Shale gas: hacia la conquista de la nueva frontera extractiva

Por OPSur.- En diciembre de 2010, Repsol-YPF hizo público el “descubrimiento” (1) en Neuquén de 4,5 millones de metros cúbicos de gas “no convencional”, denominado así por encontrarse en estructuras geológicas especiales, que hacen que no pueda ser extraído mediante técnicas tradicionales. La existencia de depósitos de gas en arenas compactas (tight gas) y gas de esquisto (shale gas) ha alentado previsiones y propuestas de todo tipo.

En abril se conoció un informe del Departamento de Energía de los Estados Unidos que posiciona a la Argentina como el tercer país del mundo con “recursos potenciales” de gas no convencional, con una posibilidad de recuperación de 774 trillones de pies cúbicos (TFC), detrás de China (1.275 TFC) y Estados Unidos (862 TFC) (Argentina.ar, 18/4/2011).

Al mes siguiente, trascendieron las intenciones del gobernador neuquino, Jorge Sapag, de presentar a la Nación un proyecto para el desarrollo del gas no convencional en la provincia, que requeriría una inversión de US$ 10.000 millones. Sapag estima que en un lapso de cuatro años estaría en condiciones de “abastecer el gas que consume la República, más el que se va a consumir por el crecimiento natural de la industria, más el que se puede perfectamente exportar por los gasoductos que hoy están ociosos a Chile y que han costado miles de millones construir” (La Mañana Neuquén, 3/5/2011).

El nivel de inversiones requerido –sobre todo para las explotaciones de gas de esquisto, que, a diferencia de las de tight gas, implican necesariamente llegar a la roca madre y realizar perforaciones horizontales-, ha revitalizado el interés de los “grandes jugadores” de la industria por la zona, como lo evidencia el desembarco de la norteamericana Exxon-Mobil en Neuquén.

Ahora bien, al margen de las especulaciones y del enorme negocio en ciernes, ¿qué implica la explotación de shale gas en términos estrictos? ¿Cuáles son sus potenciales impactos? Para intentar responder algunos de estos interrogantes, a continuación detallamos los aspectos más salientes de Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts (“Gas de esquisto: evaluación preliminar de sus impactos ambientales y sobre el cambio climático”), informe preparado al respecto en enero de 2011 por el Tyndall Centre for Climate Research, organización del Reino Unido que agrupa científicos, economistas, ingenieros y cientistas sociales abocados a la investigación de alternativas de desarrollo sustentable frente al cambio climático.

 Fractura hidráulica y perforación horizontal

El shale gas o gas de esquisto se obtiene a partir de la explotación del esquisto, una roca sedimentaria formada a partir de depósitos de lodo, cieno, arcilla y materia orgánica. Antaño consideradas como meras rocas de formación para el gas que se deposita en reservas de areniscas y carbonatos -que son los principales objetivos de las explotaciones de gas convencional-, han cobrado relevancia en términos productivos a raíz de un contexto económico favorable que ha disparado el precio de los hidrocarburos, la irreversible declinación de las reservas tradicionales, y avances tecnológicos que han permitido la combinación de dos técnicas: la perforación horizontal y la fractura hidráulica.

La fractura hidráulica -conocida en inglés como fracking– es una técnica de estimulación de yacimientos que consiste en el bombeo de fluido y un agente de apuntalamiento –por lo general arena- a elevada presión, con el propósito de producir microfracturas en la roca almacenadora de hidrocarburos. Las fracturas se producen desde el pozo de inyección y se extienden por cientos de metros hasta la roca de reserva, manteniéndose abiertas por acción del agente de apuntalamiento, permitiendo así la fluencia y recuperación del hidrocarburo. A su vez, la técnica de perforación horizontal permite maximizar el área rocosa que, una vez fracturada, entra en contacto con el pozo, y por consiguiente, incrementar la extracción en términos de la fluencia y el volumen de gas que puede ser obtenido del mismo.

