Fractura expuesta: Hidrocarburos no convencionales en Uruguay

El progresivo agotamiento de los yacimientos tradicionales de combustibles fósiles empuja la frontera extractiva hacia zonas del planeta sin antecedentes en explotación hidrocarburífera. Lo que antes no era rentable para esa industria ahora sí lo es, por la aplicación de un nuevo método extractivo. En busca de diversificar la matriz energética o alcanzar la soberanía energética, las naciones cuyos subsuelos son susceptibles de poseer hidrocarburos en yacimientos no convencionales se ven tentadas por la posibilidad de explotarlos mediante fractura hidráulica o hidrofractura (fracking, en inglés). Uruguay no es la excepción, aunque la evidencia científica indica que el empleo de esta tecnología termina impactando negativa y desmedidamente la salud de los humanos, los acuíferos, los ecosistemas y la fauna circundante.

Sabina Goldaracena.- La hidrofractura surgió en Estados Unidos hace más de una década y ha desatado una verdadera fiebre del esquisto. Pero en los últimos años han aparecido evidencias de contaminación de acuíferos superficiales y subterráneos. Es sintomática la afectación de los acuíferos del noreste, donde se halla Marcellus Shale, el mayor yacimiento de gas no convencional. Agua contaminada que ya no se puede beber, terremotos, explosiones, aumento de tumores y ganado que aparece muerto junto a los pozos son secuelas de la explotación de hidrocarburos no convencionales.

El norte de Uruguay se halla dentro de la cuenca paranaense, cuenca sedimentaria que se extiende también por Argentina, Paraguay y Brasil, y que tiene una conformación geológica capaz de alojar hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

Los hidrocarburos son compuestos de carbono e hidrógeno, de los cuales están compuestos el petróleo crudo y el gas natural. La roca madre, una capa de sedimentos ricos en materia orgánica, debe tener más de0,5% de materia orgánica, 1% de carbono orgánico total y haber alcanzado históricamente ciertas condiciones de temperatura.

Los yacimientos convencionales están tierra adentro (onshore). En ellos se explota la roca almacén, situada a menor profundidad que la roca madre. Una falla o discontinuidad sirve de vía de migración hacia arriba desde la roca madre a una trampa o roca almacén, permeable. El petróleo entra en sus poros, se concentra, adquiere presión, satura todo el reservorio de la roca almacén y se emplaza a profundidades menores que la roca madre. Luego, para extraerlo, se trabaja en una perforación vertical que capta directamente lo que proviene de la roca almacén, donde está el horizonte del estrato productivo del petróleo, un producto que ha migrado naturalmente de la roca madre.

En un yacimiento no convencional, en cambio, el petróleo o el gas natural se encuentran aún aprisionados en la roca madre, de muy baja permeabilidad, por lo que se requiere su fracturación o incluso el ataque químico para poder extraerlos. El geólogo y especialista argentino en hidrogeología Mario Hernández explica que, debido a la necesidad de energía en el mundo, se esté yendo a buscar petróleo a la propia roca madre, de la que no sale naturalmente, en lugar de a la roca reservorio tradicional. “Los yacimientos de hidrocarburos no convencionales son otra modalidad de presentarse los hidrocarburos fuera de su legítimo y cómodo lugar de la roca reservorio”, indica Hernández, e ilustra que una de esas modalidades “son las formaciones de lutitas de gas y petróleo (shale oil y shale gas), que se llaman también, en la literatura, esquistos con petróleo y gas”.

El procedimiento

“Para captar un horizonte petrolífero no convencional, se hace primero un pozo vertical, como los otros, pero, a diferencia de los convencionales, cuando se llega a las lutitas que alojan el shale oil y el shale gas, el pozo pasa a ser horizontal y se desarrolla a lo largo del estrato portador. Ese estrato no tiene una porosidad que permita la permeabilidad, la afluencia cómoda del gas o del petróleo”, describe Hernández. Entonces, se debe generar una porosidad secundaria, artificial, abrir un canal que comunique los hidrocarburos de los poros de esquisto. Esto se logra sólo por fracturación hidráulica. Para fracturar la roca madre, liberar los hidrocarburos y hacerlos ascender a la superficie, se inyecta a muy alta presión un fluido de fractura que se compone de 90,5% de agua, 9% de arena (sílice) y 0,5% de aditivos.

