unidad 4 fracking clase 11
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Módulo IV: Fracking
El desafío energético de la Argentina
Módulo IV- Fracking Auxiliar en Petróleo y Gas
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La Fractura Hidráulica: Fracking
El acceso a la energía es un tema clave en cualquier lugar del mundo. De la
disponibilidad de energía depende no sólo la posibilidad de que los ciudadanos
puedan transportarse, cocinar o calefaccionarse. Sin energía tampoco habría
industrias que generan empleo y bienes; no sería posible realizar las labores
agropecuarias a gran escala y, desde luego, no habría crecimiento económico.
Al crecimiento demográfico y económico de los últimos años –que se tradujo en
una mayor demanda de energía desde la industria pero, también, desde la
población general–, se agregó el lento pero paulatino agotamiento de los
recursos hidrocarburíferos convencionales, un fenómeno natural que se da en
todo el planeta, debido a que se trata de un bien finito. Esto puede constituir una
limitante para el crecimiento económico,
y en nuestro país ha aumentado hacia el
futuro la dependencia de hidrocarburos
importados, dado que aún no existe ni en
el corto ni en el mediano plazo, ninguna
otra fuente capaz de reemplazarlos.
En los últimos tiempos apareció la posibilidad de explotar los recursos de
reservorios “no convencionales” con los que cuenta el país en gran cantidad.
De hecho, un reciente estudio de la Agencia de Información de Energía de los
Estados Unidos ubicó a la Argentina en el tercer puesto de la lista de países
poseedores de los mayores recursos técnicamente recuperables en lo que hace
al gas de esquisto (el gas que se explota tradicionalmente, pero almacenado en
formaciones geológicas no convencionales), tras Estados Unidos y China. Este
estudio, vale aclarar, no tuvo en cuenta países con amplias reservas de gas
convencional, como Rusia o las naciones de Medio Oriente.
Estos hidrocarburos de reservorios “no convencionales” –además de gas, también
hay que hablar del crudo– son los mismos que se vienen explotando desde hace
un siglo, a partir de los llamados yacimientos “convencionales”. Sólo cambia el
tipo de roca en la que se encuentran, lo cual implica algunas diferencias
En los últimos años la
producción de HC
convencional alcanzo su
producción máxima
75
millones
de barriles
diarios
Consumo actual 80 millones
de barriles
diarios
Consumo estipulado para el
2030
105
millones
de barriles
diarios
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respecto de las técnicas tradicionales de extracción y sus propiedades (debido a
que no han sufrido el ya conocido proceso de migración).
Se requiere de una tecnología más compleja y altamente mejorada respecto de
la tradicional, y de mayores inversiones iniciales.
En nuestro país, la extracción de hidrocarburos de reservorios no convencionales
puede resultar algo novedosa para una parte importante de la comunidad. Pero
no lo es del todo.
De hecho, como dato histórico, durante la
prehistoria de los hidrocarburos en la Argentina,
a finales del siglo XIX, en Mendoza se
comenzaron a explotar “asfalto y petróleo en
pizarra bituminosa1”, que hoy se consideran no
convencionales, aunque con otra tecnología y
a pequeña escala. Aun así, las técnicas que se
utilizan hoy –muy perfeccionadas y en
constante búsqueda de mayor eficiencia–,
fueron desarrolladas hace más de medio siglo; al igual que la inyección de agua
y arena a alta presión, se han utilizado desde hace décadas, aunque en escalas
menores.
Como ya sabemos, los hidrocarburos sufrieron diferentes procesos que le
permitieron formar los yacimientos convencionales que se explotan hoy en día.
Procesos como:
1. Acumulación.
2. Maduración o catagénesis.
3. Migración.
4. Entrampamiento.
5. Conservación.
1 Pizarra bituminosa: lutita butuminosa. Conjunto de rocas que poseen abundante material orgánico
(querógeno) que permite producir petróleo a través de su destilación (proceso químico bajo el cual el
compuesto es sometido a temperaturas de 445-500ºC para liberar el aceite).
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Sin embargo, no todos los hidrocarburos pudieron abandonar la roca generadora
y migrar hasta llegar a las trampas para formar parte de yacimientos. Gran parte
del gas y del petróleo quedó allí, en la roca que los generó, sin migrar jamás,
algo que se conoce desde hace muchos años. De hecho, siempre se supo que
las rocas generadoras contenían gran cantidad de hidrocarburos. El problema
era que la tecnología existente no había podido ser adaptada para extraerlos en
forma económica y sustentable.
