El acuerdo entre YPF y Chevron reabre el debate sobre la fractura hidráulica, tecnología utilizada para estimular la producción no convencional de hidrocarburos, como en el caso de la formación Vaca Muerta. ¿Qué opinan los especialistas?
En un artículo publicado en julio de 2010 en la revista de la Sociedad argentina de Ingenieros en Petróleo (SPE), Gustavo Cavazzoli y Raúl Rachid explican que el shale o lutita es “la más abundante de las rocas sedimentarias”, aunque durante mucho tiempo había sido considerada como “una roca sello”. “Sin embargo, gracias a la combinación correcta de la geología, la economía y la tecnología, los operadores de EEUU y el resto del mundo están prestando gran interés a las shales ricas en materia orgánica”, añaden estos dos profesionales, quienes conocen el tema en profundidad ya que trabajan en Schlumberger, una de las compañías líderes a nivel mundial en materia de servicios petroleros.
Hay que tener en cuenta que el factor de recuperación del hidrocarburo oscila entre el 5 y el 20 por ciento, una cifra mucho menor que en los reservorios convencionales, donde los valores oscilan entre el 50 y el 90 por ciento. “Para la obtención de estos recursos –señalan los citados autores– se debe recurrir a perforaciones horizontales y estimulaciones por fracturas hidráulicas multi-etapas”. Obviamente, estas tecnologías tienen costos mucho más altos que las que se utilizan en las explotaciones convencionales y, como veremos, también despiertan cuestionamientos respecto de su impacto ambiental.
UNA TÉCNICA NO TAN NOVEDOSA
La fractura hidráulica –fracking– es la técnica que genera mayores resquemores entre los ambientalistas a la hora de analizar el impacto de la explotación de los hidrocarburos no convencionales. ¿En qué consiste? “Los operadores bombean tratamientos de fluido a base de agua de baja viscosidad (slick water) y apuntalantes en las lutitas de alta presión, moderadamente profundas, habitualmente encontradas a profundidades que oscilan entre 1524 y 3048 metros”, explican Cavazzoli y Rachid en el citado artículo. “En las lutitas más someras o aquellas que poseen presiones de yacimiento bajas -agregan- se bombean comúnmente fluidos de fracturamiento energizados con nitrógeno”. El fluido, que por lo general contiene un 99,5 por ciento de agua y arena y un 0,5 por ciento de aditivos, fractura del shale, aumentando su permeabilidad y estimulando los volúmenes de roca productiva en contacto con el pozo. De esa forma, se logra liberar el hidrocarburo allí atrapado.
“No es una técnica novedosa”, señala el geólogo Daniel Kokogian, titular de la consultora New Milestone, quien considera que la polémica en torno al fracking es fruto de “un gran desconocimiento sobre el tema”. Recuerda que la fractura hidráulica se ha venido utilizando desde hace décadas en la industria petrolera local. “Lo único que cambió en los últimos años –matiza– es que con el avance de la tecnología se pueden hacer fracturas masivas, más grandes y que permiten afectar un mayor volumen de roca; antes se hacían uno o dos fracturas por pozo, mientras que hoy en un pozo horizontal se pueden hacer hasta quince fracturas”. Son las denominadas “fracturas hidráulicas multi-etapas” o multi-fracking. La primera experiencia de este tipo realizada en nuestro país con objetivo de shale gas fue realizada por la operadora canadiense Apache en la formación Los Molles: la perforación del pozo exploratorio ACOxp2001 en el área Anticlinal Campamento, donde se efectuaron diez fracturas hidráulicas, demandó 186 días de trabajo y alcanzó los 3600 metros de profundidad y 900 metros en su trayecto horizontal.
EL IMPACTO AMBIENTAL
¿Cuáles son las mayores preocupaciones que despierta el fracking desde el punto de vista ambiental? Por un lado, el consumo de gran cantidad de agua y, por otro, la utilización de sustancias químicas en el proceso, que podrían eventualmente filtrarse y contaminar las napas de agua dulce. Respondiendo a estos temores que esgrimen quienes se oponen a la aplicación de esta técnica de estimulación en su territorio, Kokogian explica que a más de 1000 metros de profundidad no hay forma de afectar napas subterráneas y que los químicos utilizados permanecen en la roca fracturada. “Quizás el tema más sensible sea el hecho del consumo de agua, pero no es un problema que tengamos en la zona de Neuquén, donde no estaríamos afectando otras actividades y no pondríamos en riesgo la disponibilidad del recurso para las generaciones futuras”, continúa. “Cualquier plataforma petrolera offshore tiene riesgos mucho más altos que el fracking”, advierte este especialista, de larga trayectoria profesional en el sector.
En Neuquén, de todas formas, estas operaciones están reguladas por un decreto provincial, el 1483/2012, sancionado en agosto del año pasado, en el que se establecen las “normas y procedimientos para exploración y explotación de reservorios no convencionales”. La premisa de la norma es que el uso del agua para este tipo de procesos “deberá ser conciliado con las exigencias concurrentes y afines de los recursos hídricos locales y regionales de agua potable, hábitat de vida silvestre, recreación, agricultura e industria”, entre otros. Se prohíbe, durante las etapas de perforación y terminación de pozos, la utilización de agua subterránea con aptitud para abastecimiento de poblaciones e irrigación, con lo cual solo se autoriza el uso de aguas subterráneas de alto tenor salino. En cuanto a la reutilización del agua proveniente de los pozos perforados (“agua de retorno” o flowback), se indica que la misma “no podrá ser vertida sobre cuerpos de agua superficiales, bajo ninguna condición, ni podrá ser almacenada previa o durante su tratamiento en receptáculos a cielo abierto”.
