburífera podría corresponder a las
labores de estimulación de los pozos. En términos generales, los investigadores
afirman que los sismos no serían de gran magnitud, o en todo caso no provocarían
daños a las infraestructuras. Sin embargo, en áreas con fallas que provocan
fenómenos importantes, es necesario estudiar mejor si la fractura hidráulica
podría provocar sismos de mayor envergadura126. La pregunta de investigación es
si estos microsismos estarían indicando el potencial para sismos más grandes y
dañinos, hipótesis que hasta el momento no ha sido suficientemente investigada,
aunque en términos reales, si los sismos son un indicador de que las fallas deslizan,
basta para considerarlas activas, y por ende, es posible la ocurrencia de
terremotos.
124 Holland, A. Examination of Possibly Induced Seismicity from Hydraulic Fracturing in the Eola Field,
Garvin County, Oklahoma. Oklahoma Geological Survey, Sarkeys Energy Center, 2011.
125 Nicholson, C., E. Roeloffs, and R.L. Wesson, The Northeastern Ohio Earthquake of 31 January 1986: Was It Induced?, Bull. Seismol. Soc. Amer., 1988, p. 188-217.
126 Hay eventos sísmicos relatados por la literatura sobre el tema que midieron movimientos de hasta 4.7 en la escala de Ritcher en Ohio y Arkansas sobre sitios donde se practica esta técnica de estimulación de pozos de esquisto, pero que por falta de parámetros de análisis u otras razones no han llegado a resultados concluyentes.
Pág
ina4
7
No se han encontrado estudios regionales de sismicidad inducida que se relacionen
a la fracturación hidráulica en los Estados Unidos ni en otros sitios con reservorios,
ni trabajos que hayan relevado la sismicidad a lo largo del tiempo en que se
explotan hidrocarburos no convencionales, por lo cual es necesario encarar este
análisis a nivel regional de manera previa a la autorización, y luego, monitorear
bajo estrictos parámetros la sismicidad de la región. Es necesario contrapesar los
impactos negativos que podrían tener la aparición de la sismicidad o el incremento
de la magnitud de los sismos en áreas propensas a este fenómeno y su efecto sobre
las infraestructuras y la vida humana, frente a los proyectos de explotación de no
convencionales, particularmente en áreas urbanizadas. Esto no quiere decir que
debamos relativizar la sismicidad inducida en áreas despobladas, ya que las
limitaciones de este tipo de estudios nos llevan a pensar que es improbable
conocer con certeza el comportamiento tectónico.
En este contexto, el impacto directo sobre las estructuras de superficie podría
acarrear un daño potencial en el caso que la fractura hidráulica provocara sismos
de magnitudes importantes que lleguen a la superficie con el suficiente poder de
destrucción; esta hipótesis está sujeta a mayores estudios sobre el sitio y la
propensión de las fallas geológicas a deslizarse o resquebrajarse por la presión de
los fluidos inyectados o por la lubricación de los puntos de contacto entre los
bordes de las fallas. Un impacto indirecto podría darse en el caso de que los sismos
provocaran roturas o deformaciones importantes en los pozos, que provocaran a
su vez el escape de fluidos contaminados hacia los acuíferos. Existen trabajos sobre
la deformación de pozos ante la aparición de sismos127 128 que demuestran esta
posibilidad.
Como sea, es necesaria la elaboración de estudios de sitio y regionales para
descartar la posibilidad de que la actividad de fracturación hidráulica pueda
127 Green et al (2012), Preese Hall shale gas fracturing: review and recommendations for induced
seismic mitigation, Department of Energy and Climate Change: London. http://og.decc.gov.uk/assets/og/ep/ onshore/5075-preese-hall-shale-gas-fracturing-review.pdf.
128 de Pater and Baisch (2011), Geomechanical study of Bowland Shale seismicity: synthesis report, Cuadrilla Resources Ltd. http://www.cuadrillaresources.com/cms/wpcontent/uploads/ 2011/11/Final_Report_ Bowland_Seismicity_02-11-11.pdf.
Pág
ina4
8
incentivar la sismicidad local, y que la sismicidad inducida –ante un eventual
episodio sísmico- haya sido tomada en cuenta en los códigos de edificación, y por
sobre todo que la fracturación hidráulica no genere eventos sísmicos destructivos
en áreas donde existe sismicidad de tipo “tectónico”, particularmente con
afectación a zonas urbanizadas, o afecte la integridad de los pozos para minimizar
el riesgo de contaminación de acuíferos con fluidos de fractura u otras sustancias.
La producción de no convencionales, la contaminación atmosférica y el cambio
climático
La producción de hidrocarburos no convencionales genera una serie de emisiones
atmosféricas que afecta la calidad del aire a nivel local y a la vez contribuye al
calentamiento global. Particularmente relevantes son las emisiones de metano
durante la terminación o completación (así llamada en la jerga petrolera) de los
pozos gasíferos y la recuperación de los fluidos de fractura (flowback), además de
los compuestos orgánicos volátiles (COV’s), el dióxido de carbono (CO2) y otras
sustancias derivadas del empleo de una mayor cantidad de equipos y otros
factores129.
A lo largo de la cadena de valor del gas existen muchas etapas donde pueden
producirse fugas o liberaciones masivas de gases a la atmósfera. Para el gas
natural, estudios preliminares y mediciones de campo muestran que las emisiones
fugitivas de metano podrían estar entre el 1 y el 9% del total de la producción de
gas de los plays no convencionales130 131 132. En algunos casos el gas asociado a
129 EL dióxido de carbono (CO2) puede provenir también de la misma formación. Por ejemplo en
Horn River Basin en British Columbia (Canada) el contenido es del 12 %, con lo cual la fracturación hidráulica en pozos gasíferos además de liberar metano libera grandes cantidades de este gas de efecto invernadero.
