Los impactos ambientales de la explotación de hidrocarburos no convencionales Eduardo Sosa1 Resumen El análisis sobre la conveniencia de la explotación de hidrocarburos no convencionales posee grandes incertidumbres científicas que deberían dilucidarse como condición previa a la autorización. El análisis específico de la relación entre las técnicas de extracción y la contaminación del agua superficial y subterránea demuestra que es necesario el desarrollo de mecanismos preventivos y de control que aseguren que el recurso hídrico en su conjunto no se vea afectado significativamente. Temas que son relevantes en la discusión académica como a nivel de las políticas públicas, son el empleo de grandes volúmenes de agua, la inyección de sustancias químicas en el subsuelo, el manejo de los desechos en la superficie, la posibilidad de accidentes que involucren desastres tecnológicos con liberación masiva de sustancias tóxicas, la contribución de la explotación de hidrocarburos no convencionales a la disminución de la calidad del aire y al cambio climático, y la potencialidad para inducir sismos a partir de las operaciones de fractura hidráulica y la inyección de aguas residuales en el subsuelo. Se advierte necesario optimizar el manejo de los volúmenes de agua y las aguas residuales de todo el proceso de fracturación hidráulica, revelar los componentes de las sustancias comerciales utilizadas en las operaciones de estimulación de los pozos, y mejorar los sistemas de detección temprana –incluyendo el fortalecimiento de la legislación- para minimizar el impacto socio-ambiental Licenciado en gestión ambiental, consultor ambiental en temas de eco-eficiencia y evaluación de impacto ambiental de proyectos públicos y privados. Presidente de la organización social Oikos red ambiental. Correo electrónico: esosa@eco-eficiencia.com.ar / esosa@oikosredambiental.org Página 1 1 negativo de la actividad. En relación a la sismicidad, la literatura y los casos analizados permiten corroborar con razonabilidad una vinculación directa entre la fractura hidráulica y la sismicidad inducida, pero esta correlación debe ser estudiada para cada sitio en función de su complejidad geológica, a fin de reconocer la sismicidad natural de la región de los sismos eventualmente provocados por la fractura hidráulica y de otras actividades que también son responsables de este fenómeno. A nivel general, los impactos ambientales de la explotación de hidrocarburos no convencionales exceden el análisis de sitio y deben evaluarse a nivel regional, particularmente todo lo relativo a los recursos hídricos, debido a que la mayoría de las cuencas petrolíferas y gasíferas no convencionales con potencial económico se encuentran en zonas áridas, donde el agua es el recurso más vulnerable y solicitado. Palabras claves: fractura hidráulica, impactos ambientales, agua subterránea, salud pública, sustancias tóxicas, sismicidad. Introducción El presente informe refleja el estado de situación de los conocimientos e incertidumbres respecto de la explotación de hidrocarburos no convencionales desde la perspectiva de sus impactos ambientales. El inicio del plan de operaciones propuesto por la empresa YPF s.a. -en alineación con la política energética nacional-, han forzado a la institucionalidad pública ambiental, a la academia y a la sociedad civil a encarar el análisis de las actividades que conforman el proceso de explotación de hidrocarburos no convencionales, particularmente con la técnica denominada fractura hidráulica o “fracking” en inglés, de tal manera de constituir una base de conocimientos que permita enfrentar los dilemas técnicos y ecosistemas. En el presente documento se analizan los principales aspectos de la 2 actividad vinculados con los efectos sobre el ambiente, se revisan los argumentos Página ambientales de la mejor manera posible para la salud humana y la de los de las partes y la literatura que favorece una identificación y valoración adecuada de los impactos ambientales. Alcances y limitaciones del estudio El presente trabajo responde a la necesidad de contar con un documento de base para el análisis de la temática de los hidrocarburos no convencionales y su relación con el ambiente. No es un documento definitivo, ya que el mismo está en permanente revisión y receptivo a las sugerencias y observaciones de miembros de la industria, funcionarios de gobierno, académicos, científicos y otros sectores. Se ha elegido como alcance temporal el período 2004-2014, tomando como antecedente el boom de la extracción de no convencionales registrada en los Estados Unidos, que es interpretada como indicador de los procesos que probablemente transcurran en nuestro país en el futuro cercano, y fundamentalmente porque en ese país se ha desarrollado la principal experiencia técnica, que ha sido tomada como referencia para muchos países que buscan explotar sus propios recursos, con el fin de aportar datos relevantes para el debate, a la espera de que el desarrollo de la actividad a nivel nacional genere los datos locales necesarios para ajustar los pronósticos. El alcance espacial del estudio se remite a la República Argentina, enfocado en las áreas actualmente en explotación (formación Vaca Muerta), y extrapolando conclusiones a otras áreas con potencial para el desarrollo de los no convencionales. Hay que destacar que si bien se han iniciado proyectos de perforación en Neuquén y se analizan los resultados de perforaciones en el Golfo San Jorge (Chubut/Santa Cruz), otras áreas revisten interés para la industria, con lo cual es necesario poner en valor las diferencias en cuanto a factores ambientales en juego, legislaciones provinciales y sobre todo la actitud social respecto de la La principal limitación ha sido la escasez de datos sobre las operaciones de 3 extracción de hidrocarburos no convencionales en el país, por lo que en muchos Página actividad, lo que está fuera del alcance general de este trabajo. casos para realizar un análisis comparativo se ha optado por presentar datos provenientes de explotaciones de los principales reservorios en los Estados Unidos, país que tiene una gran experiencia en este tema, y de organismos internacionales relacionados a la energía y el ambiente2. Se han tomado fuentes diversas, que van desde publicaciones científicas y estudios de impacto ambiental hasta trabajos de divulgación e información, tratando de conservar la máxima rigurosidad en su selección e inclusión en el presente trabajo. Los impactos ambientales a nivel local Hidrocarburos no convencionales y fractura hidráulica La producción de gas y petróleo no convencional se desarrolló rápidamente a partir del avance tecnológico en las técnicas de perforación (particularmente de los pozos horizontales), en la estimulación de pozos (equipos con mayores presiones de trabajo), mejores técnicas de cementación y el desarrollo de una nueva generación de aditivos. La fracturación hidráulica de las rocas es una técnica que se realiza desde 1949 a nivel comercial3. Las fracturas simples4 fueron comunes en las décadas del ’70 y ’80, mientras que en la década del ’90 comenzaron a realizarse fracturaciones en múltiples etapas, y para el inicio del siglo XXI fueron más comunes los pozos horizontales con fracturación hidráulica multi-etapa, lo Aun así, la Unión de Científicos Preocupados en los Estados Unidos (una organización sin fines de lucro conectada con el derecho de los ciudadanos a conocer datos relevantes que afecten su calidad de vida), manifiesta en relación a la situación de los Estados Unidos que “La disponibilidad limitada de datos objetivos e independientes sobre los impactos físicos de esta nueva y extendida actividad industrial sobre la salud pública y el ambiente, más sus efectos sociales sobre las comunidades, ha creado barreras a los científicos que intentan mejorar la comprensión de los riesgos y beneficios” [nota: traducción del autor]. Ver Toward an evidence-based fracking debate: Science, Democracy, and Community Right to Know in Unconventional Oil and Gas Development, disponible en http://www.ucsusa.org/HFreport 3 Carl T. Montgomery and Michael B. Smith. History of Hidraulic Fracturing. JTP. 2010. 4 Una sola fractura por pozo, a diferencia de la fracturación en múltiples etapas donde se va perforando la tubería en distintos sectores para ponerla en contacto con la formación y desarrollar la fractura hidráulica para abrir conductos en la roca por donde fluirá el hidrocarburo. Página 2 4 que completó el ciclo de innovación tecnológica. Cada yacimiento presenta sus propias complejidades que afectan la manera en que se producen los hidrocarburos, la tecnología necesaria y hasta los aspectos económicos que hacen viable o no un proyecto de exploración/explotación5. La fractura hidráulica es una técnica de estimulación de la producción de un pozo que permite extraer hidrocarburos atrapados en ciertas estructuras de roca de muy escasa o nula permeabilidad6. La Agencia Internacional de la Energía (IEA) indica que la fractura hidráulica “involucra bombear un fluido –conocido como fluido de fractura- a alta presión dentro de un pozo y luego, lejos de la superficie, entrar en la roca objetivo. Esto crea fracturas o fisuras de pocos milímetros de ancho en la roca. Esas fisuras pueden extenderse decenas o, en algunos casos, cientos de metros lejos del pozo. Una vez que la presión es liberada, esas fracturas tenderán a cerrarse otra vez y no provocarán ningún mejoramiento final en el flujo de los hidrocarburos. Para mantener las fracturas abiertas, pequeñas partículas tales como arena o perlas de cerámica, son adicionadas al fluido de bombeo para rellenar las fracturas y actuar como agente apuntalador (o de sostén), el cual permite que el gas fluya hacia el pozo”.7 Normalmente el gas y el petróleo se encuentran en las denominadas “trampas” a las cuales han llegado migrando a través de los poros interconectados de las rocas desde una roca madre llamada “roca generadora”. Debido a su menor densidad y a Una muestra de esto es que mientras en los Estados Unidos los pozos horizontales con fractura hidráulica multi-etapa han sido una tecnología vital para el crecimiento del shale gas, la Argentina reportó a través de YPF que ha tenido éxito en la producción con pozos verticales fracturados en solo 3 o 4 etapas. Ver YPF , “Unconventional Resources and Reserves at Vaca Muerta Formation”, filing at the Buenos Aires Stock Exchange, 8, February 2012, Buenos Aires, en Energy Agency. En Golden International Rules for a Golden Age of Gas 2012 World Energy Outlook. Special Report on Unconventional Gas. 6 El Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido lo define como “una técnica que usa fluidos, usualmente agua, bombeados a alta presión dentro de la roca que crea fracturas estrechas para crear caminos para que el gas fluya dentro del pozo hacia la superficie. El agua contiene normalmente pequeñas cantidades de otras sustancias para mejorar la eficiencia del proceso, por ejemplo, reducir la fricción. Una vez que las fracturas han sido creadas, pequeñas partículas, usualmente de arena, son bombeadas dentro de ellas para mantener la fractura abierta.”. (Nota: traducción del autor) 7 International Energy Agency. Golden International Rules for a Golden Age of Gas 2012 World Energy Outlook. Special Report on Unconventional Gas. [Nota: traducción del autor] Página 5 5 otros factores, los hidrocarburos líquidos y gaseosos van subiendo por las capas del subsuelo hasta que encuentran un estrato impermeable donde comienzan a acumularse. El hombre identifica mediante distintos sistemas esas trampas de petróleo y gas, perfora el techo de esa estructura impermeable para liberarlo y conducirlo a través de cañerías hasta la superficie y lo procesa para enviarlo a su comercialización. Como los hidrocarburos vienen con agua y otras sustancias, es necesario realizar ciertas tareas para despojarlo tanto como se pueda de esas “impurezas”. En el caso del gas se separa el agua que contiene, eventualmente algunos componentes más pesados y ya se encuentra en condiciones de ser comercializado. La refinación del petróleo tiene una mayor complejidad técnica, ya que del material llamado comúnmente “crudo” salen muchos tipos de combustibles, desde el querosén hasta los distintos tipos de naftas, diésel, el fuel oil y otros derivados. Cuando la roca impregnada con estos hidrocarburos no tiene la permeabilidad suficiente como para liberar estos valiosos componentes, y si a esto le sumamos que los poros de la roca (donde se aloja el petróleo o el gas) no están comunicados entre sí, entonces tenemos un formidable problema técnico para resolver. Aquí es donde comenzaron a aparecer las técnicas “no convencionales” que permitieron acceder a esos recursos hidrocarburíferos y por ello se suele denominar a este tipo de hidrocarburos como “no convencionales”. Lo cierto es que se trata del mismo tipo de sustancias que las que se vienen extrayendo hace más de 100 años, pero son las técnicas las que han variado. Dentro de los llamados hidrocarburos no convencionales hay un conjunto de sustancias que comparten la dificultad de su extracción (baja o nula permeabilidad) que según el tipo y características de las formaciones se pueden subdividir en shale gas o shale oil (el ubicado en formaciones de lutita, pizarra o esquisto), el tigh gas8 y otros como el metano en capas de carbón (coal bed methane), los petróleos pesados9 y extra pesados como Definición arbitraria que no depende de la conformación y composición de la roca, sino de su permeabilidad (facilidad de los fluidos para moverse dentro de ella), que es tan baja, que no permite el flujo del gas hacia el pozo, aunque no tanto como la de los esquistos y lutitas (IAPG). 9 Un ejemplo de petróleo de alta viscosidad (denominados heavy oil o petróleos pesados) en nuestro país es el extraído en Llancanelo, Malargüe, al sur de la provincia de Mendoza. Página 8 6 los de la faja del Orinoco (Venezuela) y los hidratos de metano. Como ya dijimos, la técnica utilizada para extraer hidrocarburos no convencionales es la llamada fracturación hidráulica, que consiste básicamente en inyectar en el pozo grandes volúmenes de agua con arena y aditivos a altas presiones para romper la roca del subsuelo cerca de la superficie de contacto del pozo en tantas partes como sea posible, a fin de liberar el petróleo y el gas de los poros de esas rocas. Sin embargo, no solo se fractura con agua, sino que en algunos casos se utiliza diésel, ácidos, espumas y gases para forzar a la roca a entregar los preciados hidrocarburos. La fractura con diésel ha sido duramente cuestionada por su potencial contaminante10 11, aunque defendida por grupos “pro-fracking” ligados a la industria12, y en la actualidad a nivel global un porcentaje mayoritario de los pozos fracturados utilizan fluidos a base de agua. Lo mismo ocurre con los lodos de perforación (que tienen gran utilidad al momento de perforar para enfriar las herramientas de corte y traer a la superficie los materiales sólidos productos de la perforación), que son en su mayoría a base de agua (aunque para distintas etapas de perforación pueden ser a base agua/bentonita saturado de cloruros de sodio/potasio, o base aceite, una emulsión usualmente en un porcentaje de 65% de gasoil y 35% de agua). Los millones de pozos “fracturados” en todo el mundo desde la década del ‘50 hasta la actualidad correspondieron en su mayor parte a rocas con escasa permeabilidad pero con un valor de recuperación importante, lo que permitió desarrollar nuevas áreas petroleras y aumentar la producción total de gas y petróleo con las tecnologías disponibles en aquel momento. Sin embargo, habían ciertos tipos de rocas que contenían petróleo y gas, pero una casi nula permeabilidad hacía imposible la extracción -entre ellas las rocas pizarra o esquisto-, y no fue sino hasta la aparición de las nuevas tecnologías mencionadas Luego de conocerse el Reporte del Congreso estadounidense sobre la utilización de millones de litros de diésel para las fracturas hidráulicas, las empresas respondieron argumentando que “no habían solicitado los permisos correspondientes porque la EPA no había regulado suficientemente el tema y ellos entendían que la práctica estaba permitida”. El caso está ahora en la justicia. Ver Drilling Industry Says Diesel Use Was Legal en http://www.propublica.org/series/fracking/ drilling-industry-says-diesel-use-was-legal.htm 10 USEPA Environmental Protection Agency. Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs, 2004. Página Cullen, L. and Sahay S. Additional Fracking Chemical Substance Reporting Requirements Under TSCA May Further Complicate Landscape. Arnold & Porter LLP, October 2012. 12 7 11 que esos hidrocarburos fueron económicamente rentables para su extracción y comercialización. Por un lado, la perforación horizontal permitió acceder a una porción mucho mayor del yacimiento con un único pozo, ya que –a diferencia de la perforación vertical que intercepta la formación con hidrocarburos en una pequeña sección que a veces se reduce a una decena de metros- el pozo horizontal se introduce en la formación y así una mayor superficie del pozo está en contacto con los hidrocarburos, con lo cual el volumen extraído es mayor que en el caso anterior para una misma perforación13. Lógicamente, esta técnica requiere la combinación de un pozo vertical que llega a las cercanías del hidrocarburo, y una serie de técnicas que provocan que el pozo vaya cambiando su eje hasta transformarse en un plano cercano a la horizontal. Si a esto le sumamos que existe la posibilidad de extender varios pozos horizontales hacia diferentes lugares con una sola perforación vertical, tenemos una fabulosa técnica que mejora notablemente las posibilidades de extraer mayor cantidad de hidrocarburos en un área más amplia. Por otra parte tenemos una innovación respecto de las fracturas hidráulicas, ya que las presiones con que trabajan los equipos modernos provocan rupturas en rocas extremadamente duras, con lo cual existen formaciones que hasta hace 10 años no era posible acceder pero hoy con esta tecnología se transforman en reservas dentro de las compañías. Para mejorar la eficiencia de la fractura de la roca, al agua inyectada se le adiciona arena (o a veces perlitas de cerámica) y aditivos que tienen como función aumentar la viscosidad del fluido (generando más presión contra la roca y mejorando el traslado de la arena), mejorar el deslizamiento de los fluidos lubricando las paredes con las que friccionan, y combatir las bacterias que se forman en este ambiente propicio de humedad y temperaturas altas, pero que corroen las estructuras metálicas como las tuberías por donde se extraen los En Argentina, sin embargo, existe la posibilidad de desarrollar este tipo de yacimientos a partir de pozos verticales, debido al espesor del cuerpo mineralizado, que es dos y hasta tres veces mayor que en los Estados Unidos. Si bien la tecnología de pozos horizontales prevalece en Norteamérica, en nuestra región las compañías recién están en la etapa de delimitación de la extensión del recurso, por lo cual el empleo de este tipo de pozos es el indicado (comentario extraído de Barreiro, Eduardo y Masarik, Guisela. No convencionales: la Argentina, un año en el mapa internacional. Revista Petrotecnia, año 53, N° 4). Página 8 13 hidrocarburos. Los porcentajes en volumen pueden variar pero en términos generales en la mezcla hay un 95 % de agua, un 3% a 4,5% de arena y el resto son los aditivos. El volumen de agua para ocasionar la fractura del subsuelo puede variar, pero se estima entre los 10 y 30 millones de litros de fluido (agua, arena y aditivos) y generalmente ronda en un promedio de 10 a 12 millones de litros para cada pozo fracturado14, a lo que hay que sumar el agua utilizada para la perforación propiamente dicha. Según cifras del sector petrolero estadounidense, una operación típica de fractura hidráulica requiere entre 11,3 y 18,9 millones de litros15 por pozo. En Argentina las empresas presentan valores disímiles16. Una vez inyectado el fluido, la roca comienza a fracturarse y el gas o el petróleo comienzan a fluir lentamente. Durante esta operación, el agua que fue inyectada para fracturar la roca es recuperada en una proporción que podrá variar del 15-20 % al 80-85%17 18, aunque algunos autores lo ubican entre el 9 y el 35% 19 o entre el 10 y el 40% para las dos primeras semanas luego del proceso de fractura20 21, según datos de la USEPA22 23. El IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) afirma que “La estimulación hidráulica de un pozo de hidrocarburos de esquisto, por ejemplo, suele demandar entre 10.000m3 y 30.000 m3 de agua, dependiendo de la geología específica y de los requerimientos de dicha estimulación”. 