El desarrollo de estos reservorios abre nuevos desafíos a geólogos, geofísicos e
ingenieros. No todas las rocas generadoras tienen petróleo y gas en cantidades
iguales ni todas responden de la misma manera a las estimulaciones. Incluso, es
posible encontrar diferencias dentro de una misma roca generadora. La
heterogeneidad de estas formaciones, los grandes montos de inversión inicial
requeridos y los mayores costos operativos, aumentan considerablemente el
desafío.
En los últimos años, a medida que la producción de hidrocarburos de reservorios
no convencionales se fue intensificando –especialmente en los Estados Unidos–,
comenzaron a surgir rumores sobre posibles impactos ambientales negativos.
La preocupación se centra en el uso del agua para la estimulación hidráulica y
en la eventual contaminación debido a sustancias químicas que se incorporan
para hacer más eficiente la estimulación del yacimiento. También suelen
plantearse dudas sobre la disposición final del agua (¿qué se hace con ella al
final del proceso?), y la posibilidad de que puedan ser contaminados los
acuíferos superficiales de agua dulce.
¿Qué es el fracking?
La palabra fracking representa una técnica para posibilitar o aumentar la
extracción de gas y crudo del subsuelo, es un término anglosajón utilizado para
referirse a la fractura hidráulica.
Consiste en la extracción del hidrocarburo mediante la fracturación de la roca
madre, para ello se utiliza una técnica de perforación mixta: en primer lugar se
perfora hasta 5000 metros en vertical y después se perfora varios metros en forma
horizontal (2000 a 5000).
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Se punza la tubería en la
zona de interés de
producción y luego se
inyecta agua con arena y
una serie de aditivos
químicos a gran presión,
esto hace que la roca se
fracture, el hidrocarburo se
libere y ascienda a la
superficie a través del
pozo.
El proceso se repite a lo
largo de la roca rica en
hidrocarburos. Parte de la mezcla inyectada vuelve a la superficie (entre un 15 y
un 85 %).
Se estima que en 2010 esta técnica estaba presente en aproximadamente el
60 % de los pozos de extracción en uso. Debido al aumento en el precio de
los combustibles fósiles, que ha hecho económicamente rentable este método.
Respecto al componente inyectado, está basado en un 99,51 % de agua y arena
y un 0,49 % de aditivos. Son éstos los que generan más polémica, pues sus
detractores afirman que incluyen sustancias tóxicas, alergénicas y cancerígenas,
dejando el subsuelo en condiciones irrecuperables. Mientras que los defensores
aseguran que los aditivos utilizados se pueden encontrar en elementos de uso
doméstico.
Su finalidad es generar las vías necesarias para extraer el petróleo o gas natural,
mantener los canales abiertos y preservar a los hidrocarburos para evitar que se
degraden durante la operación.
Perforación Horizontal Dirigida
Cuando en un proyecto se contempla la colocación de ductos de tuberías que
han de cruzar zonas urbanas de alto tránsito, pistas de aterrizaje con alto tráfico,
ríos con caudal permanente, sin perturbar las operaciones normales puede
sernos de gran ayuda el uso de la perforación horizontal dirigida.
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La perforación horizontal dirigida
(direccional) permite instalar un
ducto por debajo de un obstáculo,
como un río o carretera, sin
perturbar el entorno. Al contrario de
la técnica de perforación horizontal,
la trayectoria curva de una
perforación horizontal dirigida
permite hacer pasar el ducto por
debajo de obstáculos desde la
superficie, de manera que no se
requiere efectuar ninguna
excavación importante.
Es ideal en suelos no pedregosos y bloques (arcilla, limo y arena), puede
ejecutarse asimismo con casi todo tipo de rocas, permite instalar ductos que
pueden alcanzar 1.200 milímetros de diámetro, ofrece la posibilidad de efectuar
perforaciones que alcancen hasta 8.000 metros de longitud (lo que varía según
las condiciones del suelo y el diámetro requeridos.
¿Cómo se consigue que el pozo siga
una trayectoria horizontal orientada?
Utilizando la Ingeniería de perforación
direccional. La finalidad de esta
ingeniería es la de perforar un pozo
desviado de la vertical dirigido hacia un
objetivo determinado, en el caso de la
fractura hidráulica el objetivo es
atravesar la roca madre.
La ubicación del equipo de perforación
en superficie y la profundidad de
arranque de la perforación direccional
estará determinada por la profundidad
del punto elegido para entrar en la
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formación, que es el objetivo fijado y el incremento de la desviación a utilizar,
con tecnología de última generación; para llegar desde la vertical hasta los 90°
con un régimen uniforme del incremento de desviación de 15° cada 30 metros,
se va a necesitar una curva de 120 metros de longitud.
Desde el punto de inicio hasta el punto de entrada de la sección curvada de un
pozo de perforación horizontal, se perfora utilizando un motor hidráulico montado
directamente encima del trépano y accionado por el fluido de perforación.