130 Tollefson, J. 2013. Methane leaks erode green credentials of natural gas. Nature. January 2. Disponible en http://www.nature.com/news/methane-leaks-erodegreen-credentials-of-natural-gas-1.12123. Accesado el 17 de enero de 2014.
131 Cathles, L.M., L. Brown, M. Taam, and A. Hunter. 2012. A commentary on “The greenhouse-gas footprint of natural gas in shale formations” by R.W. Howarth, R. Santoro, and A. Ingra_ea. Climatic Change. Disponible en http://cce.cornell.edu/EnergyClimateChange/NaturalGasDev/Documents/ PDFs/FINAL%20Short%20Version%2010-4-11.pdf. Accesado el 18 de enero de 2014.
Pág
ina4
9
explotaciones petrolíferas es venteado o quemado porque es económicamente
inviable transportarlo para su comercialización. Esta es otra enorme fuente de
emisiones de gas metano a la atmósfera, que obviamente contribuye al
calentamiento global.
El gas de esquisto y el tight gas producen más gases de efecto invernadero que la
producción de gas convencional, debido a la mayor densidad de pozos necesaria
para extraerlo y al venteo de gases durante la terminación de los mismos133. Para
el primer caso, tenemos como resultado directo desde una mayor densidad de
pozos a una enorme cantidad de equipos y de camiones recorriendo el yacimiento,
normalmente consumiendo diésel, lo que lleva a altas cantidades de CO2 por
unidad de energía producida. Respecto al segundo factor, llevar el gas a antorcha o
ventearlo durante la completación puede liberar tanto gas a la atmósfera que haga
de la producción de no convencionales algo tan contaminante como la energía
basada en el carbón, aunque hay métodos para reducir estas fugas al mínimo
(completación verde o “green completion”). La EPA estima que el si el gas se
quema en antorcha las emisiones son un 3,5 % mayores que en la producción
convencional, pero esta cifra se eleva al 12 % si el gas se ventea134.
Las emisiones de gas metano a lo largo de la cadena de valor del gas pueden darse
a partir de 4 fuentes principales:
- El venteo de gas o mandarlo a antorcha, sea por razones de seguridad o
por razones económicas;
- Las emisiones fugitivas, provenientes de pérdidas en gasoductos y
válvulas, o incidentes como la liberación de gases en tareas de
mantenimiento;
132 Skone, T.J. 2012. Role of alternative energy sources: Natural gas technology assessment. United
States Department of Energy. National Energy Technology Laboratory. DOE/NETL-2012/1539. June 30. Online en http://www.netl.doe.gov/energy-analyses/pubs/NGTechAssess.pdf. Accesado el 18 de enero de 2014.
133 International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012 World Energy Outlook. Special Report on Unconventional Gas. [Nota: traducción del autor]
134 Ídem.
Pág
ina5
0
- Incidentes que resultan de rupturas de estructuras y equipos de
confinamiento (ej. gasoductos, tanques presurizados, aislación de
pozos, accidentes de camiones con liberación del gas, etc.);
- Combustión incompleta de los mecheros, debido a condiciones
atmosféricas (vientos, lluvias, etc.) que reducen la eficiencia normal de
la quema del metano (de alrededor del 98%).
Específicamente en la producción de hidrocarburos no convencionales, los
impactos ambientales de la liberación de gases contaminantes tienen efecto sobre
la calidad del aire en la misma locación, y eventualmente puede trasladarse y llegar
a sectores urbanizados. Adicionalmente, el paso de cientos de camiones por
caminos de servicio y caminos de uso local trae como consecuencia una mayor
exposición a accidentes, polvo en suspensión y ruidos durante las 24 horas. Dentro
de los impactos ambientales negativos, el que más interesa es el impacto a la salud
pública, ya que además de los accidentes dentro de los yacimientos que suelen ser
atendidos en facilidades públicas, hay una presión sobre el sistema derivado del
aumento de enfermedades respiratorias, dérmicas, y eventualmente cancerígenas
si el aire contiene compuestos reconocidamente carcinógenos, mutagénicos o
teratogénicos derivado del uso de sustancias peligrosas en los fluidos de fractura.
Las personas expuestas a algunos de estos agentes en el aire podrían sufrir un
conjunto de enfermedades que van desde las cardiovasculares y respiratorias
hasta las neurológicas. Investigaciones sobre la exposición de residentes cercanos
a pozos de shale gas (Mackenzie, L. et al, 2012) indican una correlación entre la
distancia y el riesgo de efectos a la salud135. Esto no solo impacta negativamente en
el ámbito familiar sino que presiona a los sistemas de salud pública y privada a
atender estos casos.
135 McKenzie, L.M., R.Z. Witter, L.S. Newman, and J.L. Adgate. 2012. Human health risk assessment of
air emissions from development of unconventional natural gas resources. Science of the Total Environment 424: 79–87. doi:10.1016/j.scitotenv.2012.02.018. Disponible en http://cogcc.state.co.us/library/setbackstakeholdergroup/Presentations/Health_Risk_Assessment_of_Air_Emissions_From_Unconventional_Natural_Gas_-_HMcKenzie2012.pdf. Accesado el 20 de enero de 2014.