14 Arthur D. et al. Water resources and use for hydraulic fracturing in the Marcellus Shale region. ALL Consulting. 2011. 15 Por ejemplo, la empresa operadora O&G Development s.a. presenta para un pozo horizontal de longitud final de 3.600m MD (measured depth or along hole) en la formación Vaca Muerta, Yacimiento Águila Mora, un volumen de fluido de fractura de 5.760.000 litros para seis etapas de fractura, mientras que la empresa Total para un pozo de shale gas ubicado en la misma formación, con una longitud final de 2.855m MD ha previsto 8.000.000 de litros y 4 etapas de fractura (datos obtenidos de los informes ambientales presentados por ambas empresas para ser sometidos al procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental en la provincia de Neuquén durante 2012 y 2013). 16 El Reporte Tyndall usa datos de la US EPA y coloca este rango entre el 15 y el 80%. Ver Broderick, J. et Al. Shale gas: an updated assessment of environmental and climate change impacts. Tyndall Centre. University of Manchester. UK., 2011. Pág. 14. 17 Tyndall Centre para la investigación del cambio climático es una organización del Reino Unido formada por las Universidades de Oxford, Cambridge, Newcastle, Manchester, Sussex, East Anglia y Southampton. 18 Sumi L. Shale gas: focus on Marcellus shale. Report for the Oil & Gas. Accountability Project/ Earthworks. 2008. Disponible en http://www.earthworksaction.org/pubs/ OGAPMarce llusShaleReport-6-12-08.pdf. Durango. CO. Página Vidic, R. D. (2010, March 18). Sustainable water management for Marcellus Shale development. Presented at Marcellus Shale natural gas stewardship: Understanding the environmental impact, 20 9 19 El agua de retorno o “flowback” viene cargada con los aditivos que se le agregaron más aquellos minerales que removió del subsuelo (que puede incluir metales pesados y sustancias radioactivas de ocurrencia natural), lo cual la transforma en un efluente residual peligroso que debe tener un tratamiento y una disposición final adecuada. Ni bien el petróleo o el gas comienzan a fluir hacia la superficie, recibe el mismo tratamiento que aquellos hidrocarburos que fueron extraídos de la manera convencional. Los pozos fracturados suelen tener una vida útil menor que los convencionales. Los reservorios tienden a tener altos caudales iniciales y declinan fuertemente entre un 70 u 80% al cabo de un año24 25. La producción típica de gas de los pozos de Barnett Shale26 (Texas, Estados Unidos) fue de unos 11 millones de m³ por pozo durante el primer año, pero tan solo de 80.000 m³ en el noveno año y de unos 40.000 m³ en el décimo [Quicksilver, 2005]27. Esta es la razón por la que deben ser refracturados para alargar su vida útil28, lo cual implica una costosa logística y una Marcellus Shale Summit, Temple University, Philadelphia, PA. Disponible en http://www.temple. edu/environment/NRDP_pics/shale/presentations_TUsummit/Vidic Temple-2010.pdf. Ewing, J. Taking a proactive approach to water recycling in the Barnett Shale. Presented at the Fort Worth Business Press Barnett Shale Symposium, 2009. Disponible en http://www. barnettshalenews.com/documents/EwingPres.pdf 21 La EPA suele tomar como referencia para los controles un valor entre 3 y 10 días, aunque la industria manifiesta que debería corregirse ya que la mayoría del flujo de retorno o flowback es extraído en un tiempo mucho menor. También sucede que el flowback puede tardar varios meses en ser recuperado, dependiendo de muchos factores geológicos. 22 El Tyndall Centre afirma que el 60% del flowback se recupera dentro de los primeros cuatro días después de la fractura hidráulica. Ver en Broderick, J. et Al. Shale gas: an updated assessment of environmental and climate change impacts. Tyndall Centre. University of Manchester. UK., 2011 23 Moreyra, J. Los reservorios y los aspectos comerciales de los no convencionales. Revista Petrotecnia, Abril 2011, N°2, año 53. 24 25 La IEA ubica este rango entre el 50 y el 75% para el primer año. Barnett Shale fue el primer “shale play” estadounidense en entrar en producción a escala con técnica de fracturación hidráulica, en el año 2005. 26 Quicksilver. The Barnett Shale: A 25 Year “Overnight” Success. 2005. En Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011. Página Además, para mantener la producción del yacimiento, el proyecto debe incluir la perforación sostenida de nuevos pozos para compensar aquellos que bajan su producción, lo que requiere un 28 10 27 serie de complejidades técnicas que deben ser resueltas ingeniosamente para evitar mayores impactos ambientales negativos o la pérdida de la capacidad productiva del pozo. Por ello varios autores indican que los pozos perforados para producir gas de esquisto (shale gas) deben fracturarse varias veces durante su ciclo de vida. Cada operación de fractura adicional puede necesitar más agua que la anterior [Sumi 2008]29. En algunos casos, los pozos se vuelven a fracturar hasta diez veces [Ineson 2010]30. Hidrocarburos no convencionales y análisis de impactos La idea de identificar y valorar los impactos ambientales de la explotación de petróleo y gas no convencional nos remite inmediatamente a un conjunto de actividades de sitio, ubicadas principalmente sobre el área de explotación y particularmente en la locación donde se ha perforado para extraer los hidrocarburos; sin embargo, existe un área de influencia indirecta mucho mayor, que incluye la cuenca hídrica desde la perspectiva geográfica, las provincias a nivel jurisdiccional-territorial y también hay una dimensión nacional y global que debe ser considerada. Es decir, que la evaluación del impacto ambiental excede por lejos el área del yacimiento e involucra otros territorios y tópicos temáticos que frecuentemente escapan a los estudios de impacto ambiental. Asimismo, el enfoque de sitio o por proyecto de explotación, no nos permite evaluar adecuadamente los impactos acumulativos y sinérgicos del desarrollo regional de la explotación hidrocarburífera, por lo cual desde todo punto de vista esfuerzo de inversión enorme en el largo plazo. Esta lógica es discutida tanto por grupos ambientalistas como por científicos que alegan que esa inversión podría destinarse en parte a fortalecer las tecnologías de producción de energía renovable. Sumi L. Shale gas: focus on Marcellus shale. Report for the Oil & Gas Accountability Project/ Earthworks. 2008. En Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011. Página Ineson, R. (INGAA Foundation) Changing Geography of North American Natural Gas, April 2008, Pág 6. En Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011. 30 11 29 es recomendable analizar la actividad desde la integralidad antes que la particularidad, y desde la complejidad antes que la singularidad, para adquirir una visión más comprehensiva de la misma que refleje de manera más clara su funcionamiento y las interacciones con el resto del sistema. La herramienta más adecuada para el abordaje de esta cuestión se llama Evaluación Ambiental Estratégica. El debate social y académico, ni bien iniciado, se concentró casi exclusivamente en los efectos de la actividad sobre la calidad del agua subterránea y la posibilidad de que la inyección de fluidos o el escape incontrolado de gases a través de las fracturas del terreno pudiera inducir sismos a nivel local. Sin embargo, hay muchos aspectos que no han sido suficientemente tratados y que esperamos abordar en este trabajo, tales como la capacidad de gestión de los efluentes, las sustancias que se agregarían a los pozos para mejorar el desempeño de la fractura hidráulica, los impactos sociales y sobre la institucionalidad provocados por la resistencia ciudadana, y otros que buscan dilucidar aspectos esenciales para abordar un proceso de toma de decisiones informado, que lleve a la sociedad al mejor camino posible dentro de las circunstancias coyunturales y estructurales en la que estamos inmersos. Es imprescindible aclarar que la identificación de los impactos ambientales negativos de la actividad es solo una pequeña parte de un proceso integral que involucra la valoración cuali-cuantitativa de dichos impactos, la generación de un conjunto de medidas preventivas, mitigadoras y compensatorias que permitan la mejor gestión ambiental posible, y el establecimiento de un plan de vigilancia y control que asigne responsables a las actividades programadas que hubieren surgido como más adecuadas para gestionar los impactos negativos generados31. Este informe se concentra solo en la identificación de los impactos ambientales con énfasis en los impactos sobre la naturaleza, la salud pública, aspectos sociales e Conesa Fernandez-Vítora, M. Guía metodológica para la Evaluación de Impacto Ambiental. Mundi-Prensa. Madrid. 1997. 31 Página 12 institucionales. Si bien estamos hablando de soluciones técnicas aplicadas para resolver un eventual problema ambiental, no debemos olvidarnos que hay conflicto social en torno a la actividad32 33 34 35 36 37. Por ende, este tipo de soluciones normalmente resultan insuficientes para abordar todas las dimensiones de la conflictividad ambiental. La fractura hidráulica ha pasado de ser una mera técnica de explotación de hidrocarburos a convertirse en el centro del debate social, energético y político, temas que exceden los alcances de este trabajo. Hidrocarburos no convencionales desde la perspectiva del impacto ambiental Para empezar con el análisis, vamos a decir que la extracción de hidrocarburos no convencionales posee muchas actividades en común con la extracción de los convencionales. La apertura de caminos, el desmonte para instalar las locaciones38, el traslado del hidrocarburo líquido o gaseoso y parte de la logística relacionada a la perforación, son muy similares. Incluso, la fracturación hidráulica es una técnica conocida desde hace varios años y utilizada en la extracción de hidrocarburos convencionales39. http://www.theguardian.com/environment/gallery/2014/jan/13/fracking-protest-bartonmoss-in-pictures (accesado el 13 de enero de 2014). 32 http://www.lanacion.com.ar/1615759-mapuches-bloquearon-una-planta-de-ypf (accesado el 13 de enero de 2014). 33 http://panamaon.com/noticias/ultima-hora/1136853-activistas-contra-el-fracking-irrumpenen-el-campamento-de-chevron-en-rumania.html (accesado el 13 de enero de 2014). 34 http://www.diariodecadiz.es/article/provincia/1678226/cadiz/libre/fracking/saluda/la/ extincion/dos/permisos/investigacion/hidrocarburos.html (accesado el 13 de enero de 2014). 35 http://www.huffingtonpost.com/2014/01/02/colorado-fracking-amendment_ n_4533077.html? utm _hp_ref=fracking (accesado el 13 de enero de 2014). 36 http://www.theguardian.com/environment/2014/jan/12/anti-fracking-protests-corporationinterest (accesado el 13 de enero de 2014). 37 La locación es el área de terreno donde se realizan las operaciones de explotación de los hidrocarburos, que aloja la torre de perforación y toda la infraestructura y equipamiento necesario para la producción del pozo (la extracción del hidrocarburo). Página King, G. What every representative, environmentalist, regulator, reporter, investor, university researcher, neighbor and engineer should know about estimating frac risk and improving frac performance in unconventional gas and oil wells. Society of Petroleum Engineers. SPE 152596. 2012. 39 13 38 La SPE (Society of Petroleum Engineers) calcula que desde los años ‘50 a la fecha se han realizado más de 2,5 millones de fracturas en todo el planeta, correspondiendo un millón solo a los Estados Unidos40, la mayoría de ellas respondiendo a procesos de extracción de hidrocarburos convencionales. Sin embargo, la diferencia principal radica en la complejidad que plantea la geología para liberar los hidrocarburos, los volúmenes de agua y sustancias químicas utilizados en relación a la explotación convencional, y las características de las sustancias químicas que se inyectan para mejorar el desempeño del proceso, además de las posibles consecuencias en la calidad del agua subterránea y la posibilidad de que la inyección de fluidos a gran escala induzca a la sismicidad local o regional. Este trabajo se enfocará en aquellas actividades distintivas en la extracción de los recursos hidrocarburíferos no convencionales. La gestión de desechos de perforación es uno de los desafíos más importantes de la industria petrolera (Morillon et al., 2002). El lodo y los recortes generados durante el proceso de perforación (llamado “cutting”) son el mayor problema41 para el caso de los hidrocarburos convencionales. En algunos pozos se suelen generar hasta 500 toneladas de cutting, los que hay que disponer en forma adecuada42. A estos dos tipos de desechos debemos agregar –para el caso de los no convencionalesgrandes volúmenes de la llamada “agua de retorno” o flowback, que no es sino el fluido de fractura que regresa a la boca del pozo –una vez que cedió la presión que fracturó la roca de esquisto-, traída por la presión de salida del hidrocarburo, que arrastra además otros elementos químicos removidos de la roca fracturada. El desafío de la gestión ambiental es procesar todos estos residuos y efluentes de la manera más rápida, económica y amigable con el ambiente, intentando recuperar la mayor parte del agua para utilizarla en nuevas etapas de la fractura hidráulica o la inyección para la perforación de nuevos pozos, o en lo que llamamos Muriel García, M. et Al., Determination of the risk condition for the drilling cuttings re-injection process into depleted wells in two offshore platforms at the southwest of the Campeche Sonda, en Revista del Instituto de Investigaciones FIGMMG Vol. 12, N.º 24, 82-93 (2009) UNMSM. 14 Idem 3. International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012. World Energy Outlook Special Report on Unconventional Gas. 2012. Página 40 41 42 recuperación secundaria de yacimientos maduros, cuando sea factible. La práctica muestra que solo un porcentaje menor del agua es reciclada43 y por lo general se inyecta en profundidad o, eventualmente, se envía a tratamiento y disposición final a través de operadores de residuos peligrosos autorizados por el Estado 44. Dos de los métodos de disposición final son los pozos de inyección y los pozos sumidero, que en los Estados Unidos son opciones ampliamente utilizadas por la industria, bajo la regulación de la EPA y las agencias estatales. A nivel general, las preocupaciones más relevantes respecto de los impactos ambientales pueden concentrarse en las siguientes45: a. Sismos inducidos por el desplazamiento de fallas cercanas a los pozos; b. Contaminación del agua subterránea y posiblemente de las fuentes de agua para consumo humano con gases naturales y otras sustancias químicas; c. Emisiones a la atmósfera de componentes volátiles tales como dióxido de carbono y metano; d. La fuga de lodos de perforación y otros efluentes de las piletas de contención que pudieran afectar recursos hídricos superficiales. A su vez, algunos de los aspectos geológicos relevantes que se relacionan con los impactos ambientales, son los siguientes46: 43 Ver porcentajes de recuperación en página 9. En Argentina y para la producción de hidrocarburos convencionales es común la inyección del agua coproducida en los llamados pozos de inyección, con la finalidad de promover dentro de la formación la recuperación secundaria del hidrocarburo. También se los suele inyectar en pozos sumidero, generalmente dentro de los yacimientos, donde el agua coproducida tiene disposición final en formaciones que normalmente no son las productoras de hidrocarburos. Sin embargo, con la fracturación hidráulica se adiciona al proceso global un volumen mucho mayor de efluentes que podría generar problemas para la gestión ambiental del yacimiento, con lo cual será necesario desarrollar la logística y las instalaciones para el tratamiento del agua y eventualmente, el reciclaje, consistentes con las tasas de producción de flowback. Página Healy, D. Fracking: Current Knowledge and Potential Environmental Impacts. Department of Geology and Petroleum Geology, University of Aberdeen. Aberdeen, United Kingdom. 2012. Se trata de un estudio a pequeña escala realizado por la Universidad para la Agencia de Protección Ambiental de Irlanda. [Nota: traducción del autor] 45 15 44 a. La comprensión limitada de los patrones de fractura de la rocas y de los procesos dentro del esquisto; b. La habilidad limitada para predecir y cuantificar la red de fracturas permeables en el subsuelo antes de la perforación; c. La precisión con la que puede determinarse la geometría (tamaño o extensión, posición, espesor) de las formaciones de esquisto y los acuíferos, especialmente en áreas con una historia geológica compleja. Algunos autores afirman que los riesgos primariamente dependen de la calidad e integridad del encamisado, la correcta cementación de los pozos y la gestión de los residuos en superficie, más que del proceso de fractura propiamente dicho47. Hay también un riesgo significante derivado de la naturaleza y el destino de los fluidos utilizados en la perforación y en la fracturación hidráulica, así como de los efectos del gas liberado. Posiblemente los mayores impactos ambientales dependan de la logística asociada a la extracción de los hidrocarburos y el manejo de las operaciones de perforación en superficie. A su vez, y dentro de las actividades de perforación, la USEPA (United States Environmental Protection Agency) reconoce 5 grandes áreas de trabajo que podrían provocar impactos ambientales negativos a la calidad del agua48, a saber: a. Adquisición, recuperación y manejo de grandes volúmenes de agua de las operaciones de perforación (aguas coproducidas) y fracturación hidráulica (flowback); b. Derrames de fluidos para la fracturación hidráulica en superficie o cerca de acuíferos al momento de verter los químicos al agua y realizar la mezcla; Ídem 11. 