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MEDIO AMBIENTE
Agua y Shale: las ventajas y los desafíos para la Argentina
24/04/2015

(Por Andrea Pérez, para Shale Seguro)

El proyecto de de nuestro país de ocupar un lugar en el podio de la producción de hidrocarburos No Convencionales a nivel mundial avanza por un camino alentador. Su viabilidad se sustenta, en principio, sobre una serie de factores naturales de gran valor que elevan las posibilidades de éxito en esta materia, que se suman a los recursos profesionales, tecnológicos y la intención del Estado y las compañías petroleras en lograr este objetivo. Este escenario positivo lleva  a expertos locales e internacionales a señalar a la Argentina como principal candidata a protagonizar el primer shale boom fuera de los EE.UU.

 A las reservas de shale probadas, que según la Agencia de Información de Energía de los EE.UU. llegan en la Argentina a los 27 mil millones de barriles de petróleo y 802 billones de pies cúbicos de gas, se le agregan la ubicación de las formaciones en zonas de baja densidad poblacional con actividad petrolera convencional preexistente, y la que puede ser considerada la gran ventaja Argentina: la abundante disponibilidad de agua en zonas cercanas a los yacimientos.

Si consideramos que en promedio, 99,51% de los fluidos utilizados en la estimulación hidráulica están compuestos por agua y arenas especiales, la capacidad de garantizar de manera factible y segura la provisión de este insumo es un determinante de peso para todo el proceso. (INCLUIR GRAFICO ACCENTURE O YPF)

El tema fue el foco de un trabajo realizado por el World Resources Institute (WRI), organización internacional sin fines de lucro que a través de su staff de más de 450 expertos se dedica a estudiar la situación de los recursos naturales en el Mundo, en torno a siete ejes fundamentales vinculados al ambiente y el desarrollo: clima, energía, alimentos, flora, agua, ciudades y transporte.

En su paper “Desarrollo Global del Shale Gas: Disponibilidad de Agua y Riesgos para el Negocio”, fechado en septiembre de 2014, el Instituto advierte que 38% de las reservas de shale del Mundo están ubicadas en zonas áridas o de condiciones extremas que colocan a la provisión de agua en situación de “estrés”.

La disponibilidad de recursos hídricos superficiales (ríos) y subterráneos (acuíferos) de la Cuenca Neuquina es tan grande, que no existe riesgo de que la fracturación hidráulica compita con otras actividades que consumen agua

“De los 20 países con mayores recursos de gas de esquisto, ocho (China Argelia, México, Sudáfrica, Libia, Pakistán, Egipto e India) enfrentan condiciones áridas o de alto estrés hídrico en las locaciones”, señalaron los investigadores que ubican en el extremo opuesto a la Argentina y Canadá, dado que además de grandes reservas de recursos no convencionales tienen un nivel de estrés hídrico “medio-bajo”. (MAPA)

“Argentina es rica en shale, con la segunda mayor reserva de recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables del Mundo. Y encontramos que para 72% de sus recursos No Convencionales su estrés hídrico es sólo bajo a medio”, dijeron los expertos en la presentación del informe.

En sintonía, el hidrogeólogo argentino Gabriel Meconi, sostuvo en declaraciones exclusivas a Shale Seguro que “las estimaciones sólo del agua superficial de los grandes ríos de la Cuenca Neuquina indican que se consumirá para la fracturación hidráulica de reservorios No Convencionales sólo algunas décimas porcentuales de todo el caudal disponible. Los cálculos sobre el agua subterránea son también muy optimistas pues los primeros datos indican grandes reservas para satisfacer no sólo a la industria hidrocarburífera sino a muchas otras actividades productivas y humanas en general”.

Este ítem adquiere relevancia especial al analizar cuáles son los factores de riesgo hídrico que desde un abordaje teórico más se vinculan al fracking: la cantidad del agua utilizada en relación a la disponibilidad y la alteración de la calidad.

“Respecto a la cantidad de agua, se cuestiona el uso de grandes volúmenes y como consecuencia el riesgo de agotar las reservas hídricas”, explicó Marcelo Sticco a Shale Seguro. Sticco es otro reconocido hidrogeólogo y docente universitario, quien destacó sobre las condiciones específicas de la Argentina: “El cuestionamiento sobre las grandes cantidades no tiene sustento técnico en la medida que se lo incluya en un balance hídrico, es decir, la suma de los aportes de aguas de lluvias a los ríos y a los acuíferos y la resta del agua producida para los distintos usos humanos (urbano, agrícola e industrial). Los cálculos presentados por la Dirección de Recursos Hídricos de la provincia de Neuquén indican que el agua para el fracking en dicha provincia, representaría menos del 1% del agua superficial”.