Pág
ina5
1
En los Estados Unidos muchos de los shale plays se encuentran en áreas con
populosas ciudades, por lo cual el asunto de calidad del aire está entre las
prioridades de los ciudadanos136 137 138, autoridades y científicos139. Sin embargo,
el monitoreo de la calidad del aire encuentra resistencias por parte de las
compañías; la investigación sobre la contaminación del aire del desarrollo del
petróleo y gas no convencional ha estado limitada por la carencia de información y
la dificultad en el acceso a los pozos y otras instalaciones (McKenzie et al. 2012;
Zielinska, Fujita, and Campbell 2011)140 141. Sin acceso a las locaciones para medir
y obtener información sobre las diferentes etapas de la extracción, es dificultoso
determinar la fuente y extensión de las emisiones (Moore, Zielinska, and Jackson
2013)142.
Respecto de nuestro país, la formación Vaca Muerta se encuentra alejada de
grandes ciudades, pero otros prospectos podrían estar más cerca143, por lo cual
será necesario atender esta situación mediante programas de reducción de las
136 http://www.propublica.org/series/fracking/in-symbolic-move-philadelphia-calls-for-gas-
drilling-ban.htm
137 http://www.propublica.org/series/fracking/pittsburgh-bans-natural-gas-drilling.htm
138 http://www.texasobserver.org/report-air-pollution-fracking-eagle-ford-shale-threatens-health/
139 Ver www.ucsusa.org, el sitio web de la Union of Concerned Scientists.
140 Goldman, G. et al. Toward an evidence-based racking debate: Science, Democracy, and Community Right to Know in Unconventional Oil and Gas Development, disponible en http://www.ucsusa.org/ HFreport
141 Zielinska, B., E. Fujita, and D. Campbell. 2011. Monitoring of emissions from Barnett Shale natural gas production facilities for population exposure assessment. Final report to the National Urban Air Toxics Research Center. NUATRC number 19. Disponible en https://sph.uth.edu/mleland/ attachments/DRI-Barnett_Report_19_Final.pdf. Accesado por última vez el 20 de enero de 2014.
142 Moore, C.W., B. Zielinska, and R.B. Jackson. 2013. Air impacts of shale gas extraction and distribution. Presented at Workshop on Risks of Unconventional Shale Gas Development, May 30–31, Washington, DC. Disponible en http://sites.nationalacademies.org/DBASSE/BECS/ DBASSE_083187. Accesado el 12 de enero de 2014.
143 Por ejemplo, las formaciones de Cacheuta (shale oil) y Potrerillos (tigth oil) en la provincia de Mendoza, que se encuentran entre los sitios de interés para explorar petróleo no convencional, están sobre la cuenca del río Mendoza, en áreas de recarga de acuíferos y en el camino de las corrientes atmosféricas que llegan hasta el Gran Mendoza, un núcleo urbano que tiene 1 millón de habitantes. En la cuenca San Jorge, que se ha revelado como una nueva promesa de los no convencionales luego de Vaca Muerta, se encuentran las ciudades de Comodoro Rivadavia y Caleta Olivia, que tienen además una enorme actividad de explotación de hidrocarburos convencionales desde hace muchos años.
Pág
ina5
2
pérdidas de metano a boca de pozo, fugas en tanques de almacenamiento, ductos,
etc.
El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el CO2, pero
tiene una vida media mucho menor. Su GWP144 (Global Warming Potencial) o
potencial de calentamiento global es de 23-25 al cabo de 100 años, pero de 72 si
tomamos como referencia un lapso de 20 años145. Adicionalmente, algunos
estudios indican que este potencial podría incrementarse en el caso de que el
metano reaccionara en la atmósfera con aerosoles146. Esto es el argumento más
potente de la industria para buscar maneras de quemar metano y convertirlo en
CO2 en el corto y mediano plazo, lo que es consistente con las metas de reducción
de GEI previstas por el sector para los próximos años, a fin de contribuir al
esfuerzo internacional para que la temperatura planetaria no ascienda más allá de
2°C al 2050.
Impactos de los no convencionales a nivel nacional
Es muy prematuro abordar la evaluación del impacto ambiental de la explotación
de hidrocarburos no convencionales en el nivel nacional, pues no se tiene aún una
noción del potencial de desarrollo de la industria, ni se conocen bien los proyectos
de exploración/explotación, no se conoce el potencial de las formaciones sobre las
que hay interés de la industria y el gobierno nacional, ni la estrategia nacional de
impulso a los no convencionales, que no sea un conjunto de objetivos de carácter
general esbozados por la empresa YPF. Para evaluar correctamente este tópico
144 El GWP o Potencial de Calentamiento Mundial es un índice que describe las características
radiativas de los gases de efecto invernadero bien mezclados y que representa el efecto combinado de los diferentes tiempos que estos gases permanecen en la atmósfera y su eficiencia relativa en la absorción de radiación infrarroja saliente. Este índice se aproxima el efecto de calentamiento integrado en el tiempo de una masa–unidad de determinados gases de efecto invernadero en la atmósfera actual, en relación con una unidad de dióxido de carbono. (Tomado del Glosario en idioma español del IPCC, http://www.ipcc.ch/pdf/glossary/tar-ipcc-terms-sp.pdf).
145 IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), Climate Change 2007: The Physical Science Basis”, contribution of Working Group I to the Fourth Assessment Report of the IPCC, S. Solomon et al. (eds.), Cambridge University Press, Cambridge and New York. 2007.
146 Shindell, D. et al. (2009), Improved Attribution of Climate Forcing to Emissions, Science Vol. 326, No. 5953, Washington, DC, pp. 716-718.
Pág
ina5
3
tendríamos que disponer de datos relevantes que aun hoy no se poseen a nivel
académico y mucho menos a nivel ciudadano.
Hay muchas áreas que interesan a la industria y al gobierno y que tienen reservas
ya estimadas, más otros prospectos que deberían formar parte de un ambicioso
plan de exploración. Un buen porcentaje del continente y el mar territorial forman
parte de este interés, cubriendo áreas sobre las que ya existe infraestructura y
servicios a la industria hidrocarburífera, y otras en las que habría que desarrollar
gran parte de la cadena de valor.
