Aspectos ambientales en la producción de hidrocarburos de yacimientos no convencionales

 

PREOCUPACIONES AMBIENTALES

Se consideró conveniente para el objetivo de este análisis, detallar cuáles son los ítems respecto de los cuales se mencionaron preocupaciones por “riesgos potenciales” en distintos trabajos de Organizaciones Académicas u ONGs ambientalistas.
Para dar fundamento al mencionado análisis se condensaron en 9 ítems las preguntas o inquietudes habitualmente formuladas en relación con esta tecnología y sus consecuencias técnicas, económicas y ambientales, dando prioridad a estas últimas. Las cuestiones planteadas fueron respondidas muy sintéticamente, tomando textualmente en la mayor parte de los casos, distintos tramos de los conceptos publicados por el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE), la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA), The Royal Society y la Real Academia de Ingeniería de Inglaterra, (RAE) y la International Gas Union (IGU), entre otros y particularizando el análisis para la situación ambiental específica del yacimiento de Vaca Muerta.
Se considera, en una primera síntesis, que las diferentes preocupaciones enunciadas hasta ahora, pueden resolverse con las Regulaciones, los sólidos Sistemas de Monitoreo y las tareas de Investigación y Evaluación Ambiental, previas a la explotación de cada “Yacimiento No convencional”, que ya fueron recomendadas en los informes mencionados.
Considerando la gran cantidad de documentos emitidos por Organizaciones de Defensa del Medio Ambiente, que exhiben legítimas preocupaciones en temas de interés general, se procedió a listarlas, agruparlas y contestarlas con la mayor consistencia posible. Obviamente, para rebatir las afirmaciones de la Academia Nacional de Ingeniería (ANI) basadas en los fundamentos
expresados, particularizados para el Reservorio de Vaca Muerta, se debe contar con la cantidad necesaria de fundamentación académica, estadística y experimental, que demuestre lo contrario.

 

Respuestas con fundamento técnico y académico a los 9 temas propuestos, tomando como base los trabajos de investigación y las recomendaciones emitidas por la EPA y el DOE de Estados Unidos y la RAE del Reino Unido

1-¿Puede la estimulación hidráulica contaminar acuíferos de agua potable cercanos a la zona de las perforaciones, o que son atravesados por las perforaciones?

Los pozos que se perforan para las nuevas explotaciones denominadas “no convencionales”, o para aquellas que desde hace 150 años se realizan en yacimientos “convencionales”, atraviesan en muchos casos acuíferos cercanos a la superficie, utilizados en áreas pobladas por los residentes en las zonas de menor densidad, donde la extracción de agua es individual y también por los sistemas de Distribución de Agua por Red para obtener el agua potable que se distribuye por esa red a familias y empresas. La preocupación expresada respecto de este tema es que, al realizar la perforación se ponga en comunicación el acuífero de agua potable con los fluidos que se inserten
o los que se extraigan de los yacimientos de gas y petróleo de esquisto.