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Video promocional de las técnicas de perforación horizontal y fractura hidráulica. Traducción: hidrocarburosbolivia.com

La utilización de ambas técnicas genera diferencias con las explotaciones convencionales respecto de la cantidad y la distribución de pozos sobre los yacimientos. Una de las formas más comunes consiste en la construcción de una “plataforma de pozos” (well pad en inglés), en el centro de lo que, por lo general, son formaciones de entre 6 y 8 pozos horizontales perforados secuencialmente en hileras paralelas. Un único pozo, perforando verticalmente hasta 2 km, y horizontalmente hasta 1,2 km, remueve alrededor de 140m³ de tierra, por lo que una plataforma promedio remueve alrededor de 830m³, casi diez veces más que un pozo convencional perforado a 2 km de profundidad.

Cada plataforma puede acceder únicamente a una pequeña área del yacimiento que se pretende explotar, por lo que es común que se dispongan múltiples plataformas sobre el mismo, y que se requiera una superficie lo suficientemente grande como para permitir el despliegue y almacenaje de los fluidos y el equipo necesario para las operaciones de fractura y las perforaciones horizontales.

“Secretos comerciales”

Como puede verse en Gasland (2010) –excelente documental que registra los perjuicios ocasionados a quienes viven en las adyacencias de este tipo de explotaciones en los Estados Unidos-, la utilización de compuestos químicos durante el proceso de fractura hidráulica ha sido fuente de numerosos casos de contaminación. No obstante, a partir de lo que se conoce como la enmienda Halliburton -a raíz del lobby ejercido por esa empresa para generar una laguna jurídica en la ley estadounidense de energía de 2005-, la Agencia de Protección Ambiental (EPA, Environmental Protection Agency, en inglés) carece de herramientas y potestades para  controlar y regular la utilización de fluidos en dicho proceso, permitiendo que en muchas oportunidades las compañías se nieguen a revelarlos bajo el argumento de que constituyen “secretos comerciales”, como si se tratara de la fórmula de la Coca-Cola. Por esta razón, no existe información precisa sobre la identidad y la concentración de los químicos utilizados, aun cuando, como ocurre en el estado de Nueva York, se la solicite como un requisito previo a la autorización de los proyectos.

Con motivo de la veloz expansión de la industria del shale gas, y la creciente preocupación en buena parte de la opinión pública estadounidense, la EPA anunció en marzo de 2010 la puesta en marcha de una profunda investigación que dé cuenta de los potenciales impactos negativos que la técnica de fractura hidráulica puede tener sobre la calidad del agua y la salud pública. Si bien los resultados iniciales de dichos estudios estarán disponibles recién hacia finales de 2012, algunos estados -como Nueva York- ya han puesto en suspenso la instalación de este tipo de explotaciones.

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Extracción de gas de pizarra contamina el agua con metano. BBC Mundo

De acuerdo a la poca información que ha tomado estado público, si bien la composición del fluido utilizado para realizar las fracturas varía de acuerdo a la formación que se pretende explotar, por lo general se encuentra compuesto en un 98% de agua y arena, y un 2% de aditivos químicos, entre los que se encuentran:

· Ácido: limpia la perforación previamente a la inyección del fluido para la realización de las fracturas.

· Bactericida / biocida: inhibe el crecimiento de organismos que podrían producir gases que contaminen el gas metano, y reducir la capacidad del fluido de transportar el agente de apuntalamiento.

· Estabilizador de arcilla: previene el bloqueo y la reducción de la permeabilidad de poros por formaciones arcillosas.

· Inhibidor de corrosión: reduce la formación de óxido en las tuberías de acero, los encamisados de los pozos, etc.

· Reticulante: la combinación de esters de fosfato con metales produce un agente reticulante que permite aumentar la viscosidad del fluido, y por lo tanto, transportar más agente de apuntalamiento en las fracturas.

· Reductor de fricción: reduce la fricción y permite que los fluidos fracturantes sean inyectados en dosis y presiones óptimas.

· Agente gelificante: incrementa la viscosidad del fluido, permitiendo un mayor transporte de agente de apuntalamiento.

· Controlador de metal: previene la precipitación de óxidos de metal que podrían degradar los materiales utilizados.

· Inhibidor de sarro: previene la precipitación de carbonatos y sulfatos (carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario), que podrían degradar los materiales utilizados.

· Surfactante: reduce la tensión superficial del líquido de fractura, y por lo tanto ayuda a la recuperación del mismo.