La dirección del agujero se logra mediante el empleo de un motor de fondo
direccionable. Al orientar la curva en el motor y al perforar sin girar el tubo, el
orificio se puede dirigir, haciendo una curva que transforma la perforación
vertical a horizontal e incluso puede cambiar la dirección a la izquierda o la
derecha. La sección curvada tiene típicamente un radio de entre 100 y 150
metros.
Los instrumentos de perforación transmiten diversas lecturas del sensor a los
operadores que están en la superficie. Como mínimo, los sensores proporcionan
el azimut (dirección respecto al norte) y la inclinación (ángulo relativo a la
vertical) de la perforación. Los instrumentos modernos para la perforación
permiten a los operarios de perforación direccional calcular la posición (las
coordenadas x, y, z) de la broca en todo momento. A veces se incluyen sensores
adicionales en la sarta de perforación.
Estos sensores pueden proporcionar información sobre el medio ambiente de
fondo de pozo (por ejemplo, la temperatura, la presión, el peso del trépano, la
velocidad de rotación de la herramienta y el ángulo de perforación). También
pueden mostrar varias medidas de las características físicas de la roca que lo
rodea como la radiactividad natural y la resistencia eléctrica, similares a los
obtenidos por la extracción vertical, pero en este caso obtienen sus datos en
tiempo real durante la perforación. La información se transmite a la superficie a
través de pequeñas fluctuaciones en la presión del fluido de perforación en el
interior del tubo de perforación.
Ver: https://www.youtube.com/watch?v=BbQMpXqTwtE
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Al igual que en la
perforación
convencional el pozo
horizontal es revestido
y entubado con el fin
de proteger las
formaciones
atravesadas y las
acumulaciones de
agua.
Se introduce una tubería conductora o tubería guía hasta una profundidad
aproximada de 50 a 70 metros que asegura la estabilidad del suelo cerca de la
superficie del pozo. Esta tubería se sella con una capa de cemento exterior.
El pozo se perfora hasta superar la máxima profundidad de los acuíferos de la
zona. El revestimiento de superficie se instala y cementa, y se realiza una prueba
de presión. Se utilizan también los sistemas de monitorización más avanzados
para garantizar que el cemento ha sido correctamente instalado.
La perforación continúa hasta un nivel más profundo donde se instala un
revestimiento (intermedio), utilizando procesos similares a los del de superficie.
La perforación se reanuda hasta alcanzar la formación rocosa, ya sea mediante
un pozo vertical o en una perforación horizontal. Una vez que se finaliza la
perforación del pozo y se completan los registros de perforación, se instala un
revestimiento metálico que se sella, para una mayor seguridad, con cemento, de
igual manera que en los dos tramos anteriores.
Una vez que se
instalen todos los
revestimientos y el
pozo quede
completamente
aislado, dentro de la
tubería se introduce
la sarta de
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perforación, con la que se realiza
selectivamente pequeñas y múltiples
perforaciones a través de la tubería y
el cemento hasta la roca que
contiene los hidrocarburos.
A través de estos orificios se inyecta
agua a una cierta presión, la cual
produce grietas y pequeñas fisuras en
la roca, generando un aumento de la permeabilidad. El agua que se inyecta
está acompañada de arena que hace que estas grietas no se cierren una vez
que han sido abiertas por la fracturación. Al agua también se le añaden
pequeñas cantidades de productos químicos para favorecer su inyección y
penetración en las rocas a fracturar, así como eliminar bacterias y disolver
algunos minerales.
Según el tipo de roca, se va a necesitar entre tres y cinco días aproximadamente
para completar el proceso.
Terminado el proceso, el pozo devuelve parte del fluido inyectado, acompañado
del hidrocarburo y agua que se encontraba presente en la roca. Al cabo de un
cierto tiempo, el pozo ya está listo para producir un flujo de hidrocarburo durante
años o décadas.
Tipos de Reservorios
Convencionales
En los reservorios o yacimientos convencionales, las características porosas y
permeables de las rocas que lo conforman permiten que los hidrocarburos
contenidos en sus poros microscópicos fluyan bajo ciertas condiciones hacia el
pozo. En estas acumulaciones, por supuesto, es necesario que exista un sello
natural (trampa), que haya evitado la fuga del hidrocarburo en su migración
desde la roca generadora hacia la superficie.
En los reservorios convencionales, además, es normal encontrar una columna de
agua por debajo del petróleo o del gas acumulado. En general, estos reservorios
pueden ser desarrollados a través de pozos verticales con las técnicas utilizadas
tradicionalmente y con buen caudal de producción.