47 Ibid. 48 Ibid. Página 46 16 c. La inyección y proceso de fractura propiamente dicho; d. Derrames de aguas coproducidas o agua de retorno (flowback) en superficie o cerca de acuíferos en la misma operación del pozo; e. Inadecuado tratamiento de aguas provenientes de las operaciones de perforación y fracturación hidráulica. Es cierto que la fractura hidráulica –como técnica de estimulación- no es la culpable exclusiva de la contaminación del suelo, el agua o del aire. Es el conjunto de operaciones que acompañan a esta técnica la que genera los mayores riesgos de contaminación que se traducen en derrames en superficie, contaminación de acuíferos, etc., y es precisamente el mal manejo de las operaciones la que deviene en accidentes con sus consecuencias ambientales. Por ello el factor humano es crucial para minimizar los riesgos. Otra de las acciones que involucran impactos ambientales negativos es el incremento del tráfico de camiones, a consecuencia del proceso de perforación y terminación del pozo, que guarda similitud con la explotación de hidrocarburos convencionales, pero a mayor escala debido a los mayores volúmenes de agua, arena y sustancias que es necesario transportar hasta el área de perforación, así como de los equipos móviles que proporcionan presión para la inyección, el traslado fuera del yacimiento de las aguas residuales y el mantenimiento de las instalaciones. Este periodo podría durar 45 a 60 días, pero hay literatura que ubica este lapso de tiempo entre 20 y 30 días49, mientras que el conjunto de operaciones desde la apertura de caminos hasta el momento de la producción podría resultar en un periodo que va desde los 500 a los 1.500 días, según algunos autores y organismos públicos50. Ground Water Protection Council. Modern Shale Gas development in the United States: a Primer. U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy and National Energy Technology Laboratory. Oklahoma, 2012. Página New York State. Supplemental generic environmental impact statement on the oil, gas and solution mining regulatory program’ by the New York State Department of Environmental Conservation Division of Mineral Resources, 2009. 50 17 49 Entonces, los riesgos e impactos de los procesos y el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales pueden dividirse en51: a. Contaminación de las fuentes de agua subterránea por fluidos de la fractura hidráulica o contaminantes movilizados derivados de: i. Fallas en el encamisado del pozo (casing); y/o ii. Migración desde el subsuelo; b. Contaminación de la tierra y del agua superficial, y potencialmente del agua subterránea, a través de la superficie, que surjan de: i. Derrames de aditivos utilizados en la perforación, fractura hidráulica y terminación/completación del pozo; y, ii. Derrame de tanques, ruptura de piletas de contención de aguas de retorno debido a tormentas, roturas de facilidades conteniendo lodos y recortes de perforación (cutting) o agua de retorno (flowback); c. Almacenamiento, transporte y tratamiento de aguas residuales; i. Fugas de tanques; ii. Vuelcos intencionales; d. Impactos a la tierra y al paisaje provenientes de; i. Pérdidas en los equipos de perforación y las locaciones; ii. Instalaciones de almacenamiento o tanques; e. Rutas de acceso i. Accidentes con fugas de aditivos y aguas residuales; ii. Polvo y emisiones de combustible; Broderick, J. et Al. Shale gas: an updated assessment of environmental and climate change impacts. Tyndall Centre. University of Manchester. UK. 51 Página 18 iii. Accidentes automovilísticos; f. Impactos ocasionados durante la construcción y desarrollo del pozo: i. Ruido / contaminación lumínica o sonora durante la perforación y terminación del pozo; ii. Impacto del tráfico local; iii. Impactos sísmicos a. por lubricación de fallas con fluidos de fractura inyectados a gran escala; b. por inyección de aguas residuales de la fractura hidráulica a pozos profundos; c. por propagación de fracturas; Un elemento central del análisis, es que en la evaluación de impactos ambientales hay poco margen para la generalización, debido a que cada proyecto de exploración/explotación es distinto del otro, ya sea por las complejidades geológicas, las propiedades químicas y mecánicas del reservorio, el factor humano, el clima, los proveedores, los controles ambientales, los equipos disponibles al momento de la perforación, los aditivos disponibles al momento de la fracturación, etc., lo que convierte a cada identificación y valoración de impactos en un proceso fuertemente predictivo, a pesar de la experiencia acumulada en un yacimiento, de la capacitación de los equipos de trabajo y del seguimiento estricto de los procedimientos. Siempre aparecen factores no contemplados que obligan a cambios de último momento, por lo cual el análisis, si bien puede contener elementos relevantes para la toma de las decisiones, es altamente prospectivo y en cierta manera “especulativo”. Este trabajo hace hincapié en esta situación, ya que hay muy pocos datos disponibles sobre la forma de trabajo de campo con no convencionales en la Argentina disponibles fuera de la industria, y por ello no hay años desarrollando esta técnica. Página volcarlas a la realidad local, en especial la de los Estados Unidos, que lleva varios 19 otra opción que realizar análisis comparativo con experiencias en otras latitudes y Impactos ambientales del proceso de exploración y explotación de petróleo y gas a nivel de sitio Los impactos de la actividad comienzan durante la exploración, donde según la técnica utilizada, se llega a conclusiones preliminares más o menos precisas acerca de la presencia de hidrocarburos en el subsuelo. El paso de camiones vibradores y las microexplosiones subterráneas provocan el primer efecto en el alejamiento de la fauna, rotura de plantas por pisoteo de los camiones y pérdida de hábitats de la microfauna cavícola, aves, etc.; esto impacta negativamente sobre la distribución de las poblaciones de fauna silvestre y la biodiversidad. Las plantas leñosas que mueren pasan a formar parte de la necromasa, que en ambientes áridos incrementa las posibilidades de propagación de incendios. Y si bien un buen porcentaje de las plantas se recupera luego del pisoteo, es evidente que quedan efectos negativos sobre el suelo y la flora a partir del paso de los camiones a campo traviesa. La ecuación aumento de la necromasa - incremento de incendios, trae como impacto ambiental negativo la pérdida de biodiversidad y una disminución de la capacidad del campo para el desarrollo productivo primario (esta situación se da en el caso de actividad pecuaria conviviendo con actividades que podrían provocar la situación mencionada). Luego tenemos la apertura de caminos hasta el sitio donde se desarrollará la locación, en la práctica un cuadrado de 100 por 100 metros en la explotación de hidrocarburos convencionales, que para el caso de no convencionales aumenta por la gran cantidad de equipos adicionales necesarios para las tareas de suministro de agua, arena y aditivos, pudiendo llegar en promedio a las 2 hectáreas. Allí tenemos el desmonte de toda el área que incluye los caminos de acceso y la locación propiamente dicha, junto con la nivelación del terreno. La diferencia para los pozos de hidrocarburos no convencionales es que el equipamiento logístico se incrementa notablemente, debido a que es necesario disponer de agua y sustancias de fractura en la roca, espacio para almacenar el agua de retorno y todos los 20 desechos generados, que para el caso de los no convencionales son mayores Página químicas diversas en grandes volúmenes, grandes equipos para generar la presión debido a que las perforaciones suelen tener mayor longitud, lo cual genera mayor cantidad de materiales extraídos. Este impacto sobre el uso de la tierra por lo general es irreversible, ya que las locaciones rara vez suelen utilizarse para otras actividades una vez que la industria petrolera o gasífera se ha retirado del lugar. Incluso en algunos sitios la presencia de picadas y viejos caminos petroleros ha favorecido el ingreso de cazadores furtivos a áreas hasta ese momento inaccesibles, lo cual significa una fuerte presión a la fauna silvestre. Esto no implica negar los enormes beneficios que los caminos petroleros brindan a las comunidades alejadas de los centros urbanos. El tráfico de camiones es una fuente importante de emisiones a la atmósfera y contribuye a los impactos negativos a la calidad del aire, junto con los motores generadores, y el venteo de gases de los pozos. Si bien no hay estudios específicos sobre la contribución específica del transporte dentro de una operación de explotación hidrocarburífera, existen algunas aproximaciones que pueden tomarse en cuenta para los futuros desarrollos en el país. Según la EPA, y basado en datos del NPS (National Park Service) ha estimado entre 300 y 1.300 camiones por pozo, para el área de Marcellus Shale52. Por su parte, ICF International asegura que el tráfico estimado para un pozo es en promedio de 330 camiones53. Por su parte, el MIT considera que en una típica explotación de no convencionales la cantidad de viajes está entre 890 y 1.34054. Esto conlleva además el impacto por las emisiones atmosféricas provocadas por el movimiento de los camiones y equipos pesados, NPS (National Park Service).Potential development of the natural gas resources in the Marcellus Shale, New York, Pennsylvania, West Virginia, and Ohio. Washington, DC: Department of the Interior. 2008. Disponible en http://www.eesi.psu.edu/news_events/EarthTalks/2009Spring/ materials2009spr /NatParkService-GRD-M-Shale_12-11-2008_view.pdf. ICF International. (2009a, August 5). Technical assistance for the draft supplemental generic EIS: oil, gas and solution mining regulatory program. Well permit issuance for horizontal drilling and high-volume hydraulic fracturing to develop the Marcellus Shale and other low permeability gas reservoirs—Task 2. Albany, NY: ICF Incorporated, LLC, New York State Energy Research and Development Authority, 2010. Disponible en http://www.nyserda.org/ publications/ICF _Task_2_Report_Final.pdf, en USEPA. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C., 2011. 21 Moniz E., Jacoby H. Et. al. The future of natural gas: an interdisciplinary MIT study. Massachusetts Institute of Technology, 2012. Página 52 53 54 que resultan en un incremento de los gases de nitrógeno, carbono e hidrocarburos en el aire, que puede afectar localmente la calidad del aire. A nivel acumulativo, tenemos que todo este movimiento, sumado al venteo y/o quemado de gases en los pozos y las fugas provocadas durante el proceso de fractura, contribuyen notablemente al calentamiento global, como se analizará más adelante. El Estado de Nueva York realizó en 2009 un cálculo del movimiento de camiones dentro de un yacimiento, basado en un conjunto de 6 perforaciones horizontales en una misma locación y dos estimaciones (mínima y máxima), llegando a una cantidad de visitas de camiones entre 685 y 1.050 para cada pozo y entre 4.315 y 6.590 para el total, siendo que el 90% del tráfico estaba asociado al proceso de fractura hidráulica55. Por su parte, según el Departamento de Ambiente del mismo Estado de Nueva York, que realizó un cálculo específico para un solo pozo, resulta que una operación de fractura requiere una logística de entre 800 y más de 2000 camiones56. Lógicamente la diferencia en las cifras deviene de la toma de diferentes términos de referencia y distintas situaciones, lo cual no invalida los datos, aunque hace necesario disponer de ejemplos locales para ajustar el análisis. El tráfico intenso incrementa el riesgo de accidentes y consecuentemente los impactos ambientales negativos sobre la flora, la fauna y la salud pública, sobre todo si las áreas de explotación comparten el territorio con otras actividades como agricultura, ganadería, se encuentran cerca de zonas urbanizadas o son transitadas camino al yacimiento. Luego tenemos todos los impactos negativos provocados por el vuelco de aguas coproducidas, las empleadas en la perforación, la fracturación y el traslado de las aguas residuales a los sitios de tratamiento y disposición final. Estos afectan 56 Idem. Página New York City Department of Environmental Protection (NYCDEP). Rapid Impact Assessment report: Impact Assessment of Natural Gas Production in the New York City Water Supply Watershed. 2009, pág. 29. 55 22 mayormente el suelo que contactan, y eventualmente pueden contaminar el agua superficial y los acuíferos, dependiendo de varios factores como el volumen del derrame, el tipo de producto presente, los tiempos de respuesta para acotar el daño, etc.; en la actualidad la técnica conocida como de “locación seca”57 reemplazó a la anterior que depositaba los lodos en piletas naturales (con la consecuente filtración a las capas inferiores del terreno y eventualmente la contaminación de fuentes de agua subterránea). Usualmente los recortes se envían a tratamiento térmico (incineración en horno) y luego van a disposición final58. También debemos agregar que en relación al pozo, la rotura del encamisado (casing) o del cemento que protege el terreno del paso de las herramientas de perforación, las sustancias inyectadas y los hidrocarburos extraídos, puede provocar fugas que eventualmente podrían tomar contacto con el agua subterránea. Incluso una rotura mayor del pozo podría comunicar fuentes de agua dulce y salada y contaminarlas sin necesidad de la presencia del hidrocarburo, que es lo que suele ocurrir con pozos de agua que resultan abandonados o que han sido mal construidos. Otros impactos devienen de la pérdida de hidrocarburos de las operaciones de extracción, depósito transitorio en tanques o de la maquinaria que se utiliza. Las lluvias pueden provocar desbordes de las piletas con fluidos de perforación si no hay suficiente previsión con el manejo de los volúmenes, sitios de descarga ante emergencias o alguna acción para prevenir la contingencia. A veces las malas prácticas o los imprevistos resultan en fugas de hidrocarburo que contaminan el suelo o el agua superficial. Normalmente la gestión ambiental petrolera tiene elementos preventivos como mantas o geomembranas que pueden retener ciertos volúmenes de contaminantes, pero si no son advertidos a tiempo o si se satura la En la locación seca los residuos sólidos de la perforación se separan con máquinas centrífugas y zarandas y se depositan con muy poca humedad dentro de contenedores para disponerlos posteriormente. La fracción líquida se trata para separar los sólidos finos, que tiene el mismo destino que el cutting (este procedimiento se conoce como “dewatering”), y el líquido es utilizado para preparar nuevos barros y agregarlos al circuito de barro de la torre de perforación. Página En Argentina la empresa Petrobras s.a. utilizó recortes de perforación para la construcción de una locación como experiencia piloto, con buenos resultados preliminares en cuanto a parámetros físicos y químicos. Ver Chiappori, L., Follis E., Kocina, S. y Luna, R. Utilización de recortes de perforación en la construcción de locaciones. Revista Petrotecnia, Octubre 2013. Año 53, Nro. 5. 58 23 57 capacidad de los materiales absorbentes, el derrame llega ineludiblemente al suelo y lo contamina. Esto impacta en la distribución y dominancia de comunidades de flora, pérdida de hábitats para aves y otros animales y en una pérdida general de productividad del ecosistema. La recomposición del daño es por lo general imposible, y solo puede alcanzarse un resultado medianamente satisfactorio con tareas de remediación que incluyen el descalzado del suelo (y la pérdida de la capa fértil), su tratamiento (a través de la técnica de landfarming, lavado, biopilas u otra) y la revegetación del sitio con especies nativas, cuando es factible. Fuera de las operaciones cotidianas de perforación y extracción de hidrocarburos, la construcción de la locación, el mejoramiento y estabilización de los caminos de acceso requiere de áridos que suelen extraerse de canteras cercanas, con lo cual hay un efecto sobre la morfología del terreno, desmonte de flora silvestre y otros que podrían provocar la disminución de la capacidad de escurrimiento del terreno, la formación de cárcavas, etc., lo cual impacta negativamente en el paisaje y podría acarrear perjuicios aguas abajo en caso de lluvias por una mayor deposición de sedimentos; luego tenemos los residuos de tipo domiciliario generados por la presencia de las cuadrillas de operación, y aquellos residuos generados por las actividades de perforación y terminación del pozo, que usualmente son clasificados y van a contenedores, pero que a veces se dispersan ocasionando impacto negativo a la calidad del paisaje. Dentro de los residuos líquidos (lodos, aguas de retorno, lubricantes, etc.) se pueden tratar in situ o llevarlos a planta de tratamiento. En el primer caso, existe riesgo de fugas en cañerías y juntas mal cerradas, atascamiento de la planta móvil y otros eventos que pueden provocar pérdida del residuo que contaminará el suelo y eventualmente fuentes de agua superficial y subterránea en función de las características de la zona y del vertido. Para el caso del traslado a planta de tratamiento, los impactos sobre el suelo y los recursos hídricos se dan cuando hay fugas durante el traslado de tanques a los camiones o accidentes que Página vuelcos clandestinos. 