Evaluación de esta preocupación en relación al Reservorio de Vaca Muerta
Es necesario destacar que para el caso particular del yacimiento de Vaca Muerta -es decir en la Cuenca Neuquina- salvo en las proximidades de Zapala, no hay agua subterránea aprovechable para uso humano. Esta afirmación está basada en el relevamiento realizado por la firma consultora británica Halcrow en la década de 1990 de los servicios de agua potable de la provincia
del Neuquén para la Subsecretaría de Recursos Hídricos de la Nación, y que no ha variado sustancialmente al presente.
Pero además, la diferencia central respecto de las cuencas de Estados Unidos es la profundidad a que se encuentran los yacimientos no convencionales en dicha área. En los escasos sitios que los que hay acuíferos de posible uso humano o animal en el área de Vaca Muerta, estos están como máximo a 250 mts. de profundidad, separados de los depósitos de shale (esquisto) por grandes y pesadas capas de rocas de varios miles de metros de espesor. Si bien la información de pozos es obtenida por muestreo estadístico, se verifica que las posibilidades de extracción de agua se circunscriben a los pequeños valles y cuencas cerradas, en los primeros metros de profundidad, con la extracción de agua de baja calidad con altos tenores de sulfatos (hasta 850 ppm).
Por otra parte, los riesgos relacionados con la perforación de pozos de Shale Gas o Shale Oil, cuando se atraviesa una napa acuífera, no difieren de los existentes con los pozos convencionales, que son controlables con la aplicaciónde las Mejores Prácticas Operativas desarrolladas en los últimos 150 años.
Por lo tanto, no hay fundamentos para esta preocupación en dicha área, en relación con una tarea y tecnología que no difiere de la conocida y dominada, luego de haber realizado una significativa cantidad de perforaciones similares, desde el inicio de la explotación de yacimientos convencionales.
Una publicación del Instituto del Petróleo y Gas de Argentina, destaca que solo en nuestro país se llevan perforados más de 65,000 pozos para extracción de petróleo y gas en un siglo, sin que se haya registrado contaminación de acuíferos. A nivel mundial, se reitera que la gran cantidad de pozos ya realizados en el último siglo no ha registrado problemas significativos de este tipo.
Los pocos casos registrados responden a actividades realizadas en el pasado, o en naciones donde no rigen las normas de seguridad, el monitoreo de la Autoridad Regulatoria y el control y respeto de la sociedad al medio ambiente que hoy existe. Todas las recomendaciones de esta publicación están orientadas a reducir estos riesgos al mínimo aceptado internacionalmente.

Recomendaciones RAE: La RAE comenta que, “se ha expresado preocupación por el riesgo de que las fracturas se propaguen desde formaciones de esquisto para llegar hasta los acuíferos”. La evidencia disponible, según lo establecido por la RAE, indica que: “el riesgo de que esas fracturas se propaguen desde formaciones de esquisto (Shale Gas) para llegar hasta acuíferos yacentes algunos kilómetros más arriba es muy reducido. Mecanismos geológicos limitan las distancias en las que las fracturas pueden propagarse verticalmente”. Al igual que en cualquier actividad industrial, “la probabilidad de una falla en un pozo es muy baja si el mismo es diseñado, construido y finalmente desactivado al final de su vida útil, de acuerdo a las mejores prácticas”. (RAE UK). A pesar de ello, considera que “los Reguladores del medio ambiente, deben trabajar en equipo con el British Geological Survey (BGS) para obtener mediciones exhaustivas de metano y otros contaminantes en el agua subterránea de cada yacimiento”.
Las causas más probables de posible contaminación ambiental corresponden a pozos defectuosos, y fugas y derrames asociados con las operaciones de superficie. Ninguna de estas causas es exclusiva de la explotación de gas de esquisto. Todas ellas son comunes a todas las tecnologías utilizadas para la perforación y operación posterior de los pozos de petróleo y gas convencionales. Por último, consideran que los mismos Operadores deben asegurarse de la integridad de sus pozos mediante tests, tales como pruebas de presión y de adherencia del cemento de sellado a las paredes del pozo.

Recomendaciones EPA: EPA menciona que, “un elemento central de la Ley de Agua Potable Segura (Clean Water Act) y del Control de Inyección Subterránea (UIC), es establecer los requisitos para la ubicación correcta y la construcción y operación de cada pozo, para reducir al mínimo los riesgos para las fuentes subterráneas de agua potable”, al igual que ha sido progresivamente regulado en los 150 años de explotación de pozos convencionales.
Adicionalmente, está en marcha un Estudio de la EPA sobre fractura hidráulica y su impacto potencial en recursos de agua potable: “La EPA está llevando a cabo ese estudio nacional para entender los impactos potenciales de la fractura hidráulica en los recursos de agua potable. El estudio incluirá una revisión de la literatura publicada, el análisis de los datos existentes, la evaluación de escenarios y modelos, estudios de laboratorio y estudios de casos”.