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No convencionales
Se le dio el nombre de “no convencional” a todo reservorio que difiere de las
trampas “convencionales”. En la actualidad, el término “no convencional” se
utiliza de un modo amplio, para hacer referencia a los reservorios cuya
porosidad, permeabilidad, mecanismo de entrampamiento u otras
características difieren respecto de los reservorios tradicionales. Bajo la categoría
de reservorios no convencionales, y con distintos tipos de complejidad, se
incluyen numerosos tipos:
Gas y petróleo en rocas generadoras, esquistos y lutitas (shale gas/oil):
estos esquistos y lutitas han sido la roca generadora de los sistemas
petroleros convencionales. Es una roca sedimentaria de grano fino, con
variable cantidad de carbonatos, sílica o cuarzo y arcillas, más un alto
contenido de materia orgánica.
Reservorios compactos (tight): 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.
Existen otras formaciones o estado de los hidrocarburos que también se
consideran no convencionales, como el metano en lechos de carbón (coal bed
methane); petróleo en arcillas (oil shale); los petróleos pesados (heavy oils); el
alquitrán en arenas (tar sands); el petróleo extra pesado (extra heavy oil); y los
hidratos de metano.
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Algunos de estos recursos no convencionales se encuentran actualmente en
explotación comercial, como el metano en lechos de carbón (Estados Unidos y
Australia); el petróleo extra pesado (Venezuela); y el alquitrán en arenas
(Canadá), mientras que otros aún no cuentan con un desarrollo tecnológico que
permitan su aprovechamiento.
La Argentina tiene la particularidad de que las formaciones no convencionales se
encuentran en su totalidad alejadas de los centros urbanos. Esto representa una
ventaja con respecto a otros países, ya que el estar lejos de las ciudades facilita
el desarrollo de los recursos.
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Los no convencionales y el medio ambiente
La tecnología aplicada para la producción de shale posee niveles de
excelencia, lo que otorga a la operación los más altos estándares de seguridad
para evitar cualquier riesgo de carácter medioambiental.
La intensidad sísmica en la operación es cien mil veces menor que las
detectadas por el ser humano. Por lo cual no existe riesgo asociado de actividad
sísmica.
Además, la producción impacta menos en la superficie que otras formas de
producción de energía, como la solar y la eólica. La razón reside en que se
perforan varios pozos desde una misma locación y que esa operación, compleja
desde el punto de vista del desarrollo industrial, se produce a más de dos mil
metros de profundidad.
¿La estimulación hidráulica puede contaminar los acuíferos de agua
potable?
Toda vez que se perfora un pozo, para cualquier actividad se atraviesan, si los
hubiera, los acuíferos cercanos a la superficie, que son los que generalmente se
utilizan para obtener agua potable. Esta agua subterránea se protege durante la
perforación por medio de una combinación de un encamisado de acero
protector y cemento, lo cual constituye una práctica muy consolidada. Una vez
terminado el encamisado y fraguado el cemento, se corren por dentro de la
tubería unos perfiles que permiten visualizar si hay alguna falla de hermeticidad
en el pozo. De haberla, es reparada. Solo una vez que se ha comprobado
fehacientemente la hermeticidad de la cañería (encamisado) se procede a
realizar el resto de los trabajos en el pozo, entre ellos la continuación de la
perforación a las profundidades en las que se encuentran los hidrocarburos. Una
vez alcanzada dicha profundidad, se vuelve a entubar y cementar el pozo.
Finalizado el entubamiento y nuevamente comprobada la hermeticidad del
pozo respecto de sus paredes, se procede a inyectar agua y arena a presión; es
decir, a la estimulación hidráulica. 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
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estimulación hidráulica. Estas situaciones se resolvieron de inmediato, sin ningún
impacto significativo.
En cuanto a las fisuras que produce la estimulación hidráulica, en la Argentina, la
mayoría de las rocas generadoras de hidrocarburos comienza a ser explotable a
partir de los 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.
Vale tener en cuenta que en el mundo, durante el último siglo, se perforaron de
manera segura millones de pozos que atravesaron acuíferos, sin inconvenientes
significativos. En nuestro país se llevan perforados más de 65000 pozos.
¿La estimulación hidráulica requiere de grandes cantidades de agua?
La producción de hidrocarburos no convencionales requiere del uso de mayor
cantidad de agua, comparada con el sistema tradicional o convencional.