24 provoquen vuelcos de líquidos contaminados. También se contabilizan casos de Un tema de gran relevancia para la industria es la adquisición de la arena necesaria para sostener las fracturas realizadas por la presión del agua. Esta arena debe tener características físicas y mecánicas especiales que no se encuentran en cualquier cantera, por lo cual, y en función de la evolución de los plays y los proyectos de perforación de las distintas empresas, podría existir una fuerte presión sobre las canteras descubiertas, aún a cientos de kilómetros del área de explotación, lo que también debe considerarse un impacto ambiental negativo sobre los recursos de aquellas zonas. Luego tenemos los venteos de gas a partir de los ensayos de producción del pozo, o durante la perforación cuando se atraviesan bolsas de gas, que suelen ventearse para aliviar la presión dentro del pozo. Estas y otras actividades generan emisiones gaseosas que provocan contaminación atmosférica, y por ende, impactan negativamente sobre la calidad del aire. Una práctica de la industria es quemar ese gas en antorcha, aduciendo cuestiones económicas pero también ambientales, ya que los gases de la combustión tienen un efecto menor sobre la atmósfera que el venteo, siendo el metano (el gas crudo venteado) es varias veces más potente que el dióxido de carbono (uno de los productos de la combustión) para provocar el calentamiento global. Sin embargo, cualquiera sea la opción, el impacto ambiental negativo sobre la calidad del aire está presente. Finalmente, las tareas de remediación de la locación o la llamada “reducción de la locación” cuando el pozo ha sido terminado y se procede a la etapa de extracción del crudo o el gas, provoca una serie de efectos sobre el suelo y el aire que podrían constituirse en un impacto positivo (en relación a la situación inmediatamente anterior), al verse rehabilitadas algunas de las funciones básicas del área con las tareas de revegetación, retiro de maquinarias que ya no se utilizarán, reducción en Es importante destacar que la perforación del subsuelo y la fractura hidráulica del esquisto requiere de mayores inversiones que los pozos de hidrocarburos Página Impactos ambientales relacionados con la coyuntura económica 25 el tráfico de vehículos, etc. convencionales, con una vida útil bastante menor y un mantenimiento más costoso, todo lo cual conspira para la optimización de la renta. Si para el caso del gas, el crecimiento de la oferta en Argentina provocara el mismo efecto sobre el precio que en los Estados Unidos, implicará que muchas empresas que toman crédito asumiendo un precio más alto de los hidrocarburos, podrían tener reveses financieros que las hagan desistir del negocio. En este contexto, bastante probable en el mediano plazo, es alta la posibilidad de que queden pozos abandonados o que no sean cerrados adecuadamente, lo que transforma inmediatamente el activo en un pasivo ambiental del que alguien (léase el Estado) deberá hacerse cargo, si no hay cláusulas muy específicas sobre el particular. El impacto en este caso es negativo, continuo, de manifestación inmediata y de mediano/largo plazo de duración, dependiendo del capital disponible para remediar las áreas abandonadas. Será necesario hacer uso de los mecanismos de reaseguro previstos en la ley de presupuesto mínimo N° 25675 para la compensación y el seguro ambiental, como mínimo. Otro impacto se relaciona con el precio de la tierra. Tener una propiedad en un área de explotación hidrocarburífera tiene dos lados de una misma moneda. Por una parte el propietario –ahora superficiario- debe recibir un canon por parte de la empresa petrolera por el acceso a sus tierras, lo cual puede significar un buen aporte económico que a veces no se obtiene con actividades extensivas como la ganadería menor, sobre todo porque muchas de las actuales áreas de concesión petrolera se ubican en territorios yermos, donde las actividades no están centradas en producciones primarias de gran impacto como la agricultura o la ganadería intensiva. Sin embargo, tanto los territorios aledaños como aquellos que ya han sido abandonados por la actividad petrolera, bajan estrepitosamente su valor inmobiliario, ya que por lo general las tierras quedan degradadas por el uso de los caminos y el abandono de las locaciones, las cuales normalmente no tienen muy lentos. De hecho, hay picadas utilizadas en exploraciones de los años ‘40 y ´50 que la naturaleza nunca pudo cicatrizar, que pueden observarse perfectamente en Página agua de lluvia disponible y los ciclos de sucesión de la naturaleza, que suelen ser 26 procesos de rehabilitación ecosistémica, quedando por muchos años a merced del fotos satelitales o fotografías aéreas. Es decir, que la presencia de hidrocarburos altera las condiciones del mercado inmobiliario con resultado negativo por la baja en el valor final de la tierra. Otro caso se presenta cuando la propiedad de la tierra no es clara, o es reclamada por varios tenedores o hay superposición de títulos, muy frecuente en algunas regiones del país, lo que obstaculiza el reconocimiento de las empresas petroleras a los propietarios, y por ende, no se les paga canon, lo cual convierte el proceso en un interminable conflicto judicial de incierto resultado. Otro elemento a tener en cuenta es el precio de la compra y alquiler de viviendas. La llegada de una empresa petrolera implica casi inmediatamente el aumento de los alquileres por una mayor demanda, lo cual arrastra otros precios asociados. El aumento de los precios podría expulsar a sectores más vulnerables de la población, favorecer la migración de jóvenes que no consiguen vivienda o un empleo en el sector petrolero o de servicios a la industria, y provocar tensión social. Otro impacto negativo podemos asociarlo con el deterioro de la infraestructura pública utilizada por las compañías, cuyo mantenimiento no es totalmente tenido en cuenta por los gobiernos. Ocurre entonces que este costo debe ser absorbido por el Estado y pasa a convertirse en una merma para los ingresos que recibe en concepto de regalías, una externalidad negativa de la que alguien deberá hacerse cargo y por lo general no son las empresas. El agua: elemento central del proceso de fracturación hidráulica Una primera consideración es el cambio de visión de la industria del petróleo y el gas respecto del agua durante los últimos 20-25 años. Antiguamente las aguas residuales eran consideradas un simple desecho del que había que deshacerse de la manera más económica posible. Simplemente se la vertía a campo abierto o se la utilizaba para regar caminos, en el mejor de los casos. Con la llegada de la conciencia ambiental, los vertidos generaron conflictos sociales, algunos de los cuales repercutieron en enormes pérdidas para las compañías. En mucho ayudó al Página daño ecológico al proceso de vertido. Posteriormente, y con el crecimiento de la 27 legislación ambiental la disposición de estos desechos adquirió la dimensión del desarrollo de esta conciencia ciudadana los desastres con los buques petroleros como el Exxon Valdes a fines de los ´80, el Sea Empress o el Prestige hace pocos años. A nivel nacional, casos como el de Laguna Llancanelo (Mendoza) contra Repsol YPF y el de los superficiarios de la Patagonia, representaron cambios de paradigma en la relación del sector petrolero con el ambiente. Respecto del agua, un primer tema es el origen de la misma. De dónde se la consigue y traslada a la locación. Luego tenemos la incorporación de la arena y los aditivos para inyectarla al pozo, y finalmente resolver el destino final de las aguas contaminadas que se han recuperado (flow back) del proceso de fracturación hidráulica. A esto hay que sumarle el agua utilizada para la perforación (lodo de perforación) y la que viene junto con el hidrocarburo cuando es extraída (agua coproducida). Para 2010 en los Estados Unidos la producción de crudo y gas ascendía a más de 2 mil millones de barriles anuales, mientras que el agua coproducida alcanzaba los 14 mil millones de barriles (2 billones 226 mil millones de litros) para el mismo periodo59 60. Para pozos de campos petrolíferos o gasíferos maduros 61 o yacimientos no convencionales esta relación podría ampliarse a un promedio de 40 barriles de agua por cada barril de crudo producido (API, 2006). Por regla general, a mayor edad de los yacimientos, mayor es la relación agua/crudo/gas que se obtiene. Si esta relación fuese válida para Argentina, de acuerdo a la producción que el gobierno nacional estimó para 2013 por la producción de 100 pozos de petróleo y gas62, y 10.000 barriles diarios, a una relación muy moderada a optimista de 1:20 en volumen (hidrocarburo/agua), y US Department of Energy and National Petroleum Technology Office. A guide to practical management of produced water from onshore oil and gas operation in the United States , 2006. 59 60 Un barril de petróleo estadounidense equivale a 159 litros. AEN Argentina en Noticias. Vaca Muerta: hacia un nuevo paradigma estratégico en soberanía energética. Número 74, Agosto 2013. 62 Página convención, aquellos que entregan menos de 10 barriles de crudo por día o 60 millones de m3 de gas por día. En los Estados Unidos se le suelen llamar “Stripper Wells” y constituyen el 75 % de los pozos en producción, lo cual ha forzado a ese país a desarrollar los no convencionales para evitar el colapso de la industria y la dependencia de las exportaciones de los países árabes. 28 61 Por asumiendo que esta relación se mantiene tanto para pozos de gas como de crudo, entonces tendríamos más de 11.450 millones de litros de agua coproducida para tratar solamente durante el año de referencia63. A esta enorme cifra tendríamos que adicionarle unos 400 millones de litros de agua con fluidos para la fracturación hidráulica, asumiendo una media de 10 millones de litros para cada fractura hidráulica, con una tasa de recupero del agua de retorno o flowback del 40 %64. A todo esto destacamos que quedarían en el reservorio cerca de 600 millones de litros de agua con aproximadamente 6 millones de litros de aditivos químicos utilizados en la fracturación hidráulica, asumiendo que los aditivos constituyen el 1 % del total en volumen inyectado en el pozo. Pensemos que el plan de inversión total de Vaca Muerta es de 1.500 pozos, con lo cual los cálculos realizados deberían multiplicarse por 15 veces. Definitivamente al día de hoy en las regiones donde se encuentran los principales yacimientos de gas y petróleo no convencionales no existe tal capacidad de tratamiento y disposición final de estas aguas residuales. Por otra parte, tenemos la posibilidad de que el agua de retorno que queda en el pozo luego de la fractura pueda fluir internamente hasta alcanzar otras formaciones, e incluso algún acuífero. Si bien los estudios preliminares demuestran que es poco probable que esto ocurra, será relevante el estudio de la geología local y regional ante cada proyecto de extracción de no convencionales para prevenir riesgos a la calidad del agua. Tomando en cuenta que un camión podría transportar aproximadamente 30.000 litros de aguas residuales, y que el 50% del volumen total producido se inyectara en pozos sumideros, en un año se necesitarían casi 200 mil viajes de camión para trasladar las aguas residuales, lo que en promedio implicaría un movimiento de unos 550 camiones diarios. Es necesario advertir que los vehículos que transportan agua al yacimiento no podrían ser los mismos que trasladen de regreso estos residuos por cuestiones de contaminación y de seguridad, y que el flujo de residuos seguramente no podrá ser dosificado regularmente a lo largo del año, ya que depende de los procesos de fractura, la curva de inversión del proyecto, la disponibilidad de otros equipos complementarios, etc., por lo tanto en algunos periodos se necesitarían muchos más vehículos disponibles por día. En este contexto, los tanques y tractores necesarios para la logística de transporte de los efluentes excede en mucho la capacidad actual y obviamente la futura si se completan los planes de YPF y las demás empresas, y debido a la demanda de este tipo de equipos (transporte de naftas y otros líquidos, las producciones regionales como el vino, cerveza, alcoholes, sustancias químicas, etc.), de ninguna manera podrían ser reasignados a las regiones hidrocarburíferas, sin provocar un enorme impacto a la producción de otras regiones por falta de logística de transporte a los mercados, aumento de los costos de flete por una menor oferta, etc. Página La industria asume una recuperación aproximada del 20 % del agua de retorno, con lo cual las restantes cifras podrían variar. 64 29 63 El IAPG en una publicación reciente manifiesta respecto de este tema que “las muy raras excepciones en las que el agua subterránea se vio afectada fueron debido a instalaciones defectuosas del encamisado protector, no a las fisuras en la roca generadora producidas por la estimulación hidráulica. Estas situaciones se resolvieron de inmediato, sin ningún impacto significativo”. También afirma que “en cuanto a las fisuras que produce la estimulación hidráulica, en la Argentina, la mayoría de las rocas generadoras de hidrocarburos se encuentra a no menos de 2500 metros bajo la superficie. Los acuíferos para agua de uso doméstico por lo general se encuentran a menos de 300 metros por debajo de la superficie, separados de las formaciones generadoras de hidrocarburos por numerosas formaciones impermeables. No existe ningún trayecto físico entre las formaciones de esquistos y los acuíferos. Por lo tanto, la posibilidad de contacto es casi imposible. De manera que la inyección de agua a alta presión no produce contaminación de acuíferos de agua potable.”. La hipótesis que se revela en este caso es la improbabilidad de que los fluidos migren en forma vertical hasta alcanzar los acuíferos, debido a la geología particular de las zonas donde se encuentran los reservorios en nuestro país, y que de existir esa posibilidad, la notable distancia entre las formaciones que son fracturadas y los acuíferos hacen imposible ese trayecto en tiempos medidos a escala humana, según la perspectiva del IAPG. La Universidad de Arlington realizó un estudio sobre 100 pozos de agua en la zona del yacimiento de Barnett Shale al norte de Texas, donde encontró metales pesados en concentraciones hasta 18 veces superiores a las permitidas por la EPA para contaminantes como arsénico, selenio y estroncio, encontrando asimismo metanol y etanol en el 29 % de las muestras, todas tomadas en un radio de 3 kms. alrededor de los pozos fracturados65. Si bien no se puede conectar directamente a las sustancias con los fluidos de fracturación ya que algunas de ellas ocurren Página Fontenot B. et al. An evaluation of water quality in private drinking water wells near natural gas extraction sites in the Barnett Shale formation. Department of Biology, Department of Chemistry and Biochemistry, and Department of Earth and Environmental Sciences. The University of Texas at Arlington. Edited by ACS American Chemical Society. 2013. Arlington. Disponible en http://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/es4011724 (accesado el 12 de enero de 2014) 65 30 normalmente en la naturaleza, la alta concentración, el patrón radial de la misma (a medida que las muestras se alejan de los pozos fracturados las concentraciones de las sustancias caen a niveles normales) y otros elementos permiten suponer que una causa probable haya sido la contaminación proveniente de las operaciones de fractura hidráulica. Es probable que los elementos migren por largos periodos a través de las fallas, y que el agua de retorno con sustancias removidas (entre ellas metales pesados) haya podido causar esta contaminación en los pozos de agua. De todas maneras es necesario profundizar los estudios de sitio, y fundamentalmente, obtener las líneas de base de cada región antes de autorizar la extracción de hidrocarburos con estas técnicas. Esto no quiere decir necesariamente que ocurra en la producción local, si se realizan controles exhaustivos, objetivos e independientes, sino que el hecho revela la probabilidad de ocurrencia, contra todo pronóstico. Es de gran relevancia para los ciudadanos y grupos ambientalistas la posibilidad de que el agua subterránea pueda ser contaminada por los fluidos de fracturación, aun descartando la eventual contaminación por pozos mal construidos. La idea de que los fluidos puedan migrar miles de metros hacia la superficie encuentra a muchos detractores, e incluso algunos estudios de simulación indican que existen pocas probabilidades de que esto suceda, pero recientemente algunas investigaciones han abierto la duda acerca de este hecho supuestamente improbable. Un estudio realizado en el área de Marcellus Shale por dos universidades66 sobre 426 muestras de agua de 3 acuíferos, y publicado por la Academia de Ciencias de los Estados Unidos en 2012, advierte que salmueras profundas han llegado hasta acuíferos transportándose cientos de metros hacia arriba, y si bien el estudio no menciona fluidos de la fractura hidráulica entre los elementos encontrados, se concentra en la teoría de que sería posible que otros fluidos viajen a través de los Nathaniel R. Warner, Robert B. Jackson, Thomas H. Darrah, Stephen G. Osborn, Adrian Down, Kaiguang Zhao, Alissa White and Avner Vengosh. “Geochemical evidence for possible natural migration of Marcellus Formation brine to shallow aquifers in Pennsylvania," Proceedings of the National Academy of Sciences, published ahead of print July 9, 2012. http://www.pnas.org /content/109/30/ 11961. Duke University y la California State Polytechnic University at Pomona (accesado el 9 de enero de 2014). Página 31 66 estratos hasta llegar a la superficie. Otro estudio afirma que en condiciones normales esto podría ocurrir en miles de años, pero que debido a las múltiples fracturas hidráulicas este periodo podría acortarse dramáticamente a cientos de años, e incluso arriesga la hipótesis de que podrían alcanzar –para la zona de Marcellus Shale- los acuíferos en 10 o más años67. Adicionalmente, otra preocupación es que el metano termogénico (el que procede de las formaciones fracturadas, en contraposición al metano biogénico que procede fuentes “orgánicas” y usualmente se encuentran en pantanos, plantas de tratamiento de aguas, etc.) pueda contaminar las fuentes de agua utilizadas para consumo humano o de ganado. Si bien esta posibilidad estaba limitada a fallas en la construcción y mantenimiento de los pozos, y a la existencia de un consenso dentro de la industria acerca de las pocas posibilidades de que la fracturación hidráulica acelere la migración del metano hacia la superficie y alcance los acuíferos, recientes estudios indicarían que esta última opción podría no ser tan improbable68, aunque es necesario advertir nuevamente que cada formación posee una geología particular que es necesario conocer como condición previa a la autorización de proyectos extractivos. El verdadero desafío no solo está en disminuir el impacto significativo sobre los recursos hídricos, sino en identificar, capacitar y equipar a los operadores y transportistas de residuos peligrosos para que resulte en una adecuada gestión de las aguas contaminadas en el proceso de fractura hidráulica y en las demás operaciones vinculadas a la extracción de hidrocarburos, y por sobre todo, fortalecer a la institucionalidad pública ambiental para mejorar la eficacia de los Myers T., Et al. Potential Contaminant Pathways from Hydraulically Fractured Shale to Aquifers. Groundwater Volume 50, Issue 6, pages 872–882, November/December 2012. 67 Stephen G. Osborna, Avner Vengoshb, Nathaniel R. Warnerb, and Robert B. Jackson. Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing. Center on Global Change, Nicholas School of the Environment, Division of Earth and Ocean Sciences, Nicholas School of the Environment, and Biology Department, Duke University, Durham. Edited by William H. Schlesinger, Cary Institute of Ecosystem Studies, Millbrook, NY, 2011. El artículo indica que se encontraron altos niveles de metano termogénico en pozos domésticos cercanos a sitios de fractura, en algunos casos con riesgo de explosión, en contraposición a otras muestras de pozos domésticos dentro del mismo sector y misma geología, pero que están alejados de los pozos de fracturación hidráulica, donde los niveles de metano son los de la normal ocurrencia para la zona. Página 32 68 controles y establecer mecanismos preventivos o de alerta temprana para el caso de incidentes, a fin de evitar los vuelcos clandestinos a cauces públicos o privados y a pozos autorizados para otras funciones. En Estados Unidos la EPA reportó numerosos incidentes con empresas petroleras que violaron normas de protección del agua69, mientras que en la República Argentina no existen registros completos para accesar que permitan evaluar el comportamiento de los operadores de la industria, en parte porque el control está a cargo de las provincias, que utilizan regulaciones locales que suelen diferir con cada jurisdicción, además de poseer criterios y niveles de control muy diferentes. Las sustancias utilizadas en la fracturación hidráulica Los fluidos utilizados en la fractura hidráulica han evolucionado en los últimos 60 años. En los Estados Unidos se han utilizado desde comienzos de los ’40, pero no fue hasta los ’80 y ’90 en que comenzaron a ser un tópico prevalente dentro de la ingeniería de la estimulación de pozos, aunque hay poca literatura que refleje los interrogantes ambientales. Los fluidos para estimular la producción del pozo mediante la fractura hidráulica se preparan antes de ser inyectados. El fluido puede ser a base de agua o de aceite, aunque podemos encontrar espumas, ácidos y gases, y en cualquiera de los casos se busca mejorar las propiedades de transporte de la arena que va a introducirse entre las grietas de la formación fracturada para mantenerlas abiertas, así que además del agente de transporte se agregan aditivos que tienen distintos objetivos, todos coadyuvantes a la finalidad de mejorar la producción de gas o petróleo. Una parte de los fluidos se recupera y otra permanece en el subsuelo. La tasa de recuperación dependerá de muchos factores, pero el mayor porcentaje se Página En United States Environmental Protection Agency. Office of Research and Development. Study of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources: Progress Report. 