Las áreas identificadas son las siguientes147 148:
Cuenca Noroeste: formación Los Monos y Yacoraite (Salta/Jujuy/Tucuman).
Cuenca Cuyana: Potrerillos y Cacheuta (Mendoza).
Cuenca Neuquina: formaciones Vaca Muerta, Los Molles, Precuyano, Agrio, Las
Lajas, y Mulichinco (Neuquén/Mendoza).
Cuenca San Jorge: Neocomiano y Pozo D-129 (Chubut/Santa Cruz)
Cuenca Austral: S. Tobísfera y Palermo Aike (Tierra del Fuego/Santa Cruz)
Luego hay otras cuencas a estudiar, como Chaco-Paraná, áreas alrededor de las
Islas Malvinas, los bolsones precordilleranos de San Juan, La Rioja y Catamarca, el
centro-sur de San Luis, sur de Cordoba, y otras áreas que incluyen on y off shore en
la costa bonaerense y Península de Valdez149.
Más allá de esta carencia de datos precisos, podríamos esbozar algunos de los
impactos ambientales más relevantes que deberían ser parte de análisis
específicos, a saber:
147 US DOE/EIA (US Department of Energy/Energy Information Administration), World Shale Gas
Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, US DOE/EIA, Washington, DC, 2011. Disponible online en http://www.marcellus.psu.edu/resources/PDFs/ WorldShaleGas_USEIA. pdf. Accesado el 21 de enero de 2014.
148 YPF. Estrategia de Gestión 2013-2017: Plan de los 100 días, 2012. Disponible en www.ypf.com. Accesado el 20 de diciembre de 2013.
149 Stinco, L. Como son los reservorios no convencionales en Argentina. Revista Petrotecnia, Año 53, Nro. 3, Julio 2013. Pags. 66-71.
Pág
ina5
4
- Impacto sobre los recursos hídricos: si bien todas las áreas donde se
ubican los prospectos son sensibles al impacto sobre los recursos
hídricos, los impactos a la calidad del agua y a la disponibilidad para
otros usos serán temas claves ordenados según la prioridad de cada
región. En aquéllas áreas son stress hídrico, la posibilidad de contaminar
acuíferos o fuentes superficiales adquiere una dimensión más relevante.
Para todas las áreas con potencial de no convencionales, será necesario
prestar mucha atención a las actividades económicas que utilizan el agua
y evitar la competencia por el uso. Será vital la realización de balances
hídricos para asegurar los flujos de agua necesarios para que todas las
actividades humanas ya existentes estén garantizadas. Es importante
recalcar que algunos de los reservorios se ubican en las cabeceras de
cuencas hídricas, con lo cual la contaminación de las fuentes de agua
superficiales y subterráneas inevitablemente impactará aguas abajo.
Adicionalmente, la falta de facilidades para el tratamiento y disposición
final de las aguas residuales y los escasos controles podrían llevar a
vuelcos clandestinos por parte de los operadores de las áreas o de
contratistas. Máxima importancia deberá otorgársele a la distancia que
media entre los acuíferos y las formaciones con hidrocarburos, al
cumplimiento estricto de las técnicas de cementación y encamisado de
pozos y a las técnicas de minimización y reciclado de las aguas
residuales.
- Impacto sobre la calidad del aire: en el mediano o largo plazo y según
como se desarrolle el plan de inversiones y desarrollo, el país podría ser
un gran contribuyente de gases de efecto invernadero a nivel regional de
emisiones derivadas de la explotación hidrocarburífera y la energética
(en parte necesaria para satisfacer la demanda de la explotación de los
no convencionales). Algunas poblaciones vinculadas a la actividad
petrolera y gasífera podrían sufrir un empeoramiento de la calidad del
aire debido a las explotaciones cercanas. En otras regiones del país, será
necesario analizar la ubicación de los proyectos y su cercanía con
Pág
ina5
5
ciudades o poblados. Mucha relevancia adquiere el conocimiento de la
contribución de metano y otros gases de efecto invernadero a nivel
regional/nacional y la utilización de técnicas para minimizar este
impacto.
- Impacto sobre la salud pública: la exposición de las personas a la
contaminación del agua, el aire y el suelo, lógicamente tendrá como
consecuencia directa una presión sobre el sistema de salud. Por otra
parte, la llegada de compañías petroleras a nuevas áreas podría
distorsionar los grupos meta del sistema de salud privado150, así como
consumir esfuerzos públicos en la atención de accidentes o nuevas
contingencias no previstas originalmente cuando se diseñó, lo cual
podría impactar negativamente en la calidad de los servicios prestados a
los residentes.
- Impacto sobre las economías locales: a cada lugar donde llega un nuevo
proyecto extractivo, las economías locales alteran su patrón de
comportamiento. La nueva demanda de servicios podría impactar
negativamente sobre el precio de los alimentos, los alquileres, materiales
de construcción y otros rubros esenciales. El aumento en el costo de vida
y el alza en los precios podría generar tensiones sociales y
eventualmente la migración de personas que no puedan sostener sus
economías familiares.
- Impactos a la institucionalidad pública: es un hecho innegable que la
posibilidad de que un proyecto llegue a una comunidad genera
expectativas de todo tipo. La institucionalidad pública municipal y
provincial es la que recibe el mayor impacto, ya que toda su estructura se
vuelca a militar el proyecto, a veces a costa de la pérdida de interés de
otros proyectos alternativos en cartera o a contramarcha de planes
estratégicos, vocaciones territoriales o en contra de las grandes mayorías
150 Esta presunción hace referencia a que el sector privado de la salud podría orientar sus esfuerzos
a atender al personal de operaciones y gerencial de las compañías petroleras y de servicios asociados, debido a su mayor capacidad de pago, y disminuir el número de camas y personal afectado para el resto de la población.