Según el informe del Tyndall Centre, la poca información suministrada por las operadoras permite, aún así, certificar que numerosas sustancias han sido clasificadas por organismos de control europeos como de “inmediata atención” debido a sus efectos potenciales sobre la salud y el ambiente. En particular, 17 han sido clasificadas como tóxicas para organismos acuáticos, 38 son tóxicos agudos, 8 son cancerígenos probados y otras 6 están sospechadas de serlo, 7 son elementos mutagénicos, y 5 producen efectos sobre la reproducción. Si bien el nivel de riesgo asociado al uso de estas sustancias depende de su concentración y de la forma en que se exponga a los seres vivos y al ambiente durante su utilización, las enormes cantidades que deben emplearse –para una plataforma de 6 pozos oscilarían entre los 1.000 y los 3.500 m³ de químicos-, serían, por sí mismas, motivo de máxima precaución y control.

Impactos ambientales y en la salud

Al margen de la contaminación que pudiera producirse en un pozo singular, los impactos por la explotación de yacimientos de shale gas deben considerarse como un todo que involucra -además de los procesos descriptos previamente-, el movimiento de vehículos, la utilización y contaminación de enormes cantidades de agua, la contaminación auditiva y el deterioro del paisaje. Estos impactos acumulativos deben sopesarse, a su vez, con el hecho de que el desarrollo del shale gas a una escala suficiente como para producir volúmenes significativos, implica multiplicar exponencialmente la cantidad de pozos. La investigación del Tyndall Centre estima que para mantener un ritmo de producción equivalente al 10% del consumo del Reino Unido durante 20 años, deberían realizarse alrededor de 2.500-3.000 perforaciones horizontales, en un área que podría alcanzar los 400 km², y utilizarse 113 millones de toneladas de agua.

Según el informe, los riesgos e impactos pueden agruparse de acuerdo a:

· La contaminación de agua subterránea por acción de los fluidos utilizados para las fracturas, a raíz de roturas en los encamisados o filtraciones;

· La contaminación de la tierra y agua superficial (y potencialmente aguas subterráneas), debido a derrames de los compuestos utilizados en las fracturas, y de las aguas contaminadas que regresan a la superficie una vez concluido el proceso;

· El sobreconsumo y agotamiento de fuentes de agua;

· El tratamiento de las aguas residuales;

· Los impactos sobre la tierra y el paisaje;

· Los impactos derivados de la etapa de construcción de las locaciones, como pueden ser la contaminación sonora durante la perforación de los pozos, el venteo de gases no aprovechables, e impactos por el tráfico de vehículos.

Flowback y contaminación subterránea

El procedimiento de fractura se realiza secuencialmente, oscilando entre las ocho y las trece etapas para un pozo promedio de 1,2 km horizontales. En cada una de las mismas se utilizan entre 1.100 y 2.200 m³ de agua, por lo que en una fractura de múltiples etapas -para un único pozo- se utilizan entre 9.000 y 29.000 m³ de agua, y entre 180 y 580 m³ de aditivos químicos. Para todas las operaciones de fractura realizadas en una plataforma de seis pozos, se utilizan entre 54.000 y 174.000 m³ de agua, y entre 1.000 y 3.500 m³ de químicos. Semejantes cantidades de agua deben obtenerse en el lugar donde se realiza la explotación, o en su defecto, transportarse desde otras locaciones.

Una vez culminado el procedimiento de fractura, el fluido utilizado regresa a la superficie -fenómeno que en inglés se conoce como flowback-, en proporciones que varían, de acuerdo al pozo, entre un 9% y un 35%. Por lo tanto, en cada proceso de fractura se producen desechos líquidos que van de los 1.300 a los 23.000 m³, que contienen agua, los químicos utilizados, componentes orgánicos tóxicos, metales pesados, y materia natural con residuos radioactivos (denominados NORMs en inglés: Naturally Ocurring Radioactive Materials). Por lo tanto, la toxicidad del fluido que regresa a la superficie puede llegar a ser mayor que la del utilizado para la fractura hidráulica, circunstancia que obliga a extremar los cuidados en términos de almacenaje y tratamiento de aguas residuales.