2012. EPA/601/R-12/011, pág. 37, se cita para un período de 6 años un total de 4.319 inspecciones donde se detectaron violaciones relacionadas a la fractura hidráulica solo en el reservorio de Marcellus Shale en Pennsylvania. 69 33 recuperará en las siguientes horas a la fracturación hidráulica, una vez que la presión sobre la formación cede y comienza a liberarse lentamente el crudo o el gas70. No hay un acuerdo sobre el porcentaje de recuperación, sin embargo hay consenso en que una presión de fractura menor provoca una menor recuperación, probablemente porque los fluidos pueden penetrar más profundamente en los intersticios de las rocas y quedar atrapados una vez que la presión se reduce y una parte de la fractura se cierra71. Básicamente, los aditivos incluyen usualmente un conjunto de sustancias químicas para 1) reducir la fricción dentro del pozo así la sustancia de sostén o apuntalamiento (o proppant en inglés) puede viajar a través de la formación con mayor facilidad, 2) eliminar el crecimiento de las bacterias dentro del pozo, y 3) prevenir la corrosión de la tubería del pozo72. En relación con las sustancias utilizadas, el IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) menciona en una publicación73 que las sustancias a aplicar son “entre 3 y 12 aditivos, dependiendo de las características del agua y de la formación que se fractura”. Entre las sustancias que menciona están el hipoclorito de sodio (lavandina comercial), el hidróxido de sodio (la soda cáustica), el carbonato de sodio, el bicarbonato de sodio, el ácido acético (el vinagre), el cloruro de sodio (la sal de mesa), el cloruro de calcio y otras que son de uso cotidiano a nivel general. Ninguna de ellas representaría un riesgo a la calidad del agua ni a la salud pública desde la perspectiva del IAPG. Sin embargo, en los Estados Unidos y Canadá donde esta técnica se viene desarrollando desde hace varios años, la nómina de sustancias es mucho más amplia, e incluye aditivos que poseen características de Recordemos que en la producción de gas o petróleo no convencionales, una vez fracturada la roca el hidrocarburo fluirá lentamente hasta alcanzar un caudal sostenido, contrariamente a lo que sucede con la producción convencional, en la que el pozo comienza su producción con grandes caudales, que paulatinamente disminuyen en relación directa al agotamiento del yacimiento. 70 Environmental Protection Agency. Characteristics of CBM Production and Associated HF Practices Evaluation of Impacts to Underground Sources June 2004 of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs. EPA 816-R-04-003 Chapter 3. 2004. Washington. Anadon, E. El ABC de los hidrocarburos en reservorios no convencionales. 1a. Edición. Buenos Aires. Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. 2013. 19 p. 73 Página Additional Fracking Chemical Substance Reporting Requirements Under TSCA May Further Complicate Landscape, Lawrence Culleen and Shailesh Sahay, Arnold & Porter LLP. 72 34 71 peligrosidad específicas como la toxicidad, la carcinogenicidad y otras, reconocidas en nuestro país por la ley nacional N° 24.051/92 de residuos peligrosos74. Es necesario recalcar que una sustancia puede no ser peligrosa en bajas dosis pero sí a altas concentraciones o en grandes volúmenes. También es necesario considerar la sinergia entre las sustancias empleadas, ya que dos sustancias pueden ser inocuas si se las trata separadamente, pero podrían ser altamente contaminantes o peligrosas para la salud humana si actúan juntas, y la frecuencia de la exposición a la sustancia también incide en la salud pública y en la resiliencia de los ecosistemas, y no podemos dejar de mencionar el efecto crónico que podrían tener algunas de estas sustancias si las personas son expuestas por largos periodos, aún a bajas concentraciones. Por ello, al evaluar el empleo de las sustancias, debe realizarse un análisis exhaustivo de todas estas variables. Un estudio realizado por el Comité de Energía y Comercio del Congreso de los Estados Unidos75, identificó cerca de 2500 productos comerciales utilizados para la fracturación hidráulica, conteniendo unos 750 químicos, de los cuales al menos 29 son cancerígenos, o representan riesgo para la salud pública, de acuerdo con la legislación estadounidense referida a la contaminación del aire o al agua potable. Estas sustancias estaban en, al menos, 650 productos comerciales76. Por su parte, Como contraparte a lo manifestado por una buena parte de la industria, las empresas deben declarar las sustancias que contienen los fluidos de fracturas y entregar hojas de seguridad para ser evaluadas ambientalmente bajo la legislación de la provincia de Neuquén, permitiendo a los evaluadores y a los ciudadanos conocer las consecuencias de una exposición a las mismas. Por ejemplo la empresa Total cuando fue evaluado su proyecto en Pampa de las Yeguas (shale gas, fm. Vaca Muerta) presentó hojas de seguridad para las sustancias glutaraldehido, acetato de amonio, ácido acético, quelato de cobre-EDTA, boratos, gasoil, octaborato de disodio tetrahidrato, goma guar, cloruro cuaternario alquilado, destilado de petróleo ligero hidrotratado, persulfato de sodio, perborato de sodio tetrahidrato, Poly(oxy-1,2-ethanediyl), alpha-(4-nonylphenyl)-omega-hydroxy -, ramificado, naftaleno, 1,2,4-Trimetilbenceno, Nafta de petróleo aromático pesado y otras, que prueban algunas ser tóxicas para el ser humano, ecotóxicas, corrosivas, irritantes, explosivas y otras características de peligrosidad que difieren de lo manifestado por el IAPG en su informe. La lista transcripta tiene como finalidad destacar la importancia de que las empresas, aun conociendo la sensibilidad ciudadana respecto al uso de sustancias peligrosas, opten por priorizar el acceso a la información pública antes que el secreto comercial o industrial. 74 Henry A. Waxman et. Al. United States House of Representatives. Committee on Energy and commerce. Chemical used in hydraulic fracturing. 2011. Washington DC. Página Si bien existen más de 1.000 compuestos presentes en todas las formulaciones comerciales, solo se utiliza un pequeño grupo de sustancias (normalmente entre 5 y 12) por cada pozo, en función de la geoquímica y las características intrínsecas de cada pozo. 76 35 75 otro estudio identificó 944 productos comerciales con un total de 632 sustancias químicas usadas en las operaciones de fractura hidráulica en pozos de shale gas, de las cuales se estudiaron 353 de esos compuestos, resultando que más del 75 % pueden afectar la piel, los ojos, y otros órganos sensoriales, y el sistema respiratorio y gastrointestinal. Entre el 40-50% de las sustancias podrían afectar el sistema nervioso y el cerebro, el sistema inmunológico, el cardiovascular y los riñones, 37% podrían afectar el sistema endocrino y el 25% podría ocasionar cáncer y mutaciones77. Los compuestos denominados BTEX –por las iniciales en inglés de Benceno, Xileno, Tolueno y Etilbenceno- aparecieron en 60 de los productos para fractura hidráulica en dicho estudio. Cada uno de estos compuestos está regulado por la ley de agua de bebida segura (SDWA o Safe Drinking Water Act) y como contaminante peligroso para el aire por la ley del aire limpio (Clean Air Act). El benceno también es un reconocido carcinógeno humano. Las empresas estadounidenses inyectaron 11,4 millones de galones (43.149.000 de litros) de productos conteniendo al menos una de estas sustancias durante el periodo 2005-200978. Además de la carcinogenicidad, muchos de los compuestos tienen otras características de peligrosidad como la ecotoxicidad, la toxicidad al contacto con el ser humano, la liberación de vapores tóxicos, inflamabilidad, explosividad, corrosividad y otras. Algunos de estos compuestos químicos, si no son dispuestos en forma segura y se permite su vertido en fuentes de agua destinadas al consumo humano, podrían dañar el ambiente o poseer riesgo a la salud humana. Durante la fractura hidráulica, los fluidos que contienen los compuestos químicos son inyectados a mucha profundidad en el subsuelo, donde su migración no es enteramente predecible. Las fallas en los pozos, tales como el mal uso de encamisados (el 78 Idem. Página Theo Colborn, Carol Kwiatkowski, Kim Schultz & Mary Bachran (2011): Natural Gas Operations from a Public Health Perspective, Human and Ecological Risk Assessment: An International Journal, 17:5, 1039-1056. 77 36 “casing”) o una pobre cementación, podrían llevar a la liberación de contaminantes a profundidades más someras, cercanas a las fuentes de agua para consumo79. Si bien parte de los fluidos de fractura son removidos desde el pozo al fin de la operación de fractura, una cantidad sustancial permanece en el subsuelo80. Debido a la resistencia ciudadana y la preocupación de algunas autoridades 81, la agencia ambiental estadounidense USEPA (United States Environmental Protection Agency) anunció en 2010 la realización de un gran estudio acerca de los efectos de la actividad sobre la salud pública y los ecosistemas, con énfasis en la protección de los recursos hídricos. En febrero de 2011 la EPA publicó un borrador metodológico sobre los alcances del estudio82 y en diciembre de 2012 un reporte preliminar83 84. Este anuncio movilizó a la industria del petróleo a cuestionar al organismo y a otros que pretenden establecer nuevos requerimientos más estrictos en el vertido de sustancias químicas al suelo o al agua85. Por ejemplo, el Pennsylvania’s Department of Environmental Protection ha citado a Cabot Oil & Gas Corporation por contaminación de pozos de agua para ingesta con filtraciones causadas por un encamisado defectuoso por una cementación impropia de un pozo de gas natural. Ver Officials in Three States Pin Water Woes on Gas Drilling, ProPublica (Apr. 26, 2009) Disponible en www.propublica.org/article/officials-in-three-states-pin-water-woes-on-gas-drilling-426 (accesado el 12 de enero de 2014). 79 John A. Veil, Argonne National Laboratory, Water Management Technologies Used by Marcellus Shale Gas Producers, prepared for the Department of Energy. 2010. 80 La agencia ambiental en Wyoming realizó una investigación en forma paralela a la desarrollada por la EPA a nivel nacional, encontrando sustancias típicas de los fluidos de fracturación en pozos de agua en niveles hasta 50 veces superiores a los permitidos, en la zona del play Pavilion shale. Ver EPA Finds Compound Used in Fracking in Wyoming Aquifer. http://www.propublica.org/ series/fracking/epa-finds-fracking-compound-in-wyoming-aquifer.htm 81 U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. 2011. 82 United States Environmental Protection Agency, Office of Research and Development. Study of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources United States Environmental. Progress Report. EPA 601/R-12/011. 2012 Disponible en http://www2.epa.gov/ hfstudy/study-potential-impacts-hydraulic-fracturing-drinking-water- resources-progressreport-0 83 Sin embargo, no había sido el primer trabajo sobre el tema. En 2001 la EPA realizó una investigación preliminar acerca del impacto de la explotación de metano sobre las fuentes de agua para consumo humano. Ver Horsley & Witten, Inc. (2001), Draft Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs, prepared for the US EPA, Washington, DC. Página Cullen, L. and Sahay S. Additional Fracking Chemical Substance Reporting Requirements Under TSCA May Further Complicate Landscape. Arnold & Porter LLP, October 2012. 85 37 84 Un análisis comparativo realizado por el NRDC (Natural Resources Defense Council)86 en los Estados Unidos acerca de la legislación de los Estados que obliguen a las empresas a revelar los nombres de las sustancias utilizadas en la fracturación hidráulica y a publicarlas sin el pedido expreso de los ciudadanos, encontró que solo 14 de 29 Estados donde hay explotación de hidrocarburos no convencionales tienen algún nivel de divulgación de las actividades de las empresas y de las sustancias utilizadas, mientras que más de la mitad de los Estados no establece requerimientos de divulgación de ninguna clase, y de los que tienen legislación, ninguno proporciona información comprensible al público. Con este panorama el NRDC advierte que el cumplimiento de las normas podría ser improbable87. Otro tema que surge relevante es la difusión de los componentes químicos de las formulaciones que se utilizan para la fracturación hidráulica. Al respecto, el IAPG manifiesta que “La información sobre los aditivos químicos que se utilizan en los fluidos de estimulación hidráulica no es secreta ni reservada, y se encuentra a disposición de las autoridades de aplicación y regulatorias”, sin embargo esto no ocurre así en los Estados Unidos, país que tiene la más larga experiencia en el desarrollo de esta técnica88 89, con lo cual existe la posibilidad de que la lista publicada con el tiempo se amplíe para incorporar nuevas formulaciones NRDC (Natural Resources Defense Council) es una organización ambientalista estadounidense nacida en 1970, con más de 1.3 millones de socios y activistas online, especializada en temas de salud pública, la protección de los recursos naturales y el ambiente. www.nrdc.org. 86 McFeeley, M. State Hydraulic Fracturing Disclosure Rules and Enforcement: A Comparison. Natural Resources Defense Council. Issue brief july 2012 ib:12-06-A 87 Henry A. Waxman et. Al. United States House of Representatives. Committee on Energy and commerce. Chemical used in hydraulic fracturing. 2011. Washington DC. En este reporte del Congreso se advierte el desinterés de las empresas por develar los componentes químicos de los productos comerciales, amparándose en el secreto industrial y/o comercial. 88 La EPA en su estudio preliminar manifiesta que “mucha de la información concerniente a la identidad y concentración de los químicos de los fluidos utilizados en la fracturación hidráulica es considerada por la industria como de su propiedad, y por lo tanto, confidenciales. Esto hace que la identificación de la toxicidad y los efectos asociados sobre la salud humana con esos químicos, sea dificultosa.”. Ver U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. February 7, 2011. [Nota: traducción del autor] Página 38 89 comerciales que pudieran incluir sustancias peligrosas para la salud humana y la de los ecosistemas. Por su parte, las empresas fabricantes de los productos y algunas empresas petroleras buscan excepciones a la norma90 91, lo cual ha originado un frondoso debate acerca de la conveniencia de revelar el contenido químico de las sustancias que se inyectan durante la fractura hidráulica92. A nivel nacional, la ley de presupuestos mínimos N° 24.831 de acceso a la información ambiental podría facilitar información relevante en este sentido a partir de la solicitud al estado y empresas vinculadas con servicios públicos o con participación del estado, siempre y cuando se contase con la buena voluntad de las empresas, que podrían argumentar el secreto industrial o comercial como condición para no entregar este tipo de datos, lo cual está contemplado en el art. 7mo. como causal para la denegación de información. Siendo esta la postura, sin dudas la cuestión debería dirimirse en la justicia. Sin embargo, es necesario delimitar claramente las diferencias entre secreto comercial, secreto industrial y el derecho al acceso a la información ambiental, pero de manera preventiva, ya que al momento de requerir la información, esta podría prolongarse en el tiempo debido a presentaciones judiciales, medidas de no innovar y otras que podrían obstaculizar el verdadero objetivo que es la prevención de la contaminación. La fractura hidráulica y los sismos Una de las preocupaciones ciudadanas tiene relación a la capacidad potencial que tiene la fracturación hidráulica para ocasionar sismos, basada en noticias que han http://www.propublica.org/series/fracking/gas-execs-call-for-disclosure-of-chemicals-used-inhydraulic-fracturing-102.htm 90 El Estado de Wyoming exige que las empresas revelen los contenidos de los fluidos de fractura, pero algunas compañías químicas no quieren compartir esta información con el público. Ver nota en http://www.propublica.org/series/fracking/two-companies-seek-trade-secret-status-forfracking-fluids-in-wyoming.htm Página http://www.propublica.org/series/fracking/industry-defends-federal-loophole-for-drillingbefore-hearing-605.htm 92 39 91 aparecido en artículos periodísticos sobre sismos ocurridos en distintas regiones del mundo donde se practica esta técnica93 94 95 96 97 98. El primer dato de la realidad a considerar es que no solamente la fractura hidráulica puede provocar sismos sino muchas otras actividades como la minería, la perforación de pozos de extracción de hidrocarburos convencionales, la inyección de aguas en pozos profundos y otras como la producción de energía geotermal99. Sin embargo este dato no es menor en sitios de gran sismicidad, o en sitios donde la infraestructura no ha considerado las fuerzas sísmicas como parte del cálculo estructural. La explicación más probable a este fenómeno está en la posibilidad de que la fractura hidráulica provoque fallas que se propagan por la formación más allá de lo previsible o que los fluidos “lubriquen” las fallas de tal manera que puedan liberar 93 http://sociedad.elpais.com/sociedad/2013/07/12/actualidad/1373660760_579342.html http://www.latimes.com/opinion/editorials/la-ed-fracking-california-sb4-20130912,0,3646987. story#axzz2qOJudNED 94 http://www.dallasnews.com/opinion/sunday-commentary/20131206-the-fracking-earthquakeconnection.ece 95 96 http://www.kansascity.com/2014/01/11/4745445/shaking-kansas-with-an-increase.html 97 http://rt.com/usa/texas-fracking-earthquakes-azle-445/ 98 http://www.nbcnews.com/science/fracking-practices-blame-ohio-earthquakes-8C11073601 Página el año 2006 una empresa llamada Geothermal Explorer Limited realizó una prueba piloto para la producción de energía geotermal en la ciudad de Basilea, Suiza. En el proceso de inyección del agua para estimular el reservorio (más de 11 millones de litros, una cifra similar a la de los volúmenes de inyección de una fractura hidráulica convencional) se registraron 11.200 eventos sísmicos, de los cuales 3.500 ocurrieron alrededor del pozo de inyección, con una correlación directa entre aumento de presiones de inyección y sismos, tanto en magnitud como en cantidad de eventos. Luego de un sismo de 2.6 R la inyección se suspendió, sin embargo ocurrió a las pocas horas otro sismo de 3.6 R, que fue ampliamente sentido en la toda la ciudad, y que produjo daños leves pero que fueron calculados según las aseguradoras en 7 millones de dólares americanos (Kraft et.al., 2009); al cabo de una hora del último sismo de mayor intensidad se produjo otro de 3.4 R y en los dos meses siguientes se produjeron 3 sismos adicionales de magnitud mayor a 3.0 R. Luego de dos años los instrumentos de medición colocados en el pozo de inyección seguían detectando microsismos. El gobierno suizo determinó la conclusión del proyecto. Estudios realizados luego de haber terminado la experiencia (Baisch et al., 2009) sugirieron que el riesgo de eventos sísmicos de mayor potencial de daño era sustancial. Ver Bachmann, C. E., Wiemer, S., Wössner, J., Hainzl, S. (2011): Statistical analysis of the induced Basel 2006 earthquake sequence: introducing a probability‐based monitoring approach for Enhanced Geothermal Systems. Geophysical Journal International, 186, 2, 793‐807. 