“La disponibilidad de recursos hídricos superficiales (ríos) y subterráneos (acuíferos) de la Cuenca Neuquina es tan grande, que no existe riesgo de que la fracturación hidráulica compita con otras actividades que consumen agua”, coincidió Meconi.

Al analizar el segundo factor de riesgo, la vulnerabilidad a la contaminación de los acuíferos, la geología ventajosa de la Argentina vuelve a destacarse: la formación Vaca Muerta está separada de los acuíferos por una capa de más de 2,5 kilómetros, compuesta por rocas impermeables. Para Marcelo Sticco “este riesgo es muy bajo debido a que las profundidades que separan los acuíferos de las capas hidrocarburiferas superan los mil metros. Considerando un peor escenario, en el cual las fracturas se "excedan" de la longitud prevista, aún estarían lejos de las capas acuíferas”.

En cuanto a la situación particular de las operaciones en Vaca Muerta, Meconi agregó que para minimizar este riesgo “dentro de la normas de protección ambiental que el Estado provincial controla y que la empresas aplican para tener los menores costos posibles, se presta especial atención a la entubación de cañerías de protección en los metros más superficiales de las perforaciones -las llamadas ‘cañerías guía e intermedia’-, que en algunos casos pueden llegar hasta cerca de mil metros de profundidad y que protegen los acuíferos con uso actual o potencial”.

 

La conveniencia de conocer y adaptarse a cada pozo

Consultado Gabriel Meconi acerca de las condiciones del fluido que requiere la estimulación hidráulica, este estudioso y docente de la Universidad de Buenos Aires y la Universidad Católica Argentina aclaró: “Según cada tipo de pozo, de técnica y de formación o roca que se fracture hidráulicamente, se necesita un determinado tipo de agua o rango de tipos de aguas. La dulce es uno de ellos, pero no el único: en algunos casos podría utilizarse agua salobre (o de salinidad relativamente baja pero que ya no es dulce y por lo tanto no es potable), o incluso salada”.

De acuerdo a datos de la American Exploration and Production Council (AXPC), la estimulación por fracturación hidráulica lleva aplicándose en los EE.UU. más de 60 años – y más de 50 en la Argentina-, durante los cuales ha experimentado un proceso de permanentes mejoras y perfeccionamiento, que se aceleró en la última década de la mano de la explotación del esquisto a niveles comerciales.

En este proceso evolutivo la gestión hídrica ha sido una preocupación fundamental, que concentró -y aún concentra- enorme cantidad de recursos y esfuerzos destinados a ganar eficiencia. La experiencia ha dado sobradas pruebas de que con el mejor aprovechamiento de este recurso, podrán optimizarse los costos, garantizar la seguridad de las operaciones y obtener la licencia social.

Ya en 2012, en un documento publicado por la International Association for Energy Economics, el consultor especializado Christopher J. Robart sostenía como principal conclusión de su estudio sobre el impacto económico de la gestión hídrica en el desarrollo del shale que “si los operadores están dispuestos a asumir una visión a largo plazo, la gestión del ciclo de vida del agua en el desarrollo y producción de recursos de esquisto presenta una oportunidad significativa de ahorro de costos”.

En esa misma investigación Robart aseguraba que con mayores inversiones en infraestructura para ganar eficiencia en el manejo del agua, podría lograrse hasta 20% de ahorro. Y agregaba que más allá de este beneficio tangible, existen incentivos más profundos para avanzar en esa dirección, vinculados a factores intangibles, pero al mismo tiempo gravitantes para el éxito de las operaciones: la percepción del público, la adecuación a las legislaciones vigentes, y la protección ambiental.

Sin dudas, el actual contexto internacional de baja de los precios del petróleo modificó  la industria y transformó el mapa de las operadoras, obligándolas a repensar sus estrategias. En este escenario, toda posibilidad de hacer más competente el costo de las perforaciones, observando la rentabilidad, pero aumentando y manteniendo la sustentabilidad, hace valer los esfuerzos. Y el manejo del agua antes, durante y después de cada fractura, no es la excepción.