 

2-¿Es cierto que la estimulación hidráulica mediante el fracking requiere de “grandes cantidades de agua”? ¿Qué se entiende por grandes cantidades?
Con este cuestionamiento se expresa de formas diversas, la preocupación por el hecho que la cantidad de agua utilizada para la tecnología denominada “Fracking”, es decir, para la fractura hidráulica de las rocas de esquisto que retienen el gas que se desea extraer, conduzca a una situación en la cual el agua superficial o subterránea dejaría de estar disponible o bien sería necesario limitar su consumo para los restantes usos habituales de la población, los agricultores y la industria residente en la zona.

Evaluación de esta preocupación en relación al Reservorio de Vaca Muerta
Para los caudales de agua superficial de la zona en análisis, los 25,000 a 35,000 m³ que requiere cada perforación, no son significativos. Según el organismo estatal provincial Corporación Minera del Neuquén, basados en información hidrográfica estadísticamente consistente y de conocimiento público, producida por las autoridades de cuenca zonales, los requerimientos de agua de la actividad hidrocarburífera no convencional equivaldrían a menos de 0,2% de los recursos hídricos superficiales disponibles (y muy poco aprovechados), considerando los caudales mínimos de los mismos. Son recursos superficiales renovables, ya que son alimentados por escurrimientos de deshielos anuales. Esta cantidad de agua corresponde a 500 pozos de Shale perforados por año, actividad de perforación que puede considerarse elevada.
Además, por Decreto 1483/12 de la provincia del Neuquén, se prohibió durante las etapas de perforación y terminación de pozos, utilizar agua subterránea con aptitud para abastecimiento de poblaciones e irrigación y sólo podrán usarse aguas subterráneas de alto tenor salino, no aptas para consumo humano.
Por lo tanto, no se plantea ninguna competencia entre el agua para uso humano y el agua para la explotación de gas y petróleo para el caso específico del Yacimiento de Vaca Muerta.

Recomendaciones RAE: Para el caso específico de UK, la RAE solicita que se apliquen las Mejores Prácticas para minimizar el uso de agua y evitar la substracción de agua en ciertas zonas donde -teniendo en cuenta la densidad poblacional e industrial del UK- el abastecimiento se encuentre muy exigido. En el informe Tyndall, encargado a la Universidad de Manchester (UK), se expresa que, “… los datos disponibles, sugerirían… que en el caso específico de la utilización de agua,… si el 10% de todo el gas consumido actualmente en el Reino Unido fuera obtenido de yacimientos no convencionales (Shale Gas) sería necesario utilizar aproximadamente el 0.6% del total de agua que utiliza toda la industria en Inglaterra, sin considerar la Generación Eléctrica (Con esta, sería un porcentaje aún inferior). Extrapolando, sería posible afirmar que, en caso que todo el gas utilizado en Inglaterra, (más de 200 millones m³/día) fuera obtenido de yacimientos no convencionales, la cantidad de agua a utilizar representaría entre el 3%/4% y el 6% del consumo total de agua de la industria del Reino Unido, de acuerdo a si se incluye o no, el consumo de agua de la Generación Eléctrica.
Agrega la RAE “… que el uso de aguas salinas o agua de mar, está siendo considerado en algunos yacimientos de Estados Unidos por la existencia de tecnologías desarrolladas para resolver los problemas en operaciones off-shore. Estas tecnologías no se habían utilizado inicialmente por qué cuando el agua era salina, inhibía la acción de los productos químicos destinados a reducir la fricción”. Otras opciones que se están considerando donde hay escasez de agua, -como es el caso de China-, incluyen la fractura hidráulica sin utilizar agua. Estas alternativas conducen a utilizar gels, gas CO2, y espumas de gas nitrógeno. También es posible utilizar LPG Gelificado, como fluido para impulsar la producción inicial y permitir luego la casi completa recuperación de estos fluidos de fracturación. Por último, es factible la utilización de emisiones de microondas que no introducen ningún fluido en el subsuelo. Todas estas opciones están aún en etapa de estudio.