40 99En su estrés a través de pequeños deslizamientos100. Keranen (2013) y otros investigadores analizaron el terremoto de Oklahoma de noviembre de 2011, un sismo que fue sentido en 17 estados y que produjo daños en la zona epicentral, encontrando correlación entre los fluidos de inyección y la secuencia de réplicas que siguieron a los dos sismos (uno de magnitud 5.7 en la escala de Ritcher), a partir del seguimiento de los planos de ruptura de las fallas que se relacionaban a las réplicas, resultando que éstas se habían producido dentro de los 200 metros de los pozos de inyección y a profundidades someras correspondientes con los fluidos inyectados101. Distintos organismos gubernamentales han reconocido la relevancia del tema. La US EPA afirmó que “reconoce que hay áreas potenciales de investigación importantes relacionadas a la fractura hidráulica además de aquellas que involucran los recursos de agua para ingesta, que incluyen los efectos sobre la calidad del aire, impactos a los ecosistemas terrestres y acuáticos, riesgo sísmico, lo concerniente a la salud pública, el riesgo ocupacional y los impactos económicos”102. En un mismo sentido otras agencias ambientales y geológicas se han mostrado preocupadas por el fenómeno y han decidido estudiarlo103 104 105. Rutqvist J., Rinaldi, A.P., Cappa, F., and Moridis G.J. Modeling of fault reactivation and induced seismicity during hydraulic fracturing of shale-gas reservoirs. Journal of Petroleum Science and Technology, 107, 31–44 (2013) 100 Keranen K., Savage H., Abers G. and Cochran E. Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 M w 5.7 earthquake sequence. School of Geology and Geophysics of University of Oklahoma, Earth Observatory of Columbia University and U.S. Geological Survey. Geological Society of America. 2013. Hacemos notar que el debate alrededor de este sismo se centra en la inyección de fluidos en pozos de inyección profunda y no específicamente en pozos fracturados hidráulicamente. 101 U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. February 7, 2011. 102 O’Brien, M. Et. Al. Shale Gas. House of Commons. Energy and Climate Change Committee. Fifth Report of Session 2010–12. London, United Kingdom. 2011. 103 Green, C., Styles, P. and Baptie, B. Preese Hall Shale Gas fracturing. Review and recommendations for induced seismic mitigation. Gfrac technologies-Keele University-Bristish Geological Survey. 2012. Página Eck, Torild van et al. Seismic hazard due to small-magnitude, shallow-source, induced earthquakes in The Netherlands. Seismology Division, Royal Netherlands Meteorological Institute (KNMI). The Netherlands. 105 41 104 Por su parte, la IEA (Agencia Internacional de Energía) también ha reconocido la relevancia del caso y en el reporte especial dedicado exclusivamente al gas y petróleo no convencional106, menciona que la industria debe tener el mayor cuidado en la elección del sitio de perforación para evitar o minimizar la sismicidad inducida, y le recomienda una serie de medidas para prevenir o minimizar tales impactos. La COGA (Colorado Gas and Oil Association) publicó un informe en 2012 en defensa de la técnica de estimulación de pozos conocida como fractura hidráulica, en donde manifiesta que “considerando que ha habido un millón de fracturas hidráulicas solo en los Estados Unidos, la cantidad de eventos sísmicos bien conocidos de más de 1 grado en la escala de Ritcher es extremadamente pequeña”107. Aquí en Argentina el IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) publicó un trabajo de divulgación que entre otras afirmaciones menciona “Estas vibraciones son unas 100.000 veces menores que los niveles perceptibles por los seres humanos y mucho menores aún que las que podrían producir algún daño. En 2011, por ejemplo, se completaron más de 250.000 etapas de estimulación hidráulica en el mundo sin que se informaran eventos sísmicos significativos. A la fecha, y pese a los numerosos estudios científicos, no se probó ninguna vinculación entre eventos sísmicos potencialmente peligrosos o dañinos y proyectos de gas o petróleo de esquisto.”108. Para afirmar sus dichos, se respalda en bibliografía publicada en revistas científicas y trabajos de organizaciones gubernamentales y académicas109 110 111. IEA. Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012. World Energy Outlook Special Report on Unconventional Gas. 106 Does Hydraulic Fracturing Cause Earthquakes? Facts on Geo-Seismic Activity & Natural Resource Development. Colorado Gas and Oil Association. 2012. www.coga.org 107 Anadon, E. El ABC de los hidrocarburos en reservorios no convencionales. 1a. Edición. Buenos Aires. Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. 2013. 19 p. 108 109 http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/eqarchives/year/eqstats.php Frischetti, Mark. “Ohio Earthquake Likely Caused by Fracking Wastewater.” Scientific American. January 4, 2012. http://www.scientificamerican.com/article.cfm?id=ohio-earthquake-likelycausedby -fracking. Página Holland, Austin. “Examination of Possibly Induced Seismicity from Hydraulic Fracturing in the Eola Field, Garvin County, Oklahoma.” Oklahoma Geological Survey. Open-File Report OF1-2011. http://www.ogs.ou.edu/pubsscanned/openfile/OF1_2011.pdf. 111 42 110 Aquí es importante destacar que el IAPG basa su afirmación en el concepto de “peligrosidad sísmica”, partiendo de la base que los casos mejor estudiados no generaron sismos superiores a los 3,5 grados en la escala de Ritcher, que son clasificados como sismos que no originan daños estructurales, pero que según la posición y sensibilidad del observador, pueden ser claramente percibidos. Es importante aclarar que la ciencia tanto como las empresas y gobiernos conoce desde hace mucho tiempo la relación entre la inyección de fluidos en el subsuelo y los sismos. En la década del ’40 comenzaron los estudios sobre el tema112, aunque a mediados de los ’60 se estudió de manera profunda la ocurrencia de sismos en un área alrededor de un arsenal de armas cercano a Denver, Colorado (Healy J., et al, 1968), en relación a la inyección de fluidos en pozos de inyección profunda, sobre todo después de que la inyección de aguas residuales por varios años ocasionara un sismo de magnitud 5.5 R en 1967113, en una zona donde el último sismo percibido había ocurrido en 1882. Para la misma época se estaban estudiando estas mismas correlaciones en los campos petroleros de Texas, debido a que se habían registrado movimientos sísmicos y se presumía que la inyección para la recuperación secundaria era la causa114. Ya en 1991 la EPA publicó un detallado informe sobre el riesgo sísmico asociado a los pozos de inyección profunda 115, donde además describe el historial de investigaciones realizadas, muchas de ellas vinculadas a la extracción de petróleo, y específicamente sobre pozos petroleros fracturados hidráulicamente. Carder, D. S. , 1945, Seismic investigations in the Boulder Dam area, 1940-1944, and the influence of reservoir loading on earthquake activity: Bulletin of the Seismological Society of America, v. 35, p. 175-192. 112 Healy, J.H., Rubey, W.W., Griggs, D.T., and Raleigh, C.B., 1968, The Denver earthquakes: Science, v. 161, p. 1301-1310. 113 En el periodo 1964-1976 se percibieron 20 sismos en esta región (los campos petroleros de Permian basin, cerca de la ciudad de Kermit, en el O. de Texas), uno de ellos de magnitud 4.4. La instalación de una red de sismógrafos permitió detectar más de 400 microsismos en el lapso de 18 meses. Ver Keller, G.R., Rogers, A.M., and Orr, C.D., 1987, Seismic activity in the Permian Basin area of West Texas and Southeastern New Mexico, 1975-79: Seismological Research Letters, v. 58, p. 63-70. Página Nicholson, Craig et al. Earthquake hazard associated with deep well injection: a report to the U.S. Environmental Protection Agency I by Craig Nicholson and Robert L. Wesson. p. em. - U.S. Geological Survey bulletin ; 1951 115 43 114 Otros estudios más modernos confirman la relación entre la estimulación hidráulica de reservorios no convencionales y la sismicidad inducida. Rutqvist (2013) afirma en un trabajo que una simulación realizada a partir de las mismas condiciones del reservorio de Marcellus Shale en el NE de los Estados Unidos, dio como resultado la propagación de microsismos de mayor magnitud que los ocasionados por la estimulación hidráulica en pozos de hidrocarburos no convencionales, debido a que el área disponible para la ruptura es mayor en esta última. Los datos dieron como resultados rupturas de 10 a 20 metros y algunas de 100 metros, dependiendo de la permeabilidad de la formación, el estrés de la falla y otras propiedades intrínsecas. En este mismo estudio también llega a la conclusión de que es una posibilidad remota la apertura de nuevas fallas de gran extensión que permitan que los fluidos puedan alcanzar los acuíferos (para el caso de este reservorio) y arriesga la posibilidad de que los microsismos que provoca la fracturación hidráulica puedan servir para aliviar el estrés de las fallas y evitar eventos de mayor magnitud116. Por su parte, el geofísico de la Universidad de Stanford Mark Zoback afirma que la magnitud de la sismicidad inducida por la fractura hidráulica es afectada por los cambios de presión en la formación de esquisto cercana al pozo117 118 119. Otros estudios afirman que las fracturas horizontales tanto como verticales pueden llegar a 1 km. de distancia del pozo fracturado120 sin necesidad de que haya un excesivo bombeo ni un caudal de fluido que pudiera desestabilizar la formación, lo Rutqvist J., Rinaldi, A.P., Cappa, F., and Moridis G.J. Modeling of fault reactivation and induced seismicity during hydraulic fracturing of shale-gas reservoirs. Journal of Petroleum Science and Technology, 107, 31–44 (2013). 116 Das, I., Zoback, M.D., 2011. Long-period, long-duration seismic events during hydraulic fracture stimulation of a shale-gas reservoir. The Leading Edge, July 2011: 778-786. 117 Zoback, M.D., Kohli, A., Das, I., McClure, D., 2012. The importance of slow slip on faults during hydraulic fracturing stimulation of shale gas reservoirs. Paper presented at the Americas Unconventional Resources Conference, Pittsburgh, Pennsylvania, USA, 5–7 June 2012. Vermylen J.P. and Zoback M. 2011. Hydraulic fracturing, microseismic magnitudes, and stress evolution in the Barnett Shale, Texas, USA. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, The woodland, TX, spe 140507. 44 Lacazette, A., Geiser, P., Comment on Davies et al 2012 – Hydraulic Fractures: How far can they go?, Marine and Petroleum Geology (2013), doi: 10.1016/j.marpetgeo.2012.12.008. Página 118 119 120 cual abre un interrogante acerca de la posibilidad de que los fluidos de fractura o el gas metano migren hacia estratos más cercanos a la superficie y puedan contaminar acuíferos. El asunto de la sismicidad inducida debido al fracking surgió en los Estados Unidos en 2008 y 2009 cuando en la ciudad de Cleburne en el estado de Texas, sus habitantes experimentaron por primera vez en la historia una cadena de sismos de 3.3 Ritcher y menores, mientras se desarrollaba un plan de perforación en el reservorio de Barnett Shale. Un estudio posterior no encontró vinculación directa entre ambos fenómenos pero concluyó que la inyección de aguas residuales de las operaciones de extracción de shale gas podría haber sido la responsable de los fenómenos registrados121 122. Tiempo después ocurrieron dos sucesos muy importantes que hicieron resurgir las dudas de los ciudadanos y los gobiernos. En abril de 2011 el área de Blackpool en el N. de Inglaterra experimentó sismicidad de magnitud 2.3 Ritcher apenas horas después de que un equipo de la empresa Cuadrilla Resources fracturó un pozo en el reservorio cercano de Preese Hall. Luego en el mes de mayo un nuevo sismo de 1.5 Ritcher ocurrió cuando se renovaron las tareas de estimulación hidráulica en el mismo pozo. La actividad se suspendió y tanto la empresa como la agencia gubernamental realizaron estudios sobre el fenómeno. Los resultados de ambos reportes atribuyen a la fracturación hidráulica como la responsable de los mismos123. También en enero de 2011 en la ciudad de Elmont, Oklahoma, sobre el reservorio Eola Field se produjeron sismos de magnitudes de hasta 2.8 Ritcher a partir de la U.S. Environmental Protection Agency. Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Office of Research and Development. Washington, D.C. February 7, 2011. 121 Frolich et al, Dallas-Fort Worth earthquake sequence: October 2008 through May 2009, en Bulletin of the Seismological Society of America, 2011, page 327-340. ftp://ehzftp.wr.usgs.gov/ brocher/EPA/FrohlichBSSA2011.pdf Página http://www.cuadrillaresources.com/cms/wp-content/uploads/2011/12/Geosphere-Finalreport-rev-1.pdf 123 45 122 fractura de un pozo de shale gas124. Con cerca de 50 sismos en el lapso de 24 horas, la actividad comenzó una hora después de hacer concluido la primera fractura en un pozo de la formación de esquisto. Otros sucesos similares habían ocurrido en 1978 (70 sismos en poco más de 6 horas) y en 1986 en Ohio (90 sismos) en ocasión de haberse fracturado otros pozos de hidrocarburos convencionales. Sobre el primer evento no hay mayores registros ni investigaciones, pero en el segundo hay algunos trabajos que esbozan argumentos que después llevarán a otros investigadores a corroborar la tesis de la fractura hidráulica como causante de los sismos125. En resumen, hay estudios que corroboran plenamente la correlación entre la fracturación hidráulica y sismos locales en zonas aledañas a los pozos, fenómeno que también se produce en relación a los pozos de inyección profunda, pero como cada región tiene una geología particular, es necesario realizar un análisis in situ para ajustar los modelos de simulación, con lo cual no todo evento sísmico detectado en un área de explotación hidrocarburífera podría corresponder a las labores de estimulación de los pozos. En términos generales, los investigadores afirman que los sismos no serían de gran magnitud, o en todo caso no provocarían daños a las infraestructuras. Sin embargo, en áreas con fallas que provocan fenómenos importantes, es necesario estudiar mejor si la fractura hidráulica podría provocar sismos de mayor envergadura126. La pregunta de investigación es si estos microsismos estarían indicando el potencial para sismos más grandes y dañinos, hipótesis que hasta el momento no ha sido suficientemente investigada, aunque en términos reales, si los sismos son un indicador de que las fallas deslizan, basta para considerarlas activas, y por ende, es posible la ocurrencia de terremotos. Holland, A. Examination of Possibly Induced Seismicity from Hydraulic Fracturing in the Eola Field, Garvin County, Oklahoma. Oklahoma Geological Survey, Sarkeys Energy Center, 2011. 124 Nicholson, C., E. Roeloffs, and R.L. Wesson, The Northeastern Ohio Earthquake of 31 January 1986: Was It Induced?, Bull. Seismol. Soc. Amer., 1988, p. 188-217. Página Hay eventos sísmicos relatados por la literatura sobre el tema que midieron movimientos de hasta 4.7 en la escala de Ritcher en Ohio y Arkansas sobre sitios donde se practica esta técnica de estimulación de pozos de esquisto, pero que por falta de parámetros de análisis u otras razones no han llegado a resultados concluyentes. 126 46 125 No se han encontrado estudios regionales de sismicidad inducida que se relacionen a la fracturación hidráulica en los Estados Unidos ni en otros sitios con reservorios, ni trabajos que hayan relevado la sismicidad a lo largo del tiempo en que se explotan hidrocarburos no convencionales, por lo cual es necesario encarar este análisis a nivel regional de manera previa a la autorización, y luego, monitorear bajo estrictos parámetros la sismicidad de la región. Es necesario contrapesar los impactos negativos que podrían tener la aparición de la sismicidad o el incremento de la magnitud de los sismos en áreas propensas a este fenómeno y su efecto sobre las infraestructuras y la vida humana, frente a los proyectos de explotación de no convencionales, particularmente en áreas urbanizadas. Esto no quiere decir que debamos relativizar la sismicidad inducida en áreas despobladas, ya que las limitaciones de este tipo de estudios nos llevan a pensar que es improbable conocer con certeza el comportamiento tectónico. En este contexto, el impacto directo sobre las estructuras de superficie podría acarrear un daño potencial en el caso que la fractura hidráulica provocara sismos de magnitudes importantes que lleguen a la superficie con el suficiente poder de destrucción; esta hipótesis está sujeta a mayores estudios sobre el sitio y la propensión de las fallas geológicas a deslizarse o resquebrajarse por la presión de los fluidos inyectados o por la lubricación de los puntos de contacto entre los bordes de las fallas. Un impacto indirecto podría darse en el caso de que los sismos provocaran roturas o deformaciones importantes en los pozos, que provocaran a su vez el escape de fluidos contaminados hacia los acuíferos. Existen trabajos sobre la deformación de pozos ante la aparición de sismos127 128 que demuestran esta posibilidad. Como sea, es necesaria la elaboración de estudios de sitio y regionales para descartar la posibilidad de que la actividad de fracturación hidráulica pueda Green et al (2012), Preese Hall shale gas fracturing: review and recommendations for induced seismic mitigation, Department of Energy and Climate Change: London. http://og.decc.gov.uk/assets/og/ep/ onshore/5075-preese-hall-shale-gas-fracturing-review.pdf. Página de Pater and Baisch (2011), Geomechanical study of Bowland Shale seismicity: synthesis report, Cuadrilla Resources Ltd. http://www.cuadrillaresources.com/cms/wpcontent/uploads/ 2011/11/Final_Report_ Bowland_Seismicity_02-11-11.pdf. 128 47 127 incentivar la sismicidad local, y que la sismicidad inducida –ante un eventual episodio sísmico- haya sido tomada en cuenta en los códigos de edificación, y por sobre todo que la fracturación hidráulica no genere eventos sísmicos destructivos en áreas donde existe sismicidad de tipo “tectónico”, particularmente con afectación a zonas urbanizadas, o afecte la integridad de los pozos para minimizar el riesgo de contaminación de acuíferos con fluidos de fractura u otras sustancias. La producción de no convencionales, la contaminación atmosférica y el cambio climático La producción de hidrocarburos no convencionales genera una serie de emisiones atmosféricas que afecta la calidad del aire a nivel local y a la vez contribuye al calentamiento global. Particularmente relevantes son las emisiones de metano durante la terminación o completación (así llamada en la jerga petrolera) de los pozos gasíferos y la recuperación de los fluidos de fractura (flowback), además de los compuestos orgánicos volátiles (COV’s), el dióxido de carbono (CO2) y otras sustancias derivadas del empleo de una mayor cantidad de equipos y otros factores129. A lo largo de la cadena de valor del gas existen muchas etapas donde pueden producirse fugas o liberaciones masivas de gases a la atmósfera. Para el gas natural, estudios preliminares y mediciones de campo muestran que las emisiones fugitivas de metano podrían estar entre el 1 y el 9% del total de la producción de gas de los plays no convencionales130 131 132. En algunos casos el gas asociado a EL dióxido de carbono (CO2) puede provenir también de la misma formación. Por ejemplo en Horn River Basin en British Columbia (Canada) el contenido es del 12 %, con lo cual la fracturación hidráulica en pozos gasíferos además de liberar metano libera grandes cantidades de este gas de efecto invernadero. 