Lo que no se recupera en el proceso de reflujo, permanece bajo tierra, constituyendo una muy potencial fuente de contaminación. Un motivo posible puede ser una falla o pérdida gradual de integridad del pozo, ya que, dada la significativa profundidad de las reservas de gas no convencional, en general éstas deben perforarse atravesando varios acuíferos, lo que produce una comunicación entre éstos y otro tipo de formaciones. Para reducir el riesgo que se deriva de este hecho, deben realizarse cuatro tipos de encamisados para sellar el pozo de las formaciones adyacentes, y para estabilizarlo una vez completado y en proceso de producción. Sin embargo, cualquier eventualidad que vaya desde una falla catastrófica del encamisado, hasta su progresiva pérdida de integridad, puede resultar en la contaminación de otras formaciones rocosas y aguas subterráneas, variando sus consecuencias de acuerdo a la naturaleza de la pérdida de integridad, el tipo de contaminante y el ambiente en que la misma se produzca. El mayor riesgo, en este sentido, es una filtración en sentido ascendente de aguas utilizadas para la fractura.

Los informes corporativos –e inclusive los hechos por diversas agencias oficiales en Estados Unidos- sostienen que “las probabilidades de que los fluidos de fractura alcancen alguna fuente subterránea de agua potable se estiman en […] menos que 1 en 59 millones de pozos […] por lo que la fractura hidráulica no presenta razonables riesgos previsibles de impacto adverso sobre potenciales acuíferos de agua potable” (Tyndall Centre, 2011: 60). Sin embargo, la investigación del Tyndall Centre señala que aquellos estudios se han basado en estimaciones respecto del riesgo de falla en pozos correctamente construidos, haciendo a un lado la posibilidad de que muchos de ellos estén incorrectamente construidos. Se trata de una omisión seria, ya que cualquier estudio de riesgo debería tener en cuenta posibles negligencias, sean estas intencionales o no.

En efecto, se han documentado cientos de casos de contaminación debido a construcciones defectuosas o en mal estado, y a errores humanos. “Existen reportes de incidentes que implican contaminación de aguas subterráneas y superficiales con contaminantes como brine [agua saturada con sal], químicos no identificados, gas natural, sulfatos e hidrocarburos como benceno y tolueno” (Tyndall Centre, 2011: 62):

· En 2004, en el condado de Garfield, estado de Colorado, se observó gas natural burbujeando en una vaguada, y en las aguas subterráneas se encontraron elevadas concentraciones de benceno –que excedían los 200 microgramos por litro en las aguas subterráneas, y los 90 microgramos por litro en las superficiales, noventa veces más que el límite establecido por el estado-. Posteriormente se supo que el operador había ignorado los problemas potenciales derivados de la perforación, y que no había cementado correctamente los pozos, lo cual ocasionó la filtración de fluidos de formación. Estudios posteriores comprobaron que la continuidad de la actividad de extracción ocasionó aumentos en las concentraciones de metano y otros contaminantes a nivel regional.

· En 2009, en Dimock, estado de Pennsylvania, la migración de metano desde miles de pies de profundidad desde la formación de producción, produjo la contaminación de un acuífero y al menos una explosión en la superficie. Posteriormente, la migración del metano produjo la contaminación de más de una docena de fuentes de agua en un área de 1.400 has.

· En julio de 2009, en McNett Township, estado de Pennsylvania, el Departamento de Protección Ambiental (DEP por su sigla en inglés) descubrió una fuga de gas natural que contaminó dos cuerpos de agua y afectó numerosos pozos residenciales de agua potable en el área.

· En abril de 2009 las actividades de perforación impactaron al menos siete fuentes de agua potable en Foster Township, Pennsylvania; dos fueron contaminadas con metano, y cinco con hierro y manganeso por encima de los máximos permitidos. Luego de la investigación el DEP local concluyó que la contaminación era resultado de “26 pozos recientemente perforados”, cuyos encamisados no estaban correctamente cementados, o fueron sometidos a una presión excesiva.

· Entre marzo y mayo de 2009, en Fremont County, estado de Wyoming, la EPA condujo una investigación a raíz de denuncias por mal olor y sabor de agua en pozos residenciales, concluyendo que los mismos se debían a elevados índices de peligrosos contaminantes, entre los que se incluían los que eran utilizados en una operación de fractura hidráulica cercana.

