Se espera para la próxima semana la llegada del presidente de YPF Argentina para firmar un acuerdo con YPFB enfocado en el desarrollo de exploración y estudios sobre gas no convencional (shale), que supondría eventualmente el uso en Bolivia de una técnica de extracción (el fracking) cuestionada en varios países del mundo (y en algunos prohibido) por sus efectos socioambientales.
Marco Octavio Ribera Arismendi* – A fines del 2010 se daba a conocer que en los años 90 y por insistencia de YPFB, la empresa OCCIDENTAL programó y perforó el pozo Pando-X1, que resultó descubridor de un yacimiento de petróleo de 35-40 grados API pero, por su producción de 300 barriles de petróleo por día, no justificaba la explotación frente a los altos costos de transporte (www.hidrocarburosbolivia.com 2010). El pozo quedó cerrado y en reserva hasta el día de hoy. Se evidenció la existencia de hidrocarburos en una profundidad mayor a 2500 metros en la cuenca Madre de Dios. La tecnología utilizada para perforar el pozo Pando-X1 fue de testigo continuo, es decir, que por el reducido diámetro de perforación (4 -6 pulgadas) era más rentable utilizar esta tecnología. En estudios e investigaciones posteriores, las universidades especializadas encontraron que la cuenca Madre de Dios es un reservorio de 500 metros de espesor que reúne las condiciones para albergar gas no convencional y así lo publican en sus conclusiones (Shale Gas Potential Worldwide, 1990).
Si bien desde el Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, se manifestó que la producción de gas no convencional (“Shale gas”, explotable vía Fracking o fractura hidráulica) no es prioritaria por el momento en Bolivia, se ha sugerido la realización de estudios a partir de un equipo conformado por expertos ingenieros geólogos, graduados destacados de carreras afines a la industria petrolera además de la empresa Schlumberger, que tiene vasta experiencia en el desarrollo de la tecnología (Energypress 18 julio 2011). Esto bajo la visión de conformar un equipo de investigación que en mediano plazo desarrolle tecnología adecuada para explotar los yacimientos de Shale Gas existentes en el país. También se manifestó que Bolivia no necesita extraer este gas de forma inmediata, porque debido a los costos de producción del gas no convencional, se torna en un producto poco competitivo. De todas formas, aseguró que no conviene dejar de lado el potencial que tienen estos reservorios a largo plazo (Energypress 18 julio 2011). Un dato oficial publicado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos titulado: “Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones fuera de Estados Unidos”, daba cuenta de la existencia de 47 TCF (Trillones de pies cúbicos) ubicados en los esquistos devónicos del sur del país. Según estos estudios, Bolivia pasaría a ocupar el sitial número 17 entre los países con mayores volúmenes de gas no convencional.
La temeridad en las decisiones de las autoridades del sector petrolero aumentaban el nivel de riesgo, pues se anunciaba desde la Vicepresidencia de la Administración, Control y Fiscalización de YPFB, a inicios del 2013 (La Razón, 7 febrero 2013), que YPFB iniciará los estudios preliminares para establecer el potencial de reservas de shale gas (gas no convencional) en el país. Se informaba que: “la Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”. La formación Monos de Tarija, cuenta con datos de geoquímica sobre yacimientos de shale gas (http://ventanapetrol.blogspot.com/2013).
Es importante recordar que la formación Monos se encuentra en la serranía de Aguaragüe, con lo cual la pesadilla del Fracking se aproxima a una de las regiones de mayor fragilidad del subandino chaqueño y que es considerada la “fábrica de agua” para toda la región circundante.
En mayo del 2013, desde YPFB se anunciaba que se firmará un acuerdo con la empresa YPF Argentina, para que se sume como socio en el desarrollo de áreas de exploración y pueda brindar asistencia en el primer desarrollo de “tight’” (gas no convencional vía fracking) en Bolivia. Esto tiene como antecedente, que directivos de YPFB visitaron Vaca Muerta, el gigantesco yacimiento de hidrocarburos no convencionales del suroeste argentino (Energy Press, 20 mayo 2013). Como dato anexo, YPF de Argentina ha firmado un acuerdo para el Fracking en Vaca Muerta con la nefasta CHEVRON, es decir la ex -TEXACO, la ecocida transnacional que envenenó la Amazonía del Ecuador.
Mientras tanto, en la Argentina, las cosas están más avanzadas. En diciembre del 2010, la empresa YPF (entonces todavía controlada por REPSOL) anunció el descubrimiento de un mega-reservorio de shale gas en la formación Vaca Muerta, en Neuquén. La compañía estimó el potencial del yacimiento en 4,5 billones de pies cúbicos (TCFs). Poco después el gobierno neuquino aclaró que esa era la punta del iceberg, ya que en el subsuelo de la provincia se alojarían 257 TCFs, es decir, un tercio del potencial de gas de yacimientos no convencionales del país. (http://www.opsur.org.ar/blog/ 2012/10/23). Como resultado del anuncio, las autoridades públicas y el sector empresario presentaron al gas no convencional como la única alternativa para superar la crisis energética y proclamaron el comienzo de una era dorada para los combustibles fósiles en el país. La buena nueva era respaldada por un estudio de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, mencionado anteriormente. Las proyecciones son escalofriantes, en los próximos cinco años se perforarían 2500 pozos en yacimientos no convencionales, según el Ministerio de Energía, Ambiente y Servicios Públicos de esa provincia. Esos trabajos demandarían 50 millones de metros cúbicos de agua, a razón de 20 mil metros cúbicos por pozo. 20 mil metros cúbicos es la capacidad de almacenamiento de agua que tiene la ciudad neuquina de Cutral Có para abastecer a su población de 35 mil habitantes.