129 Tollefson, J. 2013. Methane leaks erode green credentials of natural gas. Nature. January 2. Disponible en http://www.nature.com/news/methane-leaks-erodegreen-credentials-of-naturalgas-1.12123. Accesado el 17 de enero de 2014. Página Cathles, L.M., L. Brown, M. Taam, and A. Hunter. 2012. A commentary on “The greenhouse-gas footprint of natural gas in shale formations” by R.W. Howarth, R. Santoro, and A. Ingra_ea. Climatic Change. Disponible en http://cce.cornell.edu/EnergyClimateChange/NaturalGasDev/Documents/ PDFs/FINAL%20Short%20Version%2010-4-11.pdf. Accesado el 18 de enero de 2014. 131 48 130 explotaciones petrolíferas es venteado o quemado porque es económicamente inviable transportarlo para su comercialización. Esta es otra enorme fuente de emisiones de gas metano a la atmósfera, que obviamente contribuye al calentamiento global. El gas de esquisto y el tight gas producen más gases de efecto invernadero que la producción de gas convencional, debido a la mayor densidad de pozos necesaria para extraerlo y al venteo de gases durante la terminación de los mismos 133. Para el primer caso, tenemos como resultado directo desde una mayor densidad de pozos a una enorme cantidad de equipos y de camiones recorriendo el yacimiento, normalmente consumiendo diésel, lo que lleva a altas cantidades de CO2 por unidad de energía producida. Respecto al segundo factor, llevar el gas a antorcha o ventearlo durante la completación puede liberar tanto gas a la atmósfera que haga de la producción de no convencionales algo tan contaminante como la energía basada en el carbón, aunque hay métodos para reducir estas fugas al mínimo (completación verde o “green completion”). La EPA estima que el si el gas se quema en antorcha las emisiones son un 3,5 % mayores que en la producción convencional, pero esta cifra se eleva al 12 % si el gas se ventea134. Las emisiones de gas metano a lo largo de la cadena de valor del gas pueden darse a partir de 4 fuentes principales: - El venteo de gas o mandarlo a antorcha, sea por razones de seguridad o por razones económicas; - Las emisiones fugitivas, provenientes de pérdidas en gasoductos y válvulas, o incidentes como la liberación de gases en tareas de mantenimiento; Skone, T.J. 2012. Role of alternative energy sources: Natural gas technology assessment. United States Department of Energy. National Energy Technology Laboratory. DOE/NETL-2012/1539. June 30. Online en http://www.netl.doe.gov/energy-analyses/pubs/NGTechAssess.pdf. Accesado el 18 de enero de 2014. 134 Ídem. Página International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012 World Energy Outlook. Special Report on Unconventional Gas. [Nota: traducción del autor] 133 49 132 - Incidentes que resultan de rupturas de estructuras y equipos de confinamiento (ej. gasoductos, tanques presurizados, aislación de pozos, accidentes de camiones con liberación del gas, etc.); - Combustión incompleta de los mecheros, debido a condiciones atmosféricas (vientos, lluvias, etc.) que reducen la eficiencia normal de la quema del metano (de alrededor del 98%). Específicamente en la producción de hidrocarburos no convencionales, los impactos ambientales de la liberación de gases contaminantes tienen efecto sobre la calidad del aire en la misma locación, y eventualmente puede trasladarse y llegar a sectores urbanizados. Adicionalmente, el paso de cientos de camiones por caminos de servicio y caminos de uso local trae como consecuencia una mayor exposición a accidentes, polvo en suspensión y ruidos durante las 24 horas. Dentro de los impactos ambientales negativos, el que más interesa es el impacto a la salud pública, ya que además de los accidentes dentro de los yacimientos que suelen ser atendidos en facilidades públicas, hay una presión sobre el sistema derivado del aumento de enfermedades respiratorias, dérmicas, y eventualmente cancerígenas si el aire contiene compuestos reconocidamente carcinógenos, mutagénicos o teratogénicos derivado del uso de sustancias peligrosas en los fluidos de fractura. Las personas expuestas a algunos de estos agentes en el aire podrían sufrir un conjunto de enfermedades que van desde las cardiovasculares y respiratorias hasta las neurológicas. Investigaciones sobre la exposición de residentes cercanos a pozos de shale gas (Mackenzie, L. et al, 2012) indican una correlación entre la distancia y el riesgo de efectos a la salud135. Esto no solo impacta negativamente en el ámbito familiar sino que presiona a los sistemas de salud pública y privada a atender estos casos. McKenzie, L.M., R.Z. Witter, L.S. Newman, and J.L. Adgate. 2012. Human health risk assessment of air emissions from development of unconventional natural gas resources. Science of the Total Environment 424: 79–87. doi:10.1016/j.scitotenv.2012.02.018. Disponible en http://cogcc.state.co.us/library/setbackstakeholdergroup/Presentations/Health_Risk_Assessment_o f_Air_Emissions_From_Unconventional_Natural_Gas_-_HMcKenzie2012.pdf. Accesado el 20 de enero de 2014. Página 50 135 En los Estados Unidos muchos de los shale plays se encuentran en áreas con populosas ciudades, por lo cual el asunto de calidad del aire está entre las prioridades de los ciudadanos136 137 138, autoridades y científicos139. Sin embargo, el monitoreo de la calidad del aire encuentra resistencias por parte de las compañías; la investigación sobre la contaminación del aire del desarrollo del petróleo y gas no convencional ha estado limitada por la carencia de información y la dificultad en el acceso a los pozos y otras instalaciones (McKenzie et al. 2012; Zielinska, Fujita, and Campbell 2011)140 141. Sin acceso a las locaciones para medir y obtener información sobre las diferentes etapas de la extracción, es dificultoso determinar la fuente y extensión de las emisiones (Moore, Zielinska, and Jackson 2013)142. Respecto de nuestro país, la formación Vaca Muerta se encuentra alejada de grandes ciudades, pero otros prospectos podrían estar más cerca143, por lo cual será necesario atender esta situación mediante programas de reducción de las http://www.propublica.org/series/fracking/in-symbolic-move-philadelphia-calls-for-gasdrilling-ban.htm 136 137 http://www.propublica.org/series/fracking/pittsburgh-bans-natural-gas-drilling.htm http://www.texasobserver.org/report-air-pollution-fracking-eagle-ford-shale-threatenshealth/ 138 139 Ver www.ucsusa.org, el sitio web de la Union of Concerned Scientists. Goldman, G. et al. Toward an evidence-based racking debate: Science, Democracy, and Community Right to Know in Unconventional Oil and Gas Development, disponible en http://www.ucsusa.org/ HFreport 140 Zielinska, B., E. Fujita, and D. Campbell. 2011. Monitoring of emissions from Barnett Shale natural gas production facilities for population exposure assessment. Final report to the National Urban Air Toxics Research Center. NUATRC number 19. Disponible en https://sph.uth.edu/mleland/ attachments/DRI-Barnett_Report_19_Final.pdf. Accesado por última vez el 20 de enero de 2014. 141 Moore, C.W., B. Zielinska, and R.B. Jackson. 2013. Air impacts of shale gas extraction and distribution. Presented at Workshop on Risks of Unconventional Shale Gas Development, May 30–31, Washington, DC. Disponible en http://sites.nationalacademies.org/DBASSE/BECS/ DBASSE_083187. Accesado el 12 de enero de 2014. 142 Por ejemplo, las formaciones de Cacheuta (shale oil) y Potrerillos (tigth oil) en la provincia de Mendoza, que se encuentran entre los sitios de interés para explorar petróleo no convencional, están sobre la cuenca del río Mendoza, en áreas de recarga de acuíferos y en el camino de las corrientes atmosféricas que llegan hasta el Gran Mendoza, un núcleo urbano que tiene 1 millón de habitantes. En la cuenca San Jorge, que se ha revelado como una nueva promesa de los no convencionales luego de Vaca Muerta, se encuentran las ciudades de Comodoro Rivadavia y Caleta Olivia, que tienen además una enorme actividad de explotación de hidrocarburos convencionales desde hace muchos años. Página 51 143 pérdidas de metano a boca de pozo, fugas en tanques de almacenamiento, ductos, etc. El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el CO2, pero tiene una vida media mucho menor. Su GWP144 (Global Warming Potencial) o potencial de calentamiento global es de 23-25 al cabo de 100 años, pero de 72 si tomamos como referencia un lapso de 20 años145. Adicionalmente, algunos estudios indican que este potencial podría incrementarse en el caso de que el metano reaccionara en la atmósfera con aerosoles146. Esto es el argumento más potente de la industria para buscar maneras de quemar metano y convertirlo en CO2 en el corto y mediano plazo, lo que es consistente con las metas de reducción de GEI previstas por el sector para los próximos años, a fin de contribuir al esfuerzo internacional para que la temperatura planetaria no ascienda más allá de 2°C al 2050. Impactos de los no convencionales a nivel nacional Es muy prematuro abordar la evaluación del impacto ambiental de la explotación de hidrocarburos no convencionales en el nivel nacional, pues no se tiene aún una noción del potencial de desarrollo de la industria, ni se conocen bien los proyectos de exploración/explotación, no se conoce el potencial de las formaciones sobre las que hay interés de la industria y el gobierno nacional, ni la estrategia nacional de impulso a los no convencionales, que no sea un conjunto de objetivos de carácter general esbozados por la empresa YPF. Para evaluar correctamente este tópico El GWP o Potencial de Calentamiento Mundial es un índice que describe las características radiativas de los gases de efecto invernadero bien mezclados y que representa el efecto combinado de los diferentes tiempos que estos gases permanecen en la atmósfera y su eficiencia relativa en la absorción de radiación infrarroja saliente. Este índice se aproxima el efecto de calentamiento integrado en el tiempo de una masa–unidad de determinados gases de efecto invernadero en la atmósfera actual, en relación con una unidad de dióxido de carbono. (Tomado del Glosario en idioma español del IPCC, http://www.ipcc.ch/pdf/glossary/tar-ipcc-terms-sp.pdf). IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), Climate Change 2007: The Physical Science Basis”, contribution of Working Group I to the Fourth Assessment Report of the IPCC, S. Solomon et al. (eds.), Cambridge University Press, Cambridge and New York. 2007. 52 Shindell, D. et al. (2009), Improved Attribution of Climate Forcing to Emissions, Science Vol. 326, No. 5953, Washington, DC, pp. 716-718. Página 144 145 146 tendríamos que disponer de datos relevantes que aun hoy no se poseen a nivel académico y mucho menos a nivel ciudadano. Hay muchas áreas que interesan a la industria y al gobierno y que tienen reservas ya estimadas, más otros prospectos que deberían formar parte de un ambicioso plan de exploración. Un buen porcentaje del continente y el mar territorial forman parte de este interés, cubriendo áreas sobre las que ya existe infraestructura y servicios a la industria hidrocarburífera, y otras en las que habría que desarrollar gran parte de la cadena de valor. Las áreas identificadas son las siguientes147 148: Cuenca Noroeste: formación Los Monos y Yacoraite (Salta/Jujuy/Tucuman). Cuenca Cuyana: Potrerillos y Cacheuta (Mendoza). Cuenca Neuquina: formaciones Vaca Muerta, Los Molles, Precuyano, Agrio, Las Lajas, y Mulichinco (Neuquén/Mendoza). Cuenca San Jorge: Neocomiano y Pozo D-129 (Chubut/Santa Cruz) Cuenca Austral: S. Tobísfera y Palermo Aike (Tierra del Fuego/Santa Cruz) Luego hay otras cuencas a estudiar, como Chaco-Paraná, áreas alrededor de las Islas Malvinas, los bolsones precordilleranos de San Juan, La Rioja y Catamarca, el centro-sur de San Luis, sur de Cordoba, y otras áreas que incluyen on y off shore en la costa bonaerense y Península de Valdez149. Más allá de esta carencia de datos precisos, podríamos esbozar algunos de los impactos ambientales más relevantes que deberían ser parte de análisis específicos, a saber: US DOE/EIA (US Department of Energy/Energy Information Administration), World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, US DOE/EIA, Washington, DC, 2011. Disponible online en http://www.marcellus.psu.edu/resources/PDFs/ WorldShaleGas_USEIA. pdf. Accesado el 21 de enero de 2014. Stinco, L. Como son los reservorios no convencionales en Argentina. Revista Petrotecnia, Año 53, Nro. 3, Julio 2013. Pags. 66-71. 149 Página YPF. Estrategia de Gestión 2013-2017: Plan de los 100 días, 2012. Disponible en www.ypf.com. Accesado el 20 de diciembre de 2013. 148 53 147 - Impacto sobre los recursos hídricos: si bien todas las áreas donde se ubican los prospectos son sensibles al impacto sobre los recursos hídricos, los impactos a la calidad del agua y a la disponibilidad para otros usos serán temas claves ordenados según la prioridad de cada región. En aquéllas áreas son stress hídrico, la posibilidad de contaminar acuíferos o fuentes superficiales adquiere una dimensión más relevante. Para todas las áreas con potencial de no convencionales, será necesario prestar mucha atención a las actividades económicas que utilizan el agua y evitar la competencia por el uso. Será vital la realización de balances hídricos para asegurar los flujos de agua necesarios para que todas las actividades humanas ya existentes estén garantizadas. Es importante recalcar que algunos de los reservorios se ubican en las cabeceras de cuencas hídricas, con lo cual la contaminación de las fuentes de agua superficiales y subterráneas inevitablemente impactará aguas abajo. Adicionalmente, la falta de facilidades para el tratamiento y disposición final de las aguas residuales y los escasos controles podrían llevar a vuelcos clandestinos por parte de los operadores de las áreas o de contratistas. Máxima importancia deberá otorgársele a la distancia que media entre los acuíferos y las formaciones con hidrocarburos, al cumplimiento estricto de las técnicas de cementación y encamisado de pozos y a las técnicas de minimización y reciclado de las aguas residuales. Impacto sobre la calidad del aire: en el mediano o largo plazo y según como se desarrolle el plan de inversiones y desarrollo, el país podría ser un gran contribuyente de gases de efecto invernadero a nivel regional de emisiones derivadas de la explotación hidrocarburífera y la energética (en parte necesaria para satisfacer la demanda de la explotación de los petrolera y gasífera podrían sufrir un empeoramiento de la calidad del aire debido a las explotaciones cercanas. En otras regiones del país, será necesario analizar la ubicación de los proyectos y su cercanía con 54 no convencionales). Algunas poblaciones vinculadas a la actividad Página - ciudades o poblados. Mucha relevancia adquiere el conocimiento de la contribución de metano y otros gases de efecto invernadero a nivel regional/nacional y la utilización de técnicas para minimizar este impacto. - Impacto sobre la salud pública: la exposición de las personas a la contaminación del agua, el aire y el suelo, lógicamente tendrá como consecuencia directa una presión sobre el sistema de salud. Por otra parte, la llegada de compañías petroleras a nuevas áreas podría distorsionar los grupos meta del sistema de salud privado150, así como consumir esfuerzos públicos en la atención de accidentes o nuevas contingencias no previstas originalmente cuando se diseñó, lo cual podría impactar negativamente en la calidad de los servicios prestados a los residentes. - Impacto sobre las economías locales: a cada lugar donde llega un nuevo proyecto extractivo, las economías locales alteran su patrón de comportamiento. La nueva demanda de servicios podría impactar negativamente sobre el precio de los alimentos, los alquileres, materiales de construcción y otros rubros esenciales. El aumento en el costo de vida y el alza en los precios podría generar tensiones sociales y eventualmente la migración de personas que no puedan sostener sus economías familiares. - Impactos a la institucionalidad pública: es un hecho innegable que la posibilidad de que un proyecto llegue a una comunidad genera expectativas de todo tipo. La institucionalidad pública municipal y provincial es la que recibe el mayor impacto, ya que toda su estructura se vuelca a militar el proyecto, a veces a costa de la pérdida de interés de otros proyectos alternativos en cartera o a contramarcha de planes Página Esta presunción hace referencia a que el sector privado de la salud podría orientar sus esfuerzos a atender al personal de operaciones y gerencial de las compañías petroleras y de servicios asociados, debido a su mayor capacidad de pago, y disminuir el número de camas y personal afectado para el resto de la población. 150 55 estratégicos, vocaciones territoriales o en contra de las grandes mayorías ciudadanas. También pueden darse casos de corrupción para el otorgamiento de permisos o violaciones a la normativa para acelerar los procesos de aprobación, o lo más usual, convertir al estado en receptor de la dádiva de la empresa y resignar independencia de criterio y capacidad de toma de decisiones. También algunos estados provinciales 151 152 y empresas153 han criminalizado la protesta social para acallar voces disidentes a los proyectos extractivos. Todo esto impacta negativamente en la credibilidad del sistema democrático, que constituye la base del imperio de la ley y del estado de derecho, por lo cual lo incluimos como un impacto socio-ambiental relevante que debe ser prevenido. Adicionalmente, en muchas ocasiones se ha previsto el desarrollo de proyectos sin haber tomado en cuenta la capacidad de control preventivo del estado, dando como resultado organismos de control con escaso personal, equipamiento y recursos económicos para hacer frente a labores adicionales no previstas. Esto impacta negativamente en la eficacia de los organismos públicos en el cumplimiento con sus objetivos. El impacto a las instituciones no solo se limita a lo ambiental, sino que se traslada al sistema educativo, de salud, de seguridad y hasta al sistema judicial, ya que si el estado no es capaz de cumplir con sus obligaciones constitucionales de preservar el ambiente, los afectados recurrirán a la justicia en busca de la restitución de sus derechos, lo cual impacta sobre la labor judicial. - Impacto sobre los servicios a la industria: muchas veces, la magnitud de los proyectos implica contar con proveedores cuya escala excede las empresas locales, por lo cual es necesario realizar contrataciones fuera de las regiones donde se realizan los proyectos. En otros casos, no se Ver Famatina: Represión, periodismo y silencio oficial. http://www.8300.com.ar/2013/05/14/ famatina-represion-periodismo-y-silencio-oficial/ 151 Bertoni, E. (compilador). ¿Es legítima la criminalización de la protesta social?: derecho penal y libertad de expresión en América Latina., 1ra. Ed., Buenos Aires. Universidad de Palermo. UP, 2010. Página Ver www.ambitoenergetico.com.ar , 23 de octubre de 2013. YPF rechazó acusación de una ONG de consumidores y anunció que la demandará. 