Sin embargo, es significativamente menor respecto de las cantidades requeridas
para la generación de energía a partir de otras fuentes o de las utilizadas por
otras ramas de la industria y el agro. La estimulación hidráulica de un pozo de
hidrocarburos de esquistos y lutitas, por ejemplo, puede demandar hasta 30.000
ACUIFER
O
Esquema de un pozo horizontal con detalle del
encamisado
Radio máximo de
fisuras:
Lateral: 150 a 200
m
Vertical: 80
m
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m3 de agua. Sin embargo la cantidad dependerá del tipo de pozo y de la
formación. Por ejemplo, hoy, un pozo vertical típico requiere de hasta 6.500 m3,
cifra que asciende hasta 12.000 m3 en el caso de los horizontales. Esta cantidad
se utiliza, en general, por única vez en la historia de cada pozo.
En Neuquén, sólo se puede utilizar agua para estimulación hidráulica de
hidrocarburos de reservorios no convencionales, de cursos superficiales (ríos y
lagos) y está prohibido el abastecimiento mediante acuíferos subterráneos de
agua dulce. Una situación similar se produce en Chubut.
A modo de ejemplo, se calcula que la explotación intensiva y en plenitud de la
Formación Vaca Muerta, que contiene el mayor potencial de gas y petróleo de
esquistos y lutitas, requeriría de menos del 1% del recurso hídrico de Neuquén,
frente a un 5% que requieren la población, la industria y el agro, y al 94%
remanente para otros usos en otras jurisdicciones.
La industria experimenta constantemente nuevos desarrollos en búsqueda de
reducir las cantidades de agua como, por ejemplo, la estimulación hidráulica
con el agua que se extrae junto con los hidrocarburos de las formaciones
convencionales (agua de purga). O, más recientemente, el reúso para nuevas
etapas de estimulación hidráulica. Además, la tendencia es a producir fisuras
cada vez más pequeñas, lo que disminuye el requerimiento.
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¿Es cierto que los fluidos utilizados en la estimulación hidráulica contienen
cientos de químicos peligrosos que no se dan a conocer al público?
Los fluidos de estimulación hidráulica, por lo general, están compuestos por un
99,5% de agua y arena, y un 0,5% de productos químicos. Es habitual que
cualquier rama de la industria requiera de la utilización de químicos específicos,
para distintas funciones.
En el caso de la estimulación hidráulica para extraer hidrocarburos de reservorios
no convencionales, el fluido contiene entre 3 y 12 aditivos, dependiendo de las
características del agua y de la formación que se fractura.
Se trata de:
Inhibidores de crecimiento
bacteriano (que impiden
que proliferen las bacterias
dentro del pozo.
Gelificantes (permiten que
el fluido adquiera
consistencia de gel).
Reductores de fricción
(para que el fluido fluya
más eficientemente por
dentro del pozo), entre otros.
La mayoría de dichos aditivos está presente en aplicaciones comerciales y
hogareñas, en general, en concentraciones varias veces más elevadas que en
los fluidos de estimulación (ver cuadro).
Algunos de ellos pueden resultar tóxicos utilizados en altas concentraciones o
ante exposiciones prolongadas.
Es por eso que en ninguna fase del proceso el fluido de estimulación hidráulica
entra en contacto con el medio ambiente.
Algunos de los compuestos químicos enumerados, dependiendo de la
concentración en que se encuentren, pueden resultar tóxicos, tanto en el hogar
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como en las operaciones de gas y petróleo. Por eso la industria se preocupa
especialmente de que no entren en contacto con el medio ambiente,
confinándolos en tuberías y piletas especialmente diseñadas durante las
operaciones.
TIPO DE
SUSTANCIA FUNCIÓN FUNCIÓN EN EL HOGAR
CONCENTRACIÓN
EN EL HOGAR
CONCENTRACIÓN EN EL FLUIDO DE FRACTURA
Hipoclorito de
sodio (lavandina)
Acondicionamiento
del agua, control
microbiano
Desinfectante, agente
blanqueador, tratamiento del
agua. Uso médico 0,1% a 20% 0,01% a 0,02%
Glutaraldehído Control microbiano
Desinfectante. Producto
utilizado para esterilizar
equipamiento médico y
odontológico
0.01%
Hidróxido de
sodio (soda cáustica)
Ajuste de pH para
el fluido de fractura
Preparación de alimentos,
jabones, detergentes,
blanqueadores dentales 0,1% a 5% 0,04% a 0,08%
Ácido
clorhídrico
(ácido
muriático)
(33%)
Disolver
carbonatos, bajar el
pH
Para destapar cañerías.