Según YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos (La Razón, 28 mayo 2013), Bolivia contaría con 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCFs) de gas no convencional, supuestamente ocupando un quinto lugar en el mundo, lo cual significa un enorme aliciente para que dichas oficinas acojan sin mayores precauciones ni recaudos, una tecnología de enorme riesgo socioambiental.
El Fracking (Fractura hidráulica) del Gas no convencional
El gas no convencional, es gas natural con características distintas de los reservorios que albergan el energético y las técnicas para su extracción.
Se reconocen tres tipos de gas no convencional: el “Tight Gas” o gas entrampado en areniscas de baja porosidad y reservorios carbonatados; el “Shale Gas”, que es gas natural de baja permeabilidad; y el “Coalbed Methane Gas”, que es gas natural producido a partir del carbón.
El gas no convencional, se caracterizan por estar en rocas de baja porosidad y baja permeabilidad, lo que hace que estén en mucha menos concentración y se hagan más difícil de extraer. El proceso de extracción consiste en penetrar a gran profundidad en la formación que contiene la roca madre (areniscas, lutitas, pizarras) de baja permeabilidad para producir múltiples fracturas mediante la introducción de agua, arena, aditivos químicos e incluso perdigones de acero, a alta presión. Así, la roca arcillosa obtiene la conductividad que permite que los hidrocarburos que estaban encerrados en su interior fluyan a la superficie. Mediante múltiples perforaciones se consigue transformar una capa del subsuelo de hasta cien metros de espesor.
La técnica es de alto impacto y cara, porque requiere muchas perforaciones por superficie; es decir, muchos más pozos que en una explotación convencional. El problema mayor reside en el riesgo de contaminación de los recursos acuíferos necesarios. Para fracturar cada pozo, hace falta introducir mucha agua, lo cual puede afectar la disponibilidad del recurso para las poblaciones locales, adicionalmente, el fluido de retorno contiene las sustancias químicas o aditivos utilizados al introducirla, más los metales pesados que retornan a la superficie. Entre los aditivos más utilizados se mencionan los ácidos, bactericidas y/o biocidas, estabilizadores de arcilla, inhibidores de corrosión, reticulantes, reductores de fricción, agentes gelificantes, controladores de metal, inhibidores de sarro y surfactantes.
En Estados Unidos, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) se vio obligada a realizar estudios exhaustivos sobre el posible impacto ambiental de los químicos utilizados para el fracking, ante el pedido de la Fiscalía General de Nueva York, que había declarado una moratoria a los nuevos proyectos de Shale Gas programados. Un riesgo elevado es la contaminación de fuentes de agua con metano, en regiones de Estados Unidos bajo operaciones de fracking, se verificó que el agua de las casas aledañas a los proyectos de extracción de Shale Gas, habían incrementado su contenido de metano en niveles de hasta 17 veces superiores a los índices normales. En estas regiones donde se ha implementado el fracking a gran escala, existen evidencias claras de que la tecnología podría acarrear serias repercusiones ambientales, como la contaminación de acuíferos subterráneos. Dado que el proceso requiere una inmensa cantidad de agua, ésta solo puede ser recuperada en menores porcentajes para someterla a procesos de tratamiento, sin embargo, el proceso de tratamiento no purifica totalmente el agua y se acumulan grandes cantidades de contaminantes. El gas se mezcla con el agua potable y ha llegado a producir explosiones y llamaradas en los grifos de las casas. Hay reportes de ganado que enferma y muere. Los suelos se vuelven tóxicos y la desertificación avanza. Las personas que recibieron sumas de dinero para arrendar sus campos a los pozos de fractura, ven morir sus tierras y acabarse tarde o temprano su dinero. Por si todo esto fuera poco, las explosiones en la profundidad de la roca, provocan temblores y movimientos de tierra.
Un estudio publicado en la revista científica Geology, ha relacionado un seísmo de magnitud 5,7 ocurrido en Oklahoma (Estados Unidos) el año 2011, que dejó heridos, 14 casas destruidas y carreteras dañadas, el cual fue relacionado con la técnica del fracking o de fractura de rocas por inyección de agua a elevada presión. Tras 18 años inyectando sin incidentes los fluidos a gran presión, el 5 de noviembre de 2011 los movimientos sísmicos empezaron a asustar a los habitantes de la zona, acostumbrados hasta entonces solo a los tornados. Al día siguiente se produjo el terremoto de magnitud 5,7, de acuerdo al equipo de científicos, el mayor de los relacionados con la inyección de aguas de fracking.
Algo más alarmante aún, y que muestra la insensata temeridad de YPFB, se reporta a inicios de junio del 2013, en referencia a una “minifractura” o “fracking” realizada en el pozo Ingre X-2 (Chuquisaca), por YPFB, y que según la fuente, permitió descubrir un reservorio de “tight oil” en reservorios con baja porosidad y permeabilidad con contenido de petróleo, donde se inyectó “material” (no se menciona cual) al reservorio para darle permeabilidad artificial y se pudo recuperar petróleo con los equipos disponibles en el país. La zona explorada forma parte de la formación Tupambi entre 1.640 a1.650 metros de profundidad; se debe recordar que las exploraciones anteriores en el pozo Ingre X-2, resultaron negativos, (CBHE – Reporte Energía, 6 junio 2013). Con esto, Bolivia ingresa a la ruleta rusa mundial del “fracking”.
(*)Biólogo y ecologista.
Fuentes:
Energypress – 18 julio 2011 –
RENACER (RED NACIONAL DE ACCIÓN ECOLOGISTA – Argentina) 10 marzo 2013
Katie M. Keranen. Et al. 2012. Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence. http://geology.gsapubs.org/.