Recomendaciones EPA: Por su parte, recomienda la aplicación de las Mejores Prácticas Operativas, las cuales de por sí inducen a la minimización del uso de agua, tanto por su impacto ambiental directo como por la reducción de los desechos a tratar.

Otras Recomendaciones
En el caso de España, el “Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas” ha concluido que en comparación, la energía generada con gas no convencional precisa de una décima parte del agua necesaria para producir la misma cantidad de energía partiendo del carbón.

 

3-¿Es cierto que los fluidos utilizados en estimulación hidráulica, contienen cientos de productos químicos peligrosos que no se dan a conocer al público?
El agua utilizada para la fractura hidráulica contiene alrededor de 10 grupos de componentes, destinados a mejorar el proceso y evitar determinados daños por corrosión y por oxidación a la estructura del pozo -evitando así riesgos posteriores de fugas- e incrementar la eficiencia de cada fractura, al reducir la pérdida de carga por fricción.
Según expresa la RAE, los aditivos representan el 0,17% del fluido total utilizado, siendo el resto agua. Sus componentes genéricos son: inhibidores para evitar la acumulación de incrustaciones en las paredes del pozo; ácidos que contribuyen a iniciar fracturas; fungicida para eliminar las bacterias que pueden producir sulfuro de hidrógeno, el que a su vez conduce hacia la corrosión; reductores de fricción que reducen el rozamiento entre las paredes del pozo y el fluido inyectado y un agente tensioactivo destinado a reducir la viscosidad del fluido utilizado para la fractura. Como puede observarse son todos recursos técnicos para prolongar la vida útil de miles de metros de cañerías que estarán en servicio 10 y más años y aumentar la eficiencia energética de la operación de fractura hidráulica inicial. Muchos de los productos químicos usados en el fracking se utilizan comúnmente en actividades cotidianas. Algunos, que se utilizan en concentraciones bajas en la fractura hidráulica, pueden ser tóxicos en altas concentraciones. Esto es también válido para los productos químicos que se añaden habitualmente para el agua potable y los alimentos, así como las explotaciones convencionales de hidrocarburos. Por ejemplo, el cloro utilizado comúnmente para la desinfección del agua potable, si se utiliza en concentraciones altas o, si se produce un accidente, puede tener efectos graves sobre la salud humana y el medio ambiente.
Sin embargo, en general la Organización Mundial de la Salud ha evaluado que los beneficios para el ser humano de su uso sobrepasan ampliamente los peligros potenciales, cuando se utiliza bajo las Mejores Prácticas Operativas. Existe preocupación que alguno de estos componentes se filtren hacia acuíferos utilizados por la población o la industria y sean perjudiciales para la salud humana y el medio ambiente.

Evaluación de esta preocupación en relación al Reservorio de Vaca Muerta
La zona de Vaca Muerta ya es objeto de explotación convencional de hidrocarburos, para la cual se utilizan muchos de los elementos previstos en la explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, tal como lo pone de manifiesto los artículos 29 a 31 del Anexo VII del Decreto Nº 2656/99 reglamentario de la Ley del Medio Ambiente de la Provincia del Neuquén.
Para ambas situaciones existe la obligación de informar en la Evaluación de Impacto Ambiental según la ley Nro. 1875 de la provincia del Neuquén los productos y cantidades que se inyectan, y su impacto al medio ambiente natural y humano, siendo facultad de las autoridades regulatorias permitir su uso o no. Por consiguiente, la técnica de fractura hidráulica no aporta una preocupación adicional a la explotación convencional de los hidrocarburos, estando los riesgos acotados por una adecuada regulación y control.
Por otra parte, la información mencionada una vez suministrada a la autoridad pública regulatoria, está a disposición de quien quiera consultarla, en base a los establecido en la Ley Nacional Nº 25.831 de “Régimen de libre acceso a la información pública ambiental “, que por ser una Ley de Presupuestos Mínimos regulatoria del Art. Nro. 41 de la Constitución Nacional, establece
obligaciones mínimas para toda la República Argentina.