Para alcanzar una gestión hídrica eficiente es imprescindible investigar y mantener un seguimiento minucioso del comportamiento y las características de los distintos tipos de suelo y de las particularidades de cada pozo. Esto determinará no sólo calidad sino también la cantidad del agua a utilizar.

“Para la estimulación por fracturación hidráulica se puede generalizar diciendo que se consume un promedio de 15 mil metros cúbicos de agua por cada pozo, pero es bastante variable acorde a la zona de la Cuenca Neuquina y a si la perforación es vertical, horizontal o dirigida, lo que implica tres tipos de pozos diferentes de acuerdo a su geometría espacial”, puntualizó Meconi.

Según un equipo de expertos en energía y ambiente de la consultora internacional Accenture, las tendencias que marcarán el futuro del fracking  en el Mundo, en relación a la gestión hídrica son:

-          Más competencia para el acceso al agua dulce.

-          Más restricciones y controles al proceso. 

-          Desarrollo de diferentes opciones de gestión para el manejo del agua, de acuerdo a la configuración propia y única de cada pozo.

-          Mayor énfasis en la gestión de flujos de residuos y en el tratamiento de aguas residuales.

-          Incremento de las inversiones destinadas al desarrollo de diferentes alternativas para la gestión del agua, incentivadas por el precio del gas natural.

En el trabajo titulado “El Agua y el Desarrollo del Shale”, estos expertos se propusieron analizar la experiencia norteamericana para “aprovecharla en los nuevos desarrollos de esquisto”. Y enumeraron las diferentes formas de administrar el agua residual de la hidrofractura, las cuales dependerán no sólo del costo económico, sino también de las particularidades de cada locación y de la legislación vigente:

-          Reinyección en pozos de desecho en el subsuelo;

-           Tratamiento para la reutilización en otras fracturas;

-          Tratamiento para crear agua salubre;

-          Tratamiento para obtener agua dulce;

-          Evaporación o cristalización.

En la Argentina – al igual que en Estados Unidos- se han realizado importantes avances en el tratamiento, el reciclado y la reutilización del flowback. Esta técnica permite además generar un ahorro importante de agua dulce.

Para Thomas Murphy,  estudioso del shale boom norteamericano  y  Director del Centro de Difusión e Investigaciones para Marcellus, de la Universidad de Pensilvania, “una de las mejoras técnicas más importantes  alcanzadas por las operadoras ha sido la evolución hacia una gestión más estratégica del ciclo de vida del agua en los proceso de perforación y fractura hidráulica.  El agua se obtiene normalmente del abundante flujo de superficie de ríos y grandes arroyos con más del 85 % del flowback y el agua producida siendo remediada y reciclada”.

Específicamente respecto al reuso, el hidrogeólogo Marcelo Sticco enfatizó que “la reutilización del agua de reflujo es posible técnica y económicamente. El modo de lograrlo es mediante el tratamiento químico del agua con sistemas modulares y transportables hacia las distintas zonas de perforación en donde se requiere el uso del agua. Las técnicas de tratamiento son básicamente de dos tipos: por evaporación/condensación o por ósmosis inversa (ultra filtrado). En la Argentina se dispone del conocimiento y de las tecnologías para este tipo de tratamiento

Sobresale aquí el dato respecto a las operaciones no convencionales de YPF en el yacimiento El Trébol, en Chubut, donde se inyectaron  4.500 metros cúbicos de agua tratada para la fractura del primer pozo exploratorio. En este caso, se reutilizó la misma agua que normalmente se usa para la recuperación secundaria de los pozos convencionales de la zona, los cuales en este estadio de su ciclo de vida ya arrojan 90% de agua –y sólo 10% de hidrocarburos – por cada 100 metros cúbicos extraídos.

Cuidar el agua es la clave

Fuente de vida primaria y fundamental –y con riesgos de convertirse en un bien escaso a nivel mundial-, el agua está en centro de gran parte de las dudas y los prejuicios manifestados respecto a la estimulación hidráulica. 

Tanto en los EE.UU. como en la Argentina y en otros potenciales centros de explotación No Convencional, los movimientos que se oponen a la técnica tienen los mencionados riesgos hídricos como una de sus principales banderas. 