Durante años, los aditivos empleados para el fracking fueron secretos, pero con el tiempo trascendieron al público. Son productos químicos que cumplen diversos propósitos: convertir el agua en gel, refrigerar, reducir la fricción del fluido, prevenir la corrosión, controlar los metales y el PH, eliminar la decodificación de genes. Son soluciones muy peligrosas por su toxicidad. En setiembre de 2010, la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA) les exigió a ocho empresas que revelaran qué químicos empleaban para el fracking. En 2012, la EPA publicó un informe en el que enumeraba más de 900 sustancias químicas empleadas en el fluido de fractura. Muchas de ellas son peligrosas para los seres humanos y otros organismos, debido a los riesgos que implican, incluso si están muy diluidas, en concentraciones cercanas o debajo de los límites de detección química. Su peligrosidad radica en que son cancerígenas, mutágenas, tóxicas, sensibilizadoras del sistema respiratorio y de la piel, corrosivas para los tejidos de la piel, ojos, nariz, boca, esófago y estómago, provocadoras de fallo multiorgánico, causantes de alteraciones endócrinas y de defectos en el desarrollo de organismos acuáticos durante todo el ciclo de vida. De algunas de ellas, los efectos apenas son conocidos.

Según Ronald Bishop, en 2011, el Instituto Nacional de Seguridad y Salud Ocupacional y el Centro para el Control de Enfermedades de Estados Unidos solicitaron cualquier información que pudiera aclarar un grupo de síntomas clínicos, identificados como Síndrome de Down-Winder, que presentan pacientes en el suroeste de Pensilvania y en el estado de Virginia Occidental. Estos síntomas -irritación en los ojos, dolores de garganta y de cabeza, hemorragias nasales frecuentes, erupciones cutáneas, neuropatía periférica, letargo, náuseas, disminución del apetito y confusión mental- también fueron reportados en estudios de campo realizados por Wilma Subra en Texas y Wyoming.

No sólo los aditivos del fluido de fractura son peligrosos. Estudios realizados para la formación Marcellus Shale revelaron que en el agua de contraflujo aparecen, removidas por la perforación, sustancias que existen en el subsuelo y que son de significativa toxicidad en bajas concentraciones (ppb): plomo, arsénico, bario, cromo y materiales radioactivos naturales, como uranio-238, radio-226 y radón-222.

Preocupa el consumo de agua que esta técnica requiere, ya que en el proceso queda mezclada con todo lo anterior. Tomando los antecedentes medidos en yacimientos no convencionales de Estados Unidos, Hernández estima que para perforar sólo un pozo se emplean entre 240.000 y cuatro millones de litros de agua (que son entre 240 y 4.000 metros cúbicos). Explica que aunque estas cifras no distan demasiado de las cantidades que se emplean en un pozo convencional, luego es necesario abrir la roca y levantar el hidrocarburo por fractura hidráulica horizontal. “En roca o sedimento, ese volumen es de entre 8.000 y 15.000 metros cúbicos por pozo, como promedio conservador, pero se puede alcanzar valores de hasta 20.000 y 30.000 metros cúbicos por pozo [¡20 y 30 millones de litros de agua!]”, asegura Hernández, y deja claro que cualquier proyecto de fracking es imposible sin suficiente provisión de agua.

Suspendida la fracturación, se recupera en superficie una parte del agua inyectada, que oscila entre 15% y 70%. El resto no se sabe qué camino toma o adónde va a parar. Existe el riesgo de que ese porcentaje de fluido que no retorna se junte con otras grietas y acabe en los acuíferos subterráneos.

¿Qué hacer con las aguas residuales que retornan junto con los aditivos, los metales pesados y los elementos radioactivos? En Estados Unidos se han barajado principalmente dos opciones: inyectar a la tierra el fluido, para almacenarlo en depósitos subterráneos, o enviarlo en camiones a plantas de tratamiento. Pero ninguna ha resuelto el problema. El documental La sombra del fracking vincula la disposición subterránea de los fluidos con la ocurrencia de sismos. En 2011, una noticia de la cadena CBS anunció que al noroeste de Ohio, tras una docena de pequeños terremotos, se suspendieron los trabajos en cinco pozos usados para eliminar aguas residuales. El sismólogo John Armbruster relaciona ambos hechos: “Bombear el fluido en la falla ayuda a que ésta se deslice”. Se cuenta que en Oklahoma se despertó el temor a que los cambios producidos en el subsuelo durante el fracking pudiesen tener que ver con un terremoto de 5,6 grados, ocurrido el 5 de noviembre. Entre 1972 y 2008, en ese estado se produjeron de dos a seis terremotos anuales. Sólo en 2010 hubo 1.047 terremotos. En el condado de 
Lancashire de Gran Bretaña, la compañía Cuadrilla Resources suspendió sus operaciones de fracking luego de dos terremotos que ellos mismos atribuyeron a sus trabajos.