Pág
ina5
6
ciudadanas. También pueden darse casos de corrupción para el
otorgamiento de permisos o violaciones a la normativa para acelerar los
procesos de aprobación, o lo más usual, convertir al estado en receptor
de la dádiva de la empresa y resignar independencia de criterio y
capacidad de toma de decisiones. También algunos estados provinciales
151 152 y empresas153 han criminalizado la protesta social para acallar
voces disidentes a los proyectos extractivos. Todo esto impacta
negativamente en la credibilidad del sistema democrático, que constituye
la base del imperio de la ley y del estado de derecho, por lo cual lo
incluimos como un impacto socio-ambiental relevante que debe ser
prevenido. Adicionalmente, en muchas ocasiones se ha previsto el
desarrollo de proyectos sin haber tomado en cuenta la capacidad de
control preventivo del estado, dando como resultado organismos de
control con escaso personal, equipamiento y recursos económicos para
hacer frente a labores adicionales no previstas. Esto impacta
negativamente en la eficacia de los organismos públicos en el
cumplimiento con sus objetivos. El impacto a las instituciones no solo se
limita a lo ambiental, sino que se traslada al sistema educativo, de salud,
de seguridad y hasta al sistema judicial, ya que si el estado no es capaz de
cumplir con sus obligaciones constitucionales de preservar el ambiente,
los afectados recurrirán a la justicia en busca de la restitución de sus
derechos, lo cual impacta sobre la labor judicial.
- Impacto sobre los servicios a la industria: muchas veces, la magnitud de
los proyectos implica contar con proveedores cuya escala excede las
empresas locales, por lo cual es necesario realizar contrataciones fuera
de las regiones donde se realizan los proyectos. En otros casos, no se
151 Ver Famatina: Represión, periodismo y silencio oficial. http://www.8300.com.ar/2013/05/14/
famatina-represion-periodismo-y-silencio-oficial/
152 Bertoni, E. (compilador). ¿Es legítima la criminalización de la protesta social?: derecho penal y libertad de expresión en América Latina., 1ra. Ed., Buenos Aires. Universidad de Palermo. UP, 2010.
153 Ver www.ambitoenergetico.com.ar , 23 de octubre de 2013. YPF rechazó acusación de una ONG de consumidores y anunció que la demandará.
Pág
ina5
7
trata de la escala del servicio sino de los estándares de calidad necesarios
para poder obtener contratos, que las pequeñas y medianas empresas
locales no pueden alcanzar. La consecuencia previsible es el
apartamiento de los proveedores locales y su reemplazo por otros
foráneos, lo que impacta negativamente en la economía local, al
concentrar los beneficios en sectores de la cadena de valor que están
lejos de las áreas donde residen los proyectos, generar desempleo y
migración de mano de obra calificada. Suele ocurrir también que el
proyecto termina satisfaciendo su demanda en desmedro de otras
actividades tradicionales, con lo cual los costos para suministros claves o
servicios de logística de cargas y pasajeros no están disponibles o lo
están a precios inaccesibles que las otras actividades industriales o de
servicios no pueden contratar.
- Impacto sobre la energía: Los proyectos extractivos consumen grandes
cantidades de energía, a veces en desmedro del suministro eléctrico para
otras industrias. Solo las grandes compañías pueden solventar proyectos
energéticos para sostener sus propias actividades; esta situación impacta
negativamente en las economías locales, que deben resignar su
crecimiento a las cuotas de energía disponibles en el sistema.
Paradójicamente, para sostener un proyecto energético como el de la
extracción de hidrocarburos no convencionales, es necesario un
generoso aporte de energía que por lo general lo provee el sistema
eléctrico regional, por lo cual se suelen proyectar usinas para asegurar la
oferta para el consumo de proyectos energéticos cuya producción irá a
mercados alejados del centro de producción154.
- Impacto sobre el uso de la tierra y el ordenamiento territorial: el
descubrimiento de un play no convencional podría alterar la vocación de
un territorio, al introducir una variable no contemplada en los planes de
ordenamiento territorial. Por otra parte utilizan grandes territorios que
154 Un caso es la línea Comahue-Cuyo que cruza la provincia de Mendoza y asiste a las minas de oro
ubicadas en San Juan.
Pág
ina5
8
excede en mucho a las locaciones, caminos de acceso y facilidades de
producción y traslado de hidrocarburos, y no es poco común encontrar
caminos públicos alambrados y empresas de seguridad que custodian
yacimientos con tanto “énfasis” que generan conflictos con residentes
locales. Adicionalmente, cuando las empresas se retiran de las áreas,
suelen quedar pasivos que impiden usos futuros de la tierra (locaciones,
repositorios de residuos peligrosos no cerrados adecuadamente, pozos
mal abandonados, etc.). Estos impactos negativos pueden ser mitigados
con un involucramiento de los grupos de interés en las primeras etapas
de desarrollo del proyecto.