Recomendaciones RAE: Es obligatoria la información pública y certificada de los elementos usados en la fractura hidráulica de pozos de gas y petróleo. Bajo la ley Inglesa, en base a lo indicado en la “Water Resources Act de 1991”, el Regulador Ambiental puede requerir a las empresas que revelen la composición química de todos los fluidos utilizados para la fractura Hidráulica.

Recomendaciones EPA: Está trabajando con las Autoridades Estatales y otros actores claves para garantizar que la extracción de gas natural no será realizada a expensas de la salud pública y el medio ambiente. El enfoque y las obligaciones de la Agencia, en virtud de la ley que rige su accionar, “son… proporcionar la supervisión, orientación y, en su caso, como primera prioridad, proceder a la elaboración de Regulaciones destinadas a lograr la mejor protección posible para el aire, el agua y la tierra en la que los estadounidenses viven, trabajan y juegan. La Agencia está invirtiendo en la mejora de nuestra comprensión científica de la fractura hidráulica, proporcionando claridad en la reglamentación de las leyes vigentes y trabajando con las autoridades existentes en cada ámbito para mejorar las garantías de salud y ambientales”.
Por esa razón, la EPA recomendó a todos los Estados a invitar a los operadores de Yacimientos No Convencionales a revelar íntegramente la composición de cada uno de los aditivos fluidos, hasta que exista una regulación obligatoria al respecto.

 

4-¿Puede la estimulación hidráulica activar fallas geológicas preexistentes y producir sismos o terremotos perceptibles por los seres humanos y/o que puedan dañar propiedades y activos de terceros?

Al inyectarse agua o un fluido destinado a la fractura hidráulica a muy elevada presión, se produce la fractura de la roca de esquisto, pulverizando gran parte de la misma y permitiendo la salida del gas retenido en los poros. Esta ruptura de la roca localizada a centenares de metros de profundidad origina vibraciones (al igual que muchas otras actividades humanas y actividades
de construcción), en general no perceptibles por los seres humanos. Debido a la gran sensibilidad de los instrumentos de medición, estos movimientos son detectados y utilizados (al igual que la llamada sísmica 3D) para tomar decisiones en cuanto a la efectividad de la fractura y las propiedades de la formación. La preocupación de las personas y las organizaciones que han cuestionado este aspecto, reside en que en determinadas circunstancias pudieran afectarse estructuras públicas o privadas con un daño material y/o riesgos para las personas que habitan o circunstancialmente están en la zona. Esta preocupación es más acentuada en las zonas donde existe un historial de movimientos sísmicos de intensidad significativa debidos a la forma en la cual la estructura de placas existentes bajo la corteza terrestre se está reacomodando desde hace cientos o miles de años en esa zona. Se teme además que estos movimientos produzcan a su vez otros movimientos sísmicos inducidos en fallas geológicas preexistentes.
Estos temores no tienen fundamento comprobado porque cada año se efectúan varias decenas de miles de fracturas hidráulicas en el mundo sin que se haya verificado ninguna vinculación con eventos sísmicos potencialmente peligrosos y proyectos de Shale Gas o Shale Oil. En Estados Unidos, aún en Estados de gran sismicidad como California, las preocupaciones por la fractura hidráulica no están centradas en la posibilidad de generación de terremotos inducidos.
Por otra parte, durante décadas se han reportado pequeños sismos casi no perceptibles por los seres humanos, en relación con la explotación de pozos verticales convencionales, y también con la estimulación de pozos agotados mediante el uso de fluidos para recuperación secundaria o terciaria y con la inyección de fluidos residuales en cavernas de hidrocarburos agotados.