Presente en el estómago
0.33%
Carbonato de
sodio (natrón)
Ajuste de pH para
el fluido de fractura
Limpiadores, lavavajillas, pasta
de dientes, acuarios, cuidado
del cabello 0,5% a 85% 0,0% a 0,025%
Bicarbonato de
sodio Ajuste de pH para
el fluido de fractura
Polvo leudante, limpiadores,
pasta de dientes, polvo de
bebés, acuarios 1% a 100% 0,0% a 0,006%
Ácido acético
(vinagre)
Estabilizador de
hierro para la
mezcla de ácido
clorhídrico
Preparación de comidas,
productos de limpieza 1% a 5% 0,003%
Cloruro de
potasio
Control de la
expansión de
arcillas
Sal de mesa dietética, uso
médico, suplemento para
mascotas 0,5% a 40% 0,0% a 0,91%
Goma guar Gelificante Cosméticos, productos
horneados, helados, dulces 0,5% a 20% 0,0% a 0,25%
Sales de
Borato / ácido
bórico
Para reticular el
fluido de fractura Cosméticos, spray para cabello,
antiséptico, detergentes 0,1% a 5% 0,0% a 0,001%
Enzima hemi
celulósica
Ruptor de gel.
Rompe las cadenas
poliméricas.
Aditivo de vinos, pasta de soja,
procesos industriales de
alimentos, aditivo de alimentos
de granja
0.1% 25% 0,0% a 0,0005%
Enzimas Ruptor de gel.
Rompe las cadenas
poliméricas.
Detergentes, jabones para ropa,
removedores de manchas,
limpiadores, café instantáneo Aprox. 0,1% 0,0% a 0,0005%
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Surfactantes
Tensioactivos: Para
reducir las
tensiones
superficiales y
interfaciales
Detergentes, lavavajillas,
champoo, gel de duchas 0,5% a 2,0% 0,02%
Sílica (arena) Agente de sostén Vidrio, limpiadores en polvo,
artículos de artística 1% a 100% 4,0% a 6,0%
Resina acrílica
Agente de sostén
(recubrimiento de
granos de agente
de sostén)
Desinfectante, colorante,
empaque de alimentos <0,01% a 2% 0,0% a 0,002%
(no se usa siempre)
¿La estimulación hidráulica puede activar fallas geológicas y producir
terremotos?
Con sensores adecuados, es
posible medir las vibraciones
que genera la estimulación
hidráulica. 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,
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 esquistos
y lutita.
Se podría pensar que el “0” en la escala de Richter se corresponde a la falta de
movimiento y que, por lo tanto, es errónea la escala con números negativos. Sin
embargo, no es así. Cuando Charles Richter desarrolló su célebre escala, en los
años 30 del siglo pasado, intentó determinar la energía de un movimiento
sísmico liberada en su epicentro. Pero en años posteriores, con el desarrollo de
instrumentos más sensibles, se descubrió que en lo que para Richter era “0”, en
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realidad podían registrarse microsismos. Para no cambiar toda la escala, se
decidió agregar números negativos.
¿Son perjudiciales para el medio ambiente las aguas residuales que se
generan por la explotación de recursos no convencionales?
Al finalizar la operación, la porción del fluido de estimulación hidráulica que
retorna a la superficie es tratada. Luego, es posible utilizar el agua en nuevas
estimulaciones hidráulicas o puede ser inyectada en pozos sumideros, a las
profundidades necesarias para asegurar su confinamiento.
Impacto en la economía local y nacional
Si bien el equipo de perforación puede ser el símbolo más comúnmente
asociado con el desarrollo del petróleo y del gas, hay muchas actividades
anteriores y posteriores, que generan impactos económicos significativos. Por
ejemplo, se necesita mucho personal para realizar todo el trabajo legal y
regulatorio, como así también técnico, comercial y administrativo, entre muchos
otros.
Los relevamientos sísmicos también requieren de mano de obra especializada,
servicios comerciales locales y otros servicios. Una vez que se identifica un posible
prospecto, comienza la perforación y, con ella, la necesidad de servicios,
recursos humanos y de actividades suministradas localmente.
En caso de encontrar hidrocarburos en cantidades comerciales, se instala la
infraestructura, que incluye el equipo de producción del pozo, las tuberías y
plantas de tratamiento. Esto, a su vez, estimula la actividad comercial local.
Finalmente, a lo largo de la vida de producción del pozo, se pagan las regalías a
los estados locales y nacional. Es dinero que estimula la economía local y ofrece
recursos adicionales para servicios comunitarios, tales como la salud, la
educación y organismos de bien público.
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En el caso de nuestra formación
Vaca Muerta, sólo se ha perforado
hasta la fecha una centena de
pozos. Recién se comienza a trepar la
curva de aprendizaje que, por su
parte, es particular para cada evento
geológico de una cuenca
sedimentaria. Se está frente a una
significativa promesa, que aún
necesita mucha ciencia geológica,
tecnología e inversiones para llegar a
generar reservas. YPF ha sido,
indiscutiblemente, pionera en este
esfuerzo: ha perforado más pozos
que todo el resto de las compañías
petroleras sumadas. Pero la magnitud
del desafío es gigantesca. El eventual
desarrollo de sólo un 10% de los
30.000 km² de la superficie en la que
se desarrolla Vaca Muerta implicará
inversiones que no son comparables
con ninguna de la historia de la
industria petrolera en el país.