· El 3 de junio de 2010 la explosión de un pozo de gas en el condado de Clearfield, estado de Pennsylvania, roció el aire de gas natural y desechos líquidos durante 16 horas, llegando a una altura de 23 metros. Por la misma fueron culpados “personal no entrenado” y “procedimientos de control inapropiados”, por lo cual los operadores del pozo fueron multados con US$ 400.000, y se ordenó suspender todas las operaciones del pozo durante 40 días.

Una vez concluida la perforación y el proceso de fractura hidráulica, se inicia la extracción del hidrocarburo. En general, los volúmenes de producción decrecen con gran velocidad, reduciéndose a alrededor de la quinta parte entre el primer y el quinto año de explotación. Por esta razón, es usual que las operadoras decidan re-fracturar el pozo en varias oportunidades para extender su vida económica -lo cual implica volver a inyectar grandes cantidades de agua y químicos en el mismo.

 Contaminación superficial

Los riesgos e impactos en la superficie no son menores que los descriptos para el nivel subterráneo. Debemos tener en cuenta que la perforación de una plataforma de seis pozos implica:

· 830 m³ de remoción de suelos, en pozos perforados a una profundidad de 2.000 km y a 1,2 km horizontales;

· Transporte y almacenamiento de sustancias utilizadas en la fractura hidráulica, que ascenderían a entre 1.000-3.500 m³ de químicos.

· Cada plataforma puede generar hasta 23.000 m3 de desechos líquidos, incluyendo los fluidos utilizados en la perforación y los que migren desde las profundidades;

· Piletas para almacenamiento de desechos, cuyo el volumen de almacenamiento promedio ronda los 2.900m3, por lo que una pileta de 3m de profundidad requiere una superficie de 1000m2 (0,1 hectáreas). A esto deben adicionarse tanques de almacenamiento temporario, teniendo en cuenta la alta tasa de retorno de los fluidos utilizados para la fractura hidráulica.

Las principales amenazas en la superficie en estos procesos implican:

· Derrames, desbordes o filtraciones debidas a: capacidad de almacenaje limitada / errores humanos / ingreso de agua de lluvia o inundaciones / construcción defectuosa de los pozos.

· Derrame de fluidos de fractura concentrados durante la transferencia y operación de mezcla con agua, debido a: fallas en las tuberías / errores humanos.

· Derrame de fluidos de fractura una vez concluida la misma, durante la transferencia para su almacenamiento, debido a: falla en las cañerías / capacidad de almacenaje insuficiente / errores humanos.

· Pérdida de fluido ya almacenado, debido a: ruptura de los tanques / sobrecarga debido a errores humanos o a una limitada capacidad de almacenamiento / ingreso de agua por tormentas o inundaciones / construcción inapropiada de los recubrimientos.

· Derrame de fluidos que regresan a la superficie durante la transferencia desde su lugar de almacenamiento hasta camiones cisterna para su transporte, debido a: fallas en la cañería / errores humanos.

El informe del Tyndall Centre sostiene que “[d]ado que el desarrollo del shale gas requiere la construcción de múltiples pozos/plataformas de pozos, la probabilidad de un evento adverso que ocasione contaminación se incrementa considerablemente. Así, la chance de incidentes de contaminación asociados a un mayor desarrollo [de gas no convencional] se incrementa desde ‘posible’ a nivel de una plataforma de pozos a ‘probable’ al incrementarse la cantidad de pozos y plataformas” (Tyndall Centre, 2011: 68).

Como en el caso de las aguas subterráneas, también ha habido reportes por contaminación en la superficie:

· En septiembre de 2009, en Dimock, estado de Pennsylvania, ocurrieron dos derrames de gel líquido en una plataforma de pozos, contaminando un pantano y produciendo una gran mortandad de peces. Ambos involucraron un gel lubricante utilizado en el proceso de fractura hidráulica, y totalizaron 30.000 litros, siendo ocasionados por fallas en las cañerías. En este mismo lugar también se denunciaron derrames de combustible diesel que ocasionaron contaminación en un pantano y en tierra.