Por casa

El 31 de marzo de 2011, Presidencia publicó en su página web que se hallaron por primera vez en el país rocas generadoras de hidrocarburos. Se informó que el entonces presidente de ANCAP, Raúl Sendic, reconoció que en diferentes puntos del país las exploraciones detectaron petróleo libre en rocas generadoras. El registro indicó la posible existencia de yacimientos de petróleo o gas natural. Sendic anunció que en los dos años siguientes ANCAP y las empresas que solicitaran áreas para explorar harían trabajos de exploración y perforación.

Ya en octubre de 2009, ANCAP había firmado con Schuepbach Energy LLC, de Texas, el primer contrato en Uruguay para la prospección de hidrocarburos en el área continental (onshore). En febrero de 2012, ANCAP y la empresa firmaron dos contratos para la exploración-explotación de hidrocarburos, incluidos los no convencionales. Se pudo acceder a uno de los contratos de exploración-explotación mediante la Ley 18.381 de Acceso a la Información Pública. Cuando durante la audiencia pública se le preguntó qué tipo de hidrocarburos se encontraron en las muestras de prospección, Héctor de Santa Ana, gerente de Exploración y Producción de ANCAP, respondió: “Los estudios geoquímicos realizados en varios laboratorios arrojaron valores de petróleo autóctono en roca generadora de petróleo del orden de los 200 centímetros cúbicos por tonelada de roca generadora” para muestras obtenidas de un pozo de agua desarrollado por OSE en La Paloma, Durazno. Declaró además que “en otra perforación dentro del bloque de prospección, hoy de exploración de la empresa contratista, el pozo Achar dio resultados similares en lo relativo al potencial generador de la roca madre, pero con valores de petróleo generado o petróleo in situ menores a 150 gramos por tonelada de roca”.

Consultado por la diaria acerca de los hallazgos, De Santa Ana especificó que lo que se encontró no es un yacimiento, sino “una roca madre a muy baja temperatura, con una historia de soterramiento, con una historia térmica que nos dice que en algún momento esa roca estuvo más profunda de lo que está ahora, y donde encontramos en forma libre en la roca madre petróleo líquido”. “Es muy poco, pero es muy significativo haber encontrado ese petróleo, porque en otras condiciones el volumen puede ser cientos o decenas de veces mayor, y eso supone que el volumen de petróleo que tiene la capacidad de liberar esa roca se haya liberado todo”, explicó. Señaló que cuando hay rocas que tienen “decenas o cientos de kilómetros cuadrados de extensión y un espesor también importante, si toda esta roca está en área profunda, seguramente el volumen que puede generar es muy importante”.

Claudio Gaucher, geólogo de la Facultad de Ciencias de la Universidad de la República, aclara que en Uruguay sólo se han encontrado indicios y no se ha probado aún la existencia de ninguno de los dos tipos de yacimiento. “Los hidrocarburos detectados pueden tener muchos orígenes: generación local en contacto con rocas ígneas, migración desde otras rocas lejanas o participación de fluidos hidrotermales, y en ningún caso prueban que haya un yacimiento”, explicó. Agregó que se puede determinar que es un yacimiento “cuando no sólo se detecta la presencia, sino que además se mide una cantidad económicamente importante, cuya explotación dará beneficios económicos”.

Los datos de ANCAP alientan las expectativas de empresas extranjeras para investigar en la cuenca Norte la riqueza potencial de la roca madre, de la cual se podrá extraer petróleo o gas si resulta rentable. Un informe del Servicio Geológico de Estados Unidos, basado en datos prospectivos de ANCAP, estima reservas técnicamente recuperables y no probadas en Uruguay: 378.340 millones de metros cúbicos de gas de lutitas (shale gas), 508 millones de barriles de petróleo (shale oil) y 499 millones de barriles de condensados de gas natural.

Si bien estas estimaciones se basan en modelos especulativos -en información indirecta y cuyas reservas no han sido probadas-, la posibilidad de su existencia pone en potencial peligro las reservas de agua, el equilibrio de los ecosistemas, la salud de la población y la inocuidad de los alimentos que se producen en la zona de implementación de los proyectos, por cuanto los hidrocarburos no convencionales sólo permiten la extracción mediante fractura hidráulica, con todas las implicaciones socioambientales negativas que el empleo de esta tecnología implica.