Yacimiento petrolífero “Vaca
Muerta”, Neuquén
El yacimiento ubicado entre las
provincias de Neuquén, Río negro y
Mendoza, es una formación de
petróleo y gas no convencional
(shale oil y shale gas).
Su descubrimiento se anunció en
2001 por ingenieros y científicos de la
empresa Repsol YPF.
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En el 2011 se confirmó este hallazgo, informando que las reservas probadas del
yacimiento podían estimarse en torno a 927 millones de barriles de hidrocarburos,
741 millones corresponden a crudo y el resto a gas.
Dicha formación tiene una extensión de 30.000 km2. Gracias a este
descubrimiento Argentina se ubica entre los países con mayores reservorios del
mundo y de mayor calidad. El yacimiento es conocido como “el mayor
descubrimiento” de petróleo y gas no convencional en la historia del país.
Según esos datos, en esta formación hay tanto gas bajo tierra que, de hallarse un
método rentable de extracción Argentina sobrepasaría a Venezuela y Bolivia
como los dos países de Sudamérica con más reservas de este hidrocarburo.
Semejantes reservas de gas dejarían a Argentina sólo detrás de Estados Unidos y
China como los países con más gas no convencional en el mundo.
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Alternativas a la Fractura Hidráulica
Hoy en día se han planteado diferentes métodos que podrían ser una alternativa
al fracking, con el fin de crear energía más limpia y proteger al medio.
Entre estas propuestas se encuentran construcciones de parques eólicos, que
requieren zonas con determinadas características para poder producir energía
útil, al igual que la energía solar.
Debido al impacto que se considera produce el fracking diferentes países han
comenzado a regular más rigurosamente este tipo de perforación, en nuestro
país hubieron muchos intentos de prohibirla pero ninguno con éxito.
En el 2013, la fracturación hidráulica ha sido prohibida en:
Francia.
Algunos lugares de los Estados Unidos (parte de New York), Pensilvania,
Canadá y Sudáfrica.
Bulgaria.
Suiza.
Destruyamos estos cinco mitos sobre la estimulación hidráulica.
Documento extraido de:
http://www.ypf.com/energiaypf/Novedades/Paginas/novedades-interna-cinco-
mitos-sobre-la-estimulacion-hidraulica.aspx
El shale no causa terremotos, no contamina el agua ni utiliza químicos tóxicos. La
energía eólica, con sus turbinas, causan mucho más daño.
Fue el senador de los EEUU, Daniel Patrick Moynihan quien dijo una vez: “Usted
tiene derecho a expresar su opinión, pero no a expresar sus propios hechos”. En el
debate sobre el shale – Me rehuso a llamarlo el debate de la estimulación
hidráulica, ya que esta técnica se viene utilizando en el país hace décadas – los
opositores parecen pasar por alto de forma increíble los hechos.
A continuación les presento 5 afirmaciones que se vienen repitiendo y que son
falsas:
1. La producción del shale contaminó los acuíferos en EEUU
2. Libera al ambiente mayores cantidades de metano que otras formas de
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producción de gas
3. Se utilizan preocupantes cantidades de agua
4. Se utilizan cientos de químicos que son tóxicos
5. Ocasiona fuertes terremotos
Ninguna de estas afirmaciones es cierta.
Empecemos por la afirmación sobre la contaminación de los acuíferos. El número
total de acuíferos que se presumía que estaban contaminados por el fluido de
estimulación o por el gas metano del proceso de estimulación hidráulica en los
EEUU es cero. Cada una de las denuncias terminaron siendo falsas. La Agencia
de Protección Ambiental (EPA) cerró su investigación en Dimock, Pennsylvania,
llegando a la conclusión de que no había evidencia alguna de contaminación.
Además, abandonó su reclamo de que la perforación en el Condado de Parker,
Texas, había hecho que el gas metano salga por las canillas de la gente, y retiró
sus acusaciones de contaminación del agua en Pavilion, Wyoming, por falta de
pruebas.
La película Gasland mostró un caso de contaminación natural del agua con gas
y su director lo sabía. Sin embargo, fingió que esa contaminación era producto
de la técnica de estimulación hidráulica. El secretario de Energía de los Estados
Unidos, dijo este mes: “Todavía no he visto evidencia alguna de que la técnica
de estimulación hidráulica contamina los acuíferos”. Decenas de miles de pozos
perforados, dos millones de operaciones de estimulación terminadas y ni un solo
caso comprobado de contaminación del agua subterránea. Puede suceder
algún día, por supuesto, pero son pocas las industrias que pueden tener un
registro de contaminación tan positivo.