- Impacto sobre la biodiversidad: si bien las expectativas están centradas
en la formación Vaca Muerta y en algunas áreas del Golfo San Jorge,
existen otros prospectos que podrían desarrollarse. Algunos de ellos se
encuentran en áreas con gran diversidad biológica, como la cuenca
Noroeste en el NOA (Los Monos y Yacoraite, ubicadas sobre las yungas) o
la extensa cuenca Chaco Paraná, o en ecosistemas muy vulnerables como
los del sur de la cuenca Austral (bosques andino-patagónicos). Otras
regiones con cuencas a explorar o a reactivar podrían contener sitios con
importante diversidad biológica incluyendo especies endémicas, las
cuales podrían verse impactadas por las actividades de exploración y
explotación de hidrocarburos, si no se toman medidas preventivas o de
mitigación. La apertura de caminos de servicio a las locaciones
históricamente han servido como puerta de entrada de cazadores
furtivos a áreas que hasta ese momento estaban vedadas por su
inaccesibilidad. Si el proyecto no contempla una coordinación con los
organismos públicos vinculados a la protección de la fauna silvestre,
podría comprometerse el status de conservación de algunas especies.
- Impacto sobre las políticas públicas de fomento a energías alternativas:
la estrategia del gobierno nacional de impulsar prioritariamente las
energías fósiles a partir de la explotación de hidrocarburos no
convencionales, puede debilitar el impulso hacia inversiones en otras
Pág
ina5
9
energías como las renovables, y puede también incrementar la
dependencia de los combustibles fósiles, y por ende, ahondar el
problema de nuestra matriz energética. Si bien se manifiesta que el shale
gas podría ser un combustible de transición hacia una economía más
verde basada en energías renovables, también es cierto que el impulso a
los no convencionales puede provocar una pérdida de impulso al
fomento a las energías limpias, ya que la promesa de más energía y
autoabastecimiento son fuertes alicientes para que un gobierno oriente
su política a medidas de corto plazo que satisfagan las necesidades más
urgentes de energía.
- Impacto sobre la legislación: la llegada de proyectos extractivos
(particularmente los mineros, pero cuyos ejemplos pueden llevarse a
otros subsectores) a regiones económicamente deprimidas de nuestro
país ha tenido efectos devastadores en la legislación, no solamente en
términos de incumplimiento de las normas y debilitamiento del imperio
de la ley, sino en el trabajo legislativo de derogación de normas
ambientales, o flexibilización de las mismas hasta el punto de resultar
inaplicables por incongruentes con el objeto original de la norma155. Sin
embargo, en algunas jurisdicciones ha tenido un saludable efecto al
impulsar un fortalecimiento de la normativa, la reglamentación de
actividades potencialmente contaminantes, el fortalecimiento de los
controles o la definición de procesos de ordenamiento ambiental del
territorio156. Esto puede ser definido como un impacto positivo, en tanto
y en cuanto se respeten los derechos de los ciudadanos a acceder a la
155 Incluso, se ha dado el caso de provincias argentinas que reformaron sus códigos de faltas para
ajustarlos a la represión de la protesta social que suele manifestarse por ejemplo, ante proyectos extractivos.
156 La provincia de Mendoza por ejemplo, que ante una avalancha de proyectos mineros para los cuales la institucionalidad pública ambiental no estaba preparada, generó leyes como la N° 7722/07 que supedita la actividad minera al no empleo de sustancias tóxicas que pudieran afectar prioritariamente los recursos hídricos, el decreto N° 820/06 que reglamenta la Evaluación de Impacto Ambiental para proyectos mineros, y amplió la cantidad y la superficie de áreas naturales protegidas, a fin de preservar parte de su territorio de las actividades extractivas, además de generar un proceso de ordenamiento territorial que aún sigue su curso.
Pág
ina6
0
información ambiental y a participar en las decisiones. En aquellas
jurisdicciones donde la actividad hidrocarburífera ya está instalada (ej.
Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Salta) el impacto sobre la legislación
puede ser menor, ya que hay suficiente reglamentación sobre la actividad
de los hidrocarburos convencionales y para el caso de los no
convencionales habrá que legislar sobre aspectos específicos, pero sobre
otras jurisdicciones que no han tenido experiencia y desearan
reglamentar la actividad, podría existir un efecto limitante sobre la
legislación ambiental y por ende, impacto negativo para la conservación
de la naturaleza.
- Impactos sociales: los proyectos extractivos son conflictivos por
naturaleza, ya que suelen tratarse de actividades a gran escala, con
grandes consumos energéticos, con compromiso sobre la calidad de los
recursos naturales (o los bienes comunes, según la perspectiva con que
se los mire), y otros factores que acaban sensibilizando a importantes
sectores sociales que ven amenazada su calidad de vida. Muchos de estos
grupos tienen poder de veto, con lo cual la situación puede transformarse
en un importante conflicto que socava la credibilidad de las empresas, de
los gobiernos y las instituciones en general. También los proyectos de
estas características suelen fragmentar la sociedad, polarizándola en dos
o más facciones irreconciliables, lo cual representa quizá el impacto
negativo más persistente y difícil de mitigar. Adicionalmente, los
proyectos extractivos suelen atraer a trabajadores de otras provincias,
los cuales se instalan y compiten por viviendas y servicios con los
residentes. En algunos casos, aumenta la inseguridad, la prostitución, el
juego y la trata de personas, lo cual es reconocido hasta por las mismas
empresas que proponen sus proyectos157. Todos estos son graves
157 Al solo efecto de mencionar un ejemplo, el proyecto de oro y cobre de San Jorge, ubicado al N. de
Mendoza, blanqueó con honestidad y crudeza la situación manifestada en el mismo estudio de impacto ambiental (2008) presentado ante las autoridades, reconociendo como un efecto colateral el aumento de la prostitución y la inseguridad en la villa de Uspallata, lo cual sensibilizó a la población cercana al área del proyecto.
Pág
ina6
1
impactos sociales difíciles de erradicar a posteriori de la implantación de
un proyecto.