Evaluación de esta preocupación en relación al Reservorio de Vaca Muerta
El Instituto Nacional De Prevención Sísmica (Inpres), dependiente de la Secretaría de Obras Públicas del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública Y Servicios de la Nación, establece que “El sur argentino, por debajo de los 35º de latitud ha sufrido, en muchos casos, las consecuencias de los grandes terremotos chilenos que alcanzaron a producir daños de menor
cuantía en las poblaciones limítrofes, siendo reducida la cantidad de sismos con epicentro en territorio argentino” y que no se ha registrado ningún sismo por debajo de los 2 km de profundidad en la región. Por lo tanto, no es una zona de preocupación sísmica, ya que las vibraciones originadas por la fractura hidráulica no están en condiciones de alcanzar las zonas de fallas geológicas, y las propias vibraciones originadas en la estimulación de pozos o recuperación secundaria o terciaria no ha manifestado ninguna consecuencia apreciable para el ser humano o los bienes.

Recomendaciones RAE: Debido al movimiento relativo constante entre las placas tectónicas en que está fragmentada la corteza terrestre, los terremotos se producen cuando
el estado tensional originado por el impedimento a dicho movimiento en la interfase entre placas (fallas geológicas), supera la resistencia mecánica de las rocas. Cuando esta rotura en correspondencia con una falla geológica se produce, se origina una liberación de energía, medida habitualmente en la “escala de Richter”, que se transmite por el terreno y provoca movimientos
eventualmente capaces de producir daños a las estructuras. Pero la magnitud de los movimientos originados en el fracking no alcanza valores que puedan ser percibidos por los seres humanos.
Por ello, en el caso de UK, la RAE establece que el BGS (British Geological Survey) u otros órganos competentes, deberán llevar a cabo mediciones nacionales para determinar el carácter de las tensiones preexistentes e identificar las fallas en las rocas madres de las áreas a perforar. Asimismo, establece que los Operadores deben realizar mediciones adicionales específicas en cada yacimiento para identificar potenciales tensiones y fallas locales.
Por otra parte, en caso que exista una falla local en correspondencia con una estructura geológica de rocas blandas, -como aquellas donde se encuentra el Shale-, en caso de romperse, ello ocurre a menores niveles de tensión, originando una menor liberación de energía y por lo tanto difícilmente podrían originar sismos de gran intensidad, al contrario de lo que ocurre con las rocas duras como el granito, también existentes en el subsuelo. Por último, cuando se registran vibraciones con elevados niveles de “frecuencia”, también se reduce la probabilidad de daño, ya que estas ondas se amortiguan a pocos metros de distancia. (RAE)
Una metodología que se recomienda en menos oportunidades, es la instalación de “semáforos” que permiten a las personas a cargo de la operación de cada pozo conocer en tiempo real, cuándo la perforación que está realizando comienza a producir movimientos en la corteza terrestre que las personas aún no pueden detectar.
Además de remitir los datos a las Agencias Nacionales respectivas, la RAE recomienda compartir los datos entre operadores, pues con ambos conjuntos de información se puede establecer una base de datos Nacional de las zonas donde la sismicidad inducida tiene mayor probabilidad de producirse.

Recomendaciones EPA: La División de Protección del Agua Potable de la EPA que regula la inyección de fluidos en pozos para producción de hidrocarburos y disposición de fluidos, le solicitó a un Grupo de Trabajo Técnico (UIC National Technical Group) estudiar el tema y dar las recomendaciones destinadas al manejo de los riesgos posibles.
El borrador de reporte final de dicho grupo -de fecha 27 de noviembre de 2012- indica en su página 1 que la probabilidad de ocurrencia de sismos de magnitud apreciable inducidos por la fractura hidráulica es muy baja, y en sus páginas 30 y 31 recomienda una serie de evaluaciones a realizar en forma previa, basadas en el conocimiento geosísmico de la zona y los antecedentes de resultados de inyección de fluidos en el área, para decidir si son necesarios posteriores estudios más detallados para evaluar el riesgo de sismicidad inducida por fracturas hidráulicas.