· En septiembre de 2009 en el condado de Monongalia, estado de West Virginia, se produjo una mortandad masiva de peces en la frontera con Pennsylvania. Más de 48 km del curso de agua fueron impactadas por una descarga ocasionada en West Virginia. El DEP había recibido numerosas denuncias de los residentes, quienes sospechaban que las compañías estaban arrojando los desechos de las perforaciones ilegalmente.

· En diciembre de 2006 el DEP de Pennsylvania ordenó a dos compañías desistir con sus trabajos debido a reiteradas violaciones a la normativa ambiental, entre las que se destacaba la descarga ilegal de agua saturada con sal en tierra.

La investigación destaca que ante la cantidad de casos reportados en los últimos años, y la virtual imposibilidad de dar seguimiento y control a cada uno de los procesos involucrados en la explotación de gas no convencional, la EPA anunció, en enero de 2010, la creación de una línea telefónica de consultas y denuncias –llamada Eyes on drilling (Alerta con la perforación)-, para que los ciudadanos reporten la existencia de actividades “sospechosas” relacionadas con explotaciones de gas natural.

Otros impactos

Finalmente, al margen de la contaminación que pudiera producirse por las razones aludidas, también deben esperarse impactos derivados de:

· Contaminación sonora: El conjunto de actividades que deben desarrollarse previamente a la etapa de producción conlleva entre 500 y 1.500 días de actividad con fuerte impacto, siendo la perforación de los pozos la más importante. Las estimaciones hechas arrojan como resultado que cada plataforma de pozos requiere entre 8 y 12 meses de perforaciones las 24 horas del día.

· Impactos sobre el paisaje: En cuanto a los impactos visuales, cada plataforma de pozos implica un despliegue en territorio de entre 1,5-2 has., que incluyen la construcción de rutas de acceso, y la instalación de piletas de almacenamiento, tanques, equipo para perforación, camiones de transporte, etc. La cantidad de plataformas de pozos necesarias para satisfacer un mínimo de demanda de gas multiplica los impactos y hace más patente la incompatibilidad de estos proyectos con el paisaje.

Incremento del tráfico y daño a rutas y caminos: Cada plataforma de pozos requiere entre 4.300 y 6.600 viajes en camión para el transporte de maquinaria, insumos, etc. Los daños han llegado a ser tan significativos que el Departamento de Transporte de West Virginia ha decidido cobrar entre US$ 6.000 y US$ 100.000 a las operadoras en concepto de compensación.

Al día de hoy, la Cuenca Neuquina se encuentra a la cabeza en el inicio y desarrollo de este tipo de proyectos. La euforia, sumamente acrítica, con la cual se han anunciado, y el hecho de que los mismos se emplazarían en una región ya severamente afectada por explotaciones convencionales de hidrocarburos, presagian un escenario turbulento en un futuro cercano.

NOTAS

1.  A propósito, el economista Diego Mansilla ha comentado que “en ‘Loma de la Lata’ […] se conocía hace varios años la existencia de estructuras con gas no convencional por lo que la denominación de ‘descubrimiento’ anunciada es errónea ya que no se trataría de […] reservas nuevas desconocidas sino que se logró pasar las estimaciones de ‘reservas posibles’ […] a reservas probadas” (Mansilla, 2010: s/n).

Bibliografía

Argentina.ar, 18/4/2011: “Argentina en el tercer lugar mundial en gas no convencional”. Recuperado de: http://www.argentina.ar/_es/economia-y-negocios/C7442-argentina-en-el-tercer-lugar-mundial-en-gas-no-convencional.php

La Mañana Neuquén, 3/5/2011: “Sapag ofrece a Nación la cuenca de Neuquén para sustituir importaciones”. Recuperado de: http://www.lmneuquen.com.ar/noticias/2011/5/3/106501.php

Mansilla, D. (2010). Luces y sombras del descubrimiento de gas en Neuquén. Sur Desarrollo. Disponible en: http://www.centrocultural.coop/blogs/surdesarrollo/2010/12/luces-y-sombras-del-descubrimiento-de-gas-en-neuquen/

Tyndall Centre for Climate Research. (2011). Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Disponible en: http://www.tyndall.ac.uk/sites/default/files/tyndall-coop_shale_gas_report_final.pdf