- Impacto sobre las infraestructuras y equipamientos zonales: el desarrollo
de un nuevo shale play requiere de caminos, energía, viviendas y una
serie de facilidades ligadas a la logística ambiental, de carga y otras que
implican grandes inversiones iniciales. Cuando el dinero no está
disponible, los proyectos funcionan con la infraestructura existente, lo
que recarga su uso y pone a prueba todos los sistemas. A nivel regional,
es necesario desarrollar facilidades específicas como plantas de
tratamiento, rellenos de seguridad para depositar residuos peligrosos,
suministro de energía y mejoramiento de caminos, junto a otros como el
apoyo al sector de logística de transporte de cargas y pasajeros, servicios
varios a la industria, rellenos sanitarios, sistemas de evacuación de
efluentes domiciliarios e industriales, suministro de agua potable, etc.,
que en caso de no existir podrían presionar hasta el punto del colapso a
los sistemas existentes.
- Impacto sobre los sistemas de gestión de desastres tecnológicos: si bien
las empresas diseñan y ejecutan sus propios sistemas de gestión de
riesgos, los incidentes también suceden fuera de las áreas núcleo, en
rutas y poblados, para lo cual hay una competencia indelegable de los
municipios y los organismos provinciales. Un accidente tecnológico
compromete al límite los sistemas de defensa civil y gestión de desastres,
que usualmente no están adecuadamente preparados, como
lamentablemente se ha demostrado muchas veces, tanto en nuestro país
como en el extranjero. Si a esta situación agregamos que la empresa no se
responsabilice por el evento y prefiera mantenerse al margen, todo el
esfuerzo recae en manos del Estado. Ante un desastre tecnológico
(incendios, accidentes con liberación de sustancias tóxicas, explosiones
con liberación de sustancias químicas, derrames de crudo o pérdidas de
gas, etc.) las empresas pueden minimizar el impacto incorporando a los
residentes como parte activa de la solución al problema, alineándose a la
Pág
ina6
2
tendencia global de promover que el ciudadano deje el papel pasivo y de
simple espectador para pasar a convertirse en aliado de las empresas y el
estado158.
Situación de Argentina con vinculación a las obligaciones asumidas en
materia de cambio climático
La República Argentina ratificó la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre
el Cambio Climático suscripta en la cumbre de Rio 92, mediante la sanción y
promulgación de la ley nacional N° 24.295/94. Más tarde adhirió al Protocolo de
Kioto y ha tenido una participación discreta en las diversas reuniones
preparatorias o las COP’s para el cumplimiento de los compromisos asumidos por
las Partes Signatarias.
Como país Parte No Anexo I, Argentina no está comprometida a un porcentaje de
reducción de sus GEI y solo debe presentar, sujeto a la disponibilidad de
financiamiento, informes nacionales que incluyan el inventario de emisiones de
GEI y las políticas públicas para luchar contra el cambio climático.
Con este panorama, podemos decir que el país no está presionado a generar una
estrategia de reducción de emisiones, y por ende es difícil que la dimensión
ambiental tenga rango de política de estado frente a la política energética.
Conclusión y recomendaciones
El Parlamento Europeo en el año 2011 encargó a un grupo de científicos del
Instituto del Clima, Medio Ambiente y Energía de Wuppertal un informe sobre la
fractura hidráulica159. Las conclusiones de este grupo de investigadores son
propicias para incorporarlas también a este informe. Entre otras reflexiones, indica
158 Un ejemplo puede encontrarse en el sistema APELL.
159 Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011.
Pág
ina6
3
que “En una época en la que la sostenibilidad es la clave para operaciones futuras,
cabe preguntarse si debe permitirse la inyección de productos químicos tóxicos en el
subsuelo, o si debe prohibirse esta práctica, ya que limitaría o excluiría cualquier uso
posterior de las capas contaminadas (por ejemplo, con fines geotérmicos) y sus
efectos a largo plazo no se han investigado.”.
La República Argentina no ha tomado las debidas previsiones para resolver una
crisis energética que lleva más de 25 años. El camino elegido a través de la
explotación de los combustibles fósiles nos aparta de un mundo más sostenible,
donde la energía debería estar al servicio de la felicidad del hombre, y no generar
degradación ambiental que empeora nuestra calidad de vida y nos sumerge en una
trampa de consumo.
La explotación de hidrocarburos no convencionales implica una promesa de más
energía, pero no de energía barata. Los costos para extraer estos hidrocarburos
son más altos que para el caso de los convencionales, por lo cual es esperable que
la Argentina siga la tendencia global hacia el alza. Por otra parte, para mantener la
producción, y para el caso que nuestros reservorios tengan similar
comportamiento que los estadounidenses, será necesaria una inversión sostenida
durante muchos años para aumentar las perforaciones con el fin de mantener la
producción. Una ventaja respecto de los Estados Unidos podríamos encontrarla en
que nuestra matriz energética no tiene al carbón como elemento central, por lo
cual el proceso de reconversión a gas que debería plantearse el país es mucho
menos complejo, debido a que este proceso se viene dando desde hace varios años,
y por ende, requeriría de menores inversiones en infraestructura y reconversión
tecnológica.
Los hidrocarburos no convencionales vinieron a resquebrajar la utopía de un
mundo con energías limpias, ya que el nuevo horizonte de reservas saca a los
gobiernos de la preocupación a mediano y largo plazo, y los introduce –y con ello
nos introduce a los ciudadanos- en un mundo de consecuencias imprevisibles,
donde la posibilidad, remota siempre, de detener el calentamiento global, se aleja
aún más y ahora amenaza con potenciarse de la mano del metano que,
Pág
ina6
4
paradójicamente, desplaza al dióxido de carbono de la preocupación sobre el
calentamiento global, a partir de la llegada de los no convencionales a la escena
energética mundial, y del derretimiento del permafrost y otras regiones
congeladas del globo.