Como ejemplo, vale citar un análisis realizado en los EE.UU. respecto al tratamiento del tema shale/fracking en medios de comunicación de dos estados que comparten superficie en la formación de shale Marcellus, uno con el fracking permitido y otro con su aplicación prohibida: Pensilvania y Nueva York, respectivamente. El dato fundamental que surgió a partir de los 1.037 artículos periodísticos analizados es que los efectos del fracking sobre la calidad del agua es, por lejos, el tema ambiental que prevalece en cada uno de los diarios estudiados, tanto en notas de tono informativo como en aquellas que tienen una clara mirada crítica hacia la industria.

Demostrar responsabilidad en la gestión de este recurso debe ser considerado un elemento estratégico fundamental, sin el cual puede ponerse en riesgo la estabilidad de las operaciones. Tal como han probado distintas experiencias –con Polonia a la cabeza- si las poblaciones no confían en la garantía de sustentabilidad de parte de las empresas y la capacidad de control del Estado, será imposible obtener la licencia social, condición imprescindible para el éxito de cualquier proyecto No Convencional.

Sobre este particular, explicó Gabriel Meconi que en la industria hidrocarburífera, como en todas las actividades productivas y sociales en general, cada vez más se van instalando los principios de la “Gestión Integrada de Recursos Hídricos (GIRH)” (Integrated Water Resource Management o IWRM), que nacieron dentro del paradigma del Desarrollo Sustentable y se aplican en países desarrollados desde hace poco más de una década. YPF y otras empresas en la Argentina ya empiezan a manejar estos conceptos. Es esperable que en los próximos años estos principios estén no sólo en esta industria, sino también en muchas otras y en la sociedad en general. La GIRH es útil para toda la industria hidrocarburífera, no sólo para los No Convencionales”.

Y resaltó un dato fundamental: “Toda actividad productiva industrial y de explotación de recursos naturales moderna está regida por estrictas normas de control ambiental. Todas las empresas -sobre todo las grandes como las hidrocarburíferas- están interesadas en cumplir dichas normas no sólo para estar dentro de la ley y porque el Estado las controla, sino porque no cumplirlas y contaminar genera costos futuros que en general son muchísimo más grandes que aplicar las normas ambientales para evitar la contaminación. Siendo realistas y viéndolo desde otro punto de vista: las empresas no sólo cumplen las normas ambientales por exigencia del Estado, sino porque también quieren tener el menor costo posible para maximizar la ganancia”.

Una herramienta básica que las operadoras entienden como piedra basal del éxito y la sustentabilidad de sus operaciones, es la integridad de los pozos para garantizar su aislamiento, con el casing y la cementación de paredes adecuados a cada formación. 

Ambos hidrogeólogos  - Gabriel Meconi  y Marcelo Sticco- coinciden en que los temores respecto al uso intensivo de agua que demanda la explotación de los yacimientos de shale son infundados. “Si comparamos la demanda de agua para la producción de gas No Convencional con otras industrias y actividades, llegamos a la conclusión que la explotación de shale gas es una actividad casi ‘seca´”, enfatizó Sticco.  

Además agregó una muy útil comparación: “Según información que suministra la Organización de Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación (FAO), la cantidad necesaria de agua para producir algunos alimentos es la siguiente: para obtener un kilo de carne vacuna, se necesitan 15.000 litros de agua; para un vaso de leche, 200 litros; para un huevo, utilizamos 135 litros; la producción industrial de una hamburguesa utiliza 2.400 litros y para una taza de café, 140 litros. La industria hidrcarburífera necesita tan sólo 40 gotas (20 mililitros) por cada metro cubico de gas No Convencional. Esa cantidad de gas es lo que consume una cocina normal durante más de 6 horas. Es decir, la extracción de shale gas necesita una cantidad mínima -casi ínfima- de agua con respecto a otras actividades”.

La explotación de shale gas no sólo utiliza mucha menos agua que otras industrias, sino que también –a medida que se perfecciona- se consolida como una de las más eficientes formas de producción de energía.  Para Gabriel Meconi, “esto queda claramente demostrado en un gráfico elaborado por la American Exploration and Production Council, que compara el agua total que consumen las distintas fuentes de generación para obtener la misma cantidad de electricidad. El estudio reflejado en esta comparación demuestra que el shale gas utilizado en centrales de ciclo combinado no es sólo más eficiente en lo que respecta a la quema de combustibles, sino que también en lo que hace al uso del agua, pues tanto para obtener el combustible como para enfriar las turbinas de la central generadora utiliza mucha menos agua que todas las otras formas de obtener electricidad

 


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