Sigamos con la afirmación de que la explotación del shale libera a la atmosfera
más metano que la industria del carbón (El gas metano es un gas de invernadero
más potente que el dióxido de carbono, pero se aloja en la atmósfera por un
periodo de tiempo más corto y su concentración no está aumentando
rápidamente). Esta afirmación proviene de un biólogo y profesor de la
Universidad de Cornell, y fue refutada con numerosos estudios. Un equipo del
Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) lo expresó de la siguiente manera:
“Es incorrecto sugerir que la estimulación hidráulica ha alterado
significativamente la intensidad de los gases de efecto invernadero”.
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Tercero, vienen las afirmaciones que la estimulación hidráulica utiliza grandes
cantidades de agua. El diario The Guardian publicó un informe esta semana,
informando que un pueblo en Texas “se está secando” por el uso de esta
técnica. En EEUU se requiere sólo un 0,3%, para darles una idea, en un campo de
golf se utiliza mucha más agua que esa. Si algunas zonas de Texas están secas,
culpen a la agricultura, por lejos es el sector que más agua utiliza.
Cuarto, la siempre tan neutral BBC, en un informe previo, afirmó que la técnica
libera “cientos de químicos” en la roca. El fluido de estimulación es 99.51% de
agua y arena. El restante 0.49% se compone de 13 químicos, que pueden ser
encontrados en tu cocina, garage o incluso el baño:
Con respecto a los supuestos “terremotos”, la Universidad de Durham concluyó, a
través de un estudio definitorio, que “toda la actividad sísmica resultante de la
técnica de estimulación hidráulica fueron imperceptibles”. Además, sostiene que
“la minería, la actividad geotermal o el almacenamiento de agua de embalse
generan temblores más grandes y con mayor frecuencia.
Los medios han hecho una pobre tarea en desafiar a los grupos opositores con
hechos concretos. Entonces el debate no es entre dos argumentos sinceros y
opuestos; se trata de una lucha desigual entre la verdad y la mentira
Ahora parece que la diócesis de Blackburn ha distribuido un folleto sobre cómo
esta técnica "ha atraído a los propietarios a firmar contratos para perforar en sus
tierras" y que podría causar daños duraderos a la "gloriosa creación de Dios". Un
momento, obispo. ¿Has dicho lo mismo de la energía eólica? Hagamos una
comparación rápida.
Atraer a los propietarios de tierras con dinero: los parques eólicos pagan hasta
100,000 libras por turbina a los terratenientes y la mayor parte proviene de los
aumentos en las facturas de electricidad de la gente común. ¿Qué tiene la
Iglesia que decir al respecto?
Estropear la gloriosa creación de Dios: como Clive Hambler, de la Universidad de
Oxford, ha documentado, cada año entre 6 millones y 18 millones de aves y
murciélagos mueren en España solo por los aerogeneradores, incluyendo
especies únicas de buitres leonados y egipcios (400 murieron en un año). En
Tasmania distintas especies de águilas están en peligro de extinción a causa de
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las turbinas eólicas. Parques eólicos en Noruega matan diez águilas de cola
blanca al año. En Alemania matan 200.000 murciélagos al año.
La industria eólica, que es inmune al enjuiciamiento por delitos en la vida silvestre,
afirma que los autos y gatos matan más aves que las turbinas. Además, les gusta
realizar una predicción falsa de que si el clima se vuelve más cálido y los hábitos
cambian, luego la industria del petróleo será acusada, algún día, de eliminar
gran cantidad de aves. Pero ¿cuándo fue la última vez que su gato trajo a casa
un águila imperial?
Las turbinas de viento no sólo son más visibles que las intslaciones de perforación
de gas, sino que además cubren mucho más terreno. Sólo diez hectáreas (25
acres) de las plataformas de perforación de petróleo o gas pueden producir más
energía que toda la industria eólica británica. ¿Cuál de las dos hace el mayor
daño a la creación gloriosa de Dios, obispo?
El viento proporciona aproximadamente el 1% del total de nuestra energía. La
semana pasada me dirigí de Caithness a Northumberland. Todo el paisaje del
camino fue arruinado por esos monstruos giratorios: al lado del Pentland Firth,
sobre Dornoch, en los Monadhliaths, en los Lammermuirs, en los Cheviots, en
Simonside. Yo estaba mirando tal vez una décima parte del 1 por ciento de toda
nuestra producción de energía y un impacto aún menor en las emisiones de
carbono. Beneficio trivial; gran costo.
Usted no tiene que mentir para criticar a la energía eólica por motivos
ambientales. La verdad está a la vista y es realmente impactante.