En relación con las políticas ambientales, la llegada de la era de los hidrocarburos
no convencionales debe hacernos replantear dos cuestiones centrales. La primera
tiene que ver con el fortalecimiento de la institucionalidad pública ambiental para
mejorar la calidad e imparcialidad de los controles a la actividad, sin perder de
vista que parte de la estrategia energética nacional implica la potenciación de la
recuperación secundaria y la exploración de nuevas áreas, con lo cual también
debemos prestarle atención a los hidrocarburos convencionales, a sus técnicas, sus
impactos ambientales y sus pasivos, que en algunas jurisdicciones son temas
desatendidos. Estamos entrando en una “era de la remediación”, donde la
conciencia ciudadana y los medios de comunicación presionan a las autoridades a
establecer medidas no solamente preventivas, sino a gestionar los daños
ambientales del pasado, con lo cual la industria petrolera y toda su carga de
pasivos ambientales de más de cien años en nuestro territorio, será un actor clave
en este contexto. La segunda cuestión abarca el fortalecimiento de las
herramientas con las cuales la institucionalidad podrá ejercer mejor su
competencia. Es absolutamente necesario establecer regulaciones específicas
referidas a la extracción de no convencionales, que tengan en cuenta no solo los
aspectos técnicos concretos, sino las preocupaciones ciudadanas y de la academia
respecto a los riesgos que entraña la actividad. Estas regulaciones deben partir de
tres aspectos centrales, como son los estudios de línea de base, los balances
hídricos y la obligación de la industria de revelar los nombres, concentraciones y
cantidades utilizadas de los componentes químicos de los fluidos de fractura.
Los estudios de línea de base o base cero son imprescindibles para establecer no
solo el estado del ambiente al momento de intervenir con un proyecto extractivo,
sino para determinar responsabilidades concretas ante eventuales daños
ambientales. No olvidemos que –ante casos de contaminación- algunas empresas
Pág
ina6
5
del sector hidrocarburífero esquivaron su responsabilidad ambiental aduciendo
que los daños provenían de anteriores concesionarios, cuestión que era imposible
de dilucidar por la falta de estudios con los cuales contrastar la situación previa
con la actual.
Los balances hídricos son estudios esenciales para conocer la disponibilidad de
agua para las distintas actividades humanas y para el mantenimiento de las
características ecológicas de los ecosistemas, con lo cual la llegada de un proyecto
a gran escala de extracción de no convencionales puede basarse en la
disponibilidad de agua de la región, de una regulación estricta que tutele los
recursos hídricos y claras prescripciones que impidan que la actividad extractiva
anule o restrinja el potencial de otras actividades con las cuales convive y que
históricamente se desarrollaron en los territorios a los que llega.
Por último, una clara difusión sobre las sustancias químicas que se inyectan en el
subsuelo permitirá a los ciudadanos y autoridades de las regiones alcanzadas por
proyectos extractivos conocer las verdaderas implicancias para la salud pública y
la de los ecosistemas, a fin de poder decidir acerca de la conveniencia o no de su
habilitación. También puede servir a la autoridad de aplicación para establecer
prohibiciones específicas sobre ciertas sustancias o sobre volúmenes máximos a
ser inyectados para no ocasionar impactos ambientales significativos, es decir, que
no sobrepasen la capacidad de carga de los ecosistemas.
A estos tres elementos hay que agregar la necesidad de estudiar detalladamente la
geología regional para descartar la posibilidad de ocurrencia de sismos de carácter
destructivo, mejorar las inspecciones sobre la integridad de los pozos para
minimizar los riesgos de contaminación de acuíferos y fortalecer todos los
aspectos vinculados con la gestión ambiental de los residuos sólidos, efluentes y
emisiones en la superficie, a fin de darles adecuado destino y evitar el daño
ambiental.
Al día de hoy parece una utopía pedir a los gobiernos la prohibición de la fractura
hidráulica, habida cuenta de las acciones tomadas en el nivel nacional y del énfasis
que algunas administraciones provinciales han puesto en su fomento, represión
Pág
ina6
6
incluida. Sin embargo, es necesario insistir en que la explotación de hidrocarburos
no convencionales es una peligrosa opción si no la acompañamos de una fuerte
política de desarrollo de las energías limpias.
Cabe reflexionar sobre el momento que vive el planeta. Como civilización hemos
llegado a la conclusión de que es necesario tomar medidas urgentes que reviertan
la actual tendencia de degradación ambiental, antes que sea demasiado tarde. Por
otra parte, el mundo se enfrenta a una demanda creciente de energía que es
necesario satisfacer, y esto lleva a muchos gobiernos a un dilema irresoluble en el
corto plazo. Aquellas administraciones que supieron ver el problema, lograron
avanzar en energías limpias, programas de eco-eficiencia y otras medidas
complementarias, pero aun así la problemática, aunque reducida, persiste.
La explotación de no convencionales es una actividad riesgosa, con empleo de
tecnologías que, si bien se conocen desde hace muchos años, aún no se pueden
dominar completamente. Valga como ejemplos la contaminación de acuíferos, las
enormes emisiones de gases de efecto invernadero y la sismicidad inducida. Es
imprescindible que las empresas aborden a las comunidades residentes con
responsabilidad social, es decir, compartiendo información sensible sobre las
operaciones, incorporándolos a procesos regionales de desarrollo, haciéndolos
parte de las estrategias para mejorar la seguridad industrial y atendiendo sus
demandas. Solo de esta forma se podrá resolver la conflictividad que resulte de la
instalación de proyectos extractivos.