153 56 152 trata de la escala del servicio sino de los estándares de calidad necesarios para poder obtener contratos, que las pequeñas y medianas empresas locales no pueden alcanzar. La consecuencia previsible es el apartamiento de los proveedores locales y su reemplazo por otros foráneos, lo que impacta negativamente en la economía local, al concentrar los beneficios en sectores de la cadena de valor que están lejos de las áreas donde residen los proyectos, generar desempleo y migración de mano de obra calificada. Suele ocurrir también que el proyecto termina satisfaciendo su demanda en desmedro de otras actividades tradicionales, con lo cual los costos para suministros claves o servicios de logística de cargas y pasajeros no están disponibles o lo están a precios inaccesibles que las otras actividades industriales o de servicios no pueden contratar. - Impacto sobre la energía: Los proyectos extractivos consumen grandes cantidades de energía, a veces en desmedro del suministro eléctrico para otras industrias. Solo las grandes compañías pueden solventar proyectos energéticos para sostener sus propias actividades; esta situación impacta negativamente en las economías locales, que deben resignar su crecimiento a las cuotas de energía disponibles en el sistema. Paradójicamente, para sostener un proyecto energético como el de la extracción de hidrocarburos no convencionales, es necesario un generoso aporte de energía que por lo general lo provee el sistema eléctrico regional, por lo cual se suelen proyectar usinas para asegurar la oferta para el consumo de proyectos energéticos cuya producción irá a mercados alejados del centro de producción154. - Impacto sobre el uso de la tierra y el ordenamiento territorial: el descubrimiento de un play no convencional podría alterar la vocación de Un caso es la línea Comahue-Cuyo que cruza la provincia de Mendoza y asiste a las minas de oro ubicadas en San Juan. 154 Página ordenamiento territorial. Por otra parte utilizan grandes territorios que 57 un territorio, al introducir una variable no contemplada en los planes de excede en mucho a las locaciones, caminos de acceso y facilidades de producción y traslado de hidrocarburos, y no es poco común encontrar caminos públicos alambrados y empresas de seguridad que custodian yacimientos con tanto “énfasis” que generan conflictos con residentes locales. Adicionalmente, cuando las empresas se retiran de las áreas, suelen quedar pasivos que impiden usos futuros de la tierra (locaciones, repositorios de residuos peligrosos no cerrados adecuadamente, pozos mal abandonados, etc.). Estos impactos negativos pueden ser mitigados con un involucramiento de los grupos de interés en las primeras etapas de desarrollo del proyecto. - Impacto sobre la biodiversidad: si bien las expectativas están centradas en la formación Vaca Muerta y en algunas áreas del Golfo San Jorge, existen otros prospectos que podrían desarrollarse. Algunos de ellos se encuentran en áreas con gran diversidad biológica, como la cuenca Noroeste en el NOA (Los Monos y Yacoraite, ubicadas sobre las yungas) o la extensa cuenca Chaco Paraná, o en ecosistemas muy vulnerables como los del sur de la cuenca Austral (bosques andino-patagónicos). Otras regiones con cuencas a explorar o a reactivar podrían contener sitios con importante diversidad biológica incluyendo especies endémicas, las cuales podrían verse impactadas por las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, si no se toman medidas preventivas o de mitigación. La apertura de caminos de servicio a las locaciones históricamente han servido como puerta de entrada de cazadores furtivos a áreas que hasta ese momento estaban vedadas por su inaccesibilidad. Si el proyecto no contempla una coordinación con los organismos públicos vinculados a la protección de la fauna silvestre, podría comprometerse el status de conservación de algunas especies. la estrategia del gobierno nacional de impulsar prioritariamente las energías fósiles a partir de la explotación de hidrocarburos no convencionales, puede debilitar el impulso hacia inversiones en otras 58 Impacto sobre las políticas públicas de fomento a energías alternativas: Página - energías como las renovables, y puede también incrementar la dependencia de los combustibles fósiles, y por ende, ahondar el problema de nuestra matriz energética. Si bien se manifiesta que el shale gas podría ser un combustible de transición hacia una economía más verde basada en energías renovables, también es cierto que el impulso a los no convencionales puede provocar una pérdida de impulso al fomento a las energías limpias, ya que la promesa de más energía y autoabastecimiento son fuertes alicientes para que un gobierno oriente su política a medidas de corto plazo que satisfagan las necesidades más urgentes de energía. - Impacto sobre la legislación: la llegada de proyectos extractivos (particularmente los mineros, pero cuyos ejemplos pueden llevarse a otros subsectores) a regiones económicamente deprimidas de nuestro país ha tenido efectos devastadores en la legislación, no solamente en términos de incumplimiento de las normas y debilitamiento del imperio de la ley, sino en el trabajo legislativo de derogación de normas ambientales, o flexibilización de las mismas hasta el punto de resultar inaplicables por incongruentes con el objeto original de la norma 155. Sin embargo, en algunas jurisdicciones ha tenido un saludable efecto al impulsar un fortalecimiento de la normativa, la reglamentación de actividades potencialmente contaminantes, el fortalecimiento de los controles o la definición de procesos de ordenamiento ambiental del territorio156. Esto puede ser definido como un impacto positivo, en tanto y en cuanto se respeten los derechos de los ciudadanos a acceder a la Incluso, se ha dado el caso de provincias argentinas que reformaron sus códigos de faltas para ajustarlos a la represión de la protesta social que suele manifestarse por ejemplo, ante proyectos extractivos. 155 La provincia de Mendoza por ejemplo, que ante una avalancha de proyectos mineros para los cuales la institucionalidad pública ambiental no estaba preparada, generó leyes como la N° 7722/07 que supedita la actividad minera al no empleo de sustancias tóxicas que pudieran afectar prioritariamente los recursos hídricos, el decreto N° 820/06 que reglamenta la Evaluación de Impacto Ambiental para proyectos mineros, y amplió la cantidad y la superficie de áreas naturales protegidas, a fin de preservar parte de su territorio de las actividades extractivas, además de generar un proceso de ordenamiento territorial que aún sigue su curso. Página 59 156 información ambiental y a participar en las decisiones. En aquellas jurisdicciones donde la actividad hidrocarburífera ya está instalada (ej. Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Salta) el impacto sobre la legislación puede ser menor, ya que hay suficiente reglamentación sobre la actividad de los hidrocarburos convencionales y para el caso de los no convencionales habrá que legislar sobre aspectos específicos, pero sobre otras jurisdicciones que no han tenido experiencia y desearan reglamentar la actividad, podría existir un efecto limitante sobre la legislación ambiental y por ende, impacto negativo para la conservación de la naturaleza. - Impactos sociales: los proyectos extractivos son conflictivos por naturaleza, ya que suelen tratarse de actividades a gran escala, con grandes consumos energéticos, con compromiso sobre la calidad de los recursos naturales (o los bienes comunes, según la perspectiva con que se los mire), y otros factores que acaban sensibilizando a importantes sectores sociales que ven amenazada su calidad de vida. Muchos de estos grupos tienen poder de veto, con lo cual la situación puede transformarse en un importante conflicto que socava la credibilidad de las empresas, de los gobiernos y las instituciones en general. También los proyectos de estas características suelen fragmentar la sociedad, polarizándola en dos o más facciones irreconciliables, lo cual representa quizá el impacto negativo más persistente y difícil de mitigar. Adicionalmente, los proyectos extractivos suelen atraer a trabajadores de otras provincias, los cuales se instalan y compiten por viviendas y servicios con los residentes. En algunos casos, aumenta la inseguridad, la prostitución, el juego y la trata de personas, lo cual es reconocido hasta por las mismas Página Al solo efecto de mencionar un ejemplo, el proyecto de oro y cobre de San Jorge, ubicado al N. de Mendoza, blanqueó con honestidad y crudeza la situación manifestada en el mismo estudio de impacto ambiental (2008) presentado ante las autoridades, reconociendo como un efecto colateral el aumento de la prostitución y la inseguridad en la villa de Uspallata, lo cual sensibilizó a la población cercana al área del proyecto. 157 60 empresas que proponen sus proyectos157. Todos estos son graves impactos sociales difíciles de erradicar a posteriori de la implantación de un proyecto. - Impacto sobre las infraestructuras y equipamientos zonales: el desarrollo de un nuevo shale play requiere de caminos, energía, viviendas y una serie de facilidades ligadas a la logística ambiental, de carga y otras que implican grandes inversiones iniciales. Cuando el dinero no está disponible, los proyectos funcionan con la infraestructura existente, lo que recarga su uso y pone a prueba todos los sistemas. A nivel regional, es necesario desarrollar facilidades específicas como plantas de tratamiento, rellenos de seguridad para depositar residuos peligrosos, suministro de energía y mejoramiento de caminos, junto a otros como el apoyo al sector de logística de transporte de cargas y pasajeros, servicios varios a la industria, rellenos sanitarios, sistemas de evacuación de efluentes domiciliarios e industriales, suministro de agua potable, etc., que en caso de no existir podrían presionar hasta el punto del colapso a los sistemas existentes. Impacto sobre los sistemas de gestión de desastres tecnológicos: si bien las empresas diseñan y ejecutan sus propios sistemas de gestión de riesgos, los incidentes también suceden fuera de las áreas núcleo, en rutas y poblados, para lo cual hay una competencia indelegable de los municipios y los organismos provinciales. Un accidente tecnológico compromete al límite los sistemas de defensa civil y gestión de desastres, que usualmente no están adecuadamente preparados, como lamentablemente se ha demostrado muchas veces, tanto en nuestro país como en el extranjero. Si a esta situación agregamos que la empresa no se responsabilice por el evento y prefiera mantenerse al margen, todo el esfuerzo recae en manos del Estado. Ante un desastre tecnológico con liberación de sustancias químicas, derrames de crudo o pérdidas de gas, etc.) las empresas pueden minimizar el impacto incorporando a los residentes como parte activa de la solución al problema, alineándose a la 61 (incendios, accidentes con liberación de sustancias tóxicas, explosiones Página - tendencia global de promover que el ciudadano deje el papel pasivo y de simple espectador para pasar a convertirse en aliado de las empresas y el estado158. Situación de Argentina con vinculación a las obligaciones asumidas en materia de cambio climático La República Argentina ratificó la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático suscripta en la cumbre de Rio 92, mediante la sanción y promulgación de la ley nacional N° 24.295/94. Más tarde adhirió al Protocolo de Kioto y ha tenido una participación discreta en las diversas reuniones preparatorias o las COP’s para el cumplimiento de los compromisos asumidos por las Partes Signatarias. Como país Parte No Anexo I, Argentina no está comprometida a un porcentaje de reducción de sus GEI y solo debe presentar, sujeto a la disponibilidad de financiamiento, informes nacionales que incluyan el inventario de emisiones de GEI y las políticas públicas para luchar contra el cambio climático. Con este panorama, podemos decir que el país no está presionado a generar una estrategia de reducción de emisiones, y por ende es difícil que la dimensión ambiental tenga rango de política de estado frente a la política energética. Conclusión y recomendaciones El Parlamento Europeo en el año 2011 encargó a un grupo de científicos del Instituto del Clima, Medio Ambiente y Energía de Wuppertal un informe sobre la fractura hidráulica159. Las conclusiones de este grupo de investigadores son Un ejemplo puede encontrarse en el sistema APELL. Lechtenböhmer, S. et. al, Repercusiones de la extracción de gas y petróleo de esquisto en el medio ambiente y la salud humana. Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo. Bruselas. 2011. 159 Página 158 62 propicias para incorporarlas también a este informe. Entre otras reflexiones, indica que “En una época en la que la sostenibilidad es la clave para operaciones futuras, cabe preguntarse si debe permitirse la inyección de productos químicos tóxicos en el subsuelo, o si debe prohibirse esta práctica, ya que limitaría o excluiría cualquier uso posterior de las capas contaminadas (por ejemplo, con fines geotérmicos) y sus efectos a largo plazo no se han investigado.”. La República Argentina no ha tomado las debidas previsiones para resolver una crisis energética que lleva más de 25 años. El camino elegido a través de la explotación de los combustibles fósiles nos aparta de un mundo más sostenible, donde la energía debería estar al servicio de la felicidad del hombre, y no generar degradación ambiental que empeora nuestra calidad de vida y nos sumerge en una trampa de consumo. La explotación de hidrocarburos no convencionales implica una promesa de más energía, pero no de energía barata. Los costos para extraer estos hidrocarburos son más altos que para el caso de los convencionales, por lo cual es esperable que la Argentina siga la tendencia global hacia el alza. Por otra parte, para mantener la producción, y para el caso que nuestros reservorios tengan similar comportamiento que los estadounidenses, será necesaria una inversión sostenida durante muchos años para aumentar las perforaciones con el fin de mantener la producción. Una ventaja respecto de los Estados Unidos podríamos encontrarla en que nuestra matriz energética no tiene al carbón como elemento central, por lo cual el proceso de reconversión a gas que debería plantearse el país es mucho menos complejo, debido a que este proceso se viene dando desde hace varios años, y por ende, requeriría de menores inversiones en infraestructura y reconversión tecnológica. Los hidrocarburos no convencionales vinieron a resquebrajar la utopía de un mundo con energías limpias, ya que el nuevo horizonte de reservas saca a los donde la posibilidad, remota siempre, de detener el calentamiento global, se aleja aún más y ahora amenaza con potenciarse de la mano del metano que, Página nos introduce a los ciudadanos- en un mundo de consecuencias imprevisibles, 63 gobiernos de la preocupación a mediano y largo plazo, y los introduce –y con ello paradójicamente, desplaza al dióxido de carbono de la preocupación sobre el calentamiento global, a partir de la llegada de los no convencionales a la escena energética mundial, y del derretimiento del permafrost y otras regiones congeladas del globo. En relación con las políticas ambientales, la llegada de la era de los hidrocarburos no convencionales debe hacernos replantear dos cuestiones centrales. La primera tiene que ver con el fortalecimiento de la institucionalidad pública ambiental para mejorar la calidad e imparcialidad de los controles a la actividad, sin perder de vista que parte de la estrategia energética nacional implica la potenciación de la recuperación secundaria y la exploración de nuevas áreas, con lo cual también debemos prestarle atención a los hidrocarburos convencionales, a sus técnicas, sus impactos ambientales y sus pasivos, que en algunas jurisdicciones son temas desatendidos. Estamos entrando en una “era de la remediación”, donde la conciencia ciudadana y los medios de comunicación presionan a las autoridades a establecer medidas no solamente preventivas, sino a gestionar los daños ambientales del pasado, con lo cual la industria petrolera y toda su carga de pasivos ambientales de más de cien años en nuestro territorio, será un actor clave en este contexto. La segunda cuestión abarca el fortalecimiento de las herramientas con las cuales la institucionalidad podrá ejercer mejor su competencia. Es absolutamente necesario establecer regulaciones específicas referidas a la extracción de no convencionales, que tengan en cuenta no solo los aspectos técnicos concretos, sino las preocupaciones ciudadanas y de la academia respecto a los riesgos que entraña la actividad. Estas regulaciones deben partir de tres aspectos centrales, como son los estudios de línea de base, los balances hídricos y la obligación de la industria de revelar los nombres, concentraciones y cantidades utilizadas de los componentes químicos de los fluidos de fractura. Los estudios de línea de base o base cero son imprescindibles para establecer no sino para determinar responsabilidades concretas ante eventuales daños 64 ambientales. No olvidemos que –ante casos de contaminación- algunas empresas Página solo el estado del ambiente al momento de intervenir con un proyecto extractivo, del sector hidrocarburífero esquivaron su responsabilidad ambiental aduciendo que los daños provenían de anteriores concesionarios, cuestión que era imposible de dilucidar por la falta de estudios con los cuales contrastar la situación previa con la actual. Los balances hídricos son estudios esenciales para conocer la disponibilidad de agua para las distintas actividades humanas y para el mantenimiento de las características ecológicas de los ecosistemas, con lo cual la llegada de un proyecto a gran escala de extracción de no convencionales puede basarse en la disponibilidad de agua de la región, de una regulación estricta que tutele los recursos hídricos y claras prescripciones que impidan que la actividad extractiva anule o restrinja el potencial de otras actividades con las cuales convive y que históricamente se desarrollaron en los territorios a los que llega. Por último, una clara difusión sobre las sustancias químicas que se inyectan en el subsuelo permitirá a los ciudadanos y autoridades de las regiones alcanzadas por proyectos extractivos conocer las verdaderas implicancias para la salud pública y la de los ecosistemas, a fin de poder decidir acerca de la conveniencia o no de su habilitación. También puede servir a la autoridad de aplicación para establecer prohibiciones específicas sobre ciertas sustancias o sobre volúmenes máximos a ser inyectados para no ocasionar impactos ambientales significativos, es decir, que no sobrepasen la capacidad de carga de los ecosistemas. A estos tres elementos hay que agregar la necesidad de estudiar detalladamente la geología regional para descartar la posibilidad de ocurrencia de sismos de carácter destructivo, mejorar las inspecciones sobre la integridad de los pozos para minimizar los riesgos de contaminación de acuíferos y fortalecer todos los aspectos vinculados con la gestión ambiental de los residuos sólidos, efluentes y emisiones en la superficie, a fin de darles adecuado destino y evitar el daño hidráulica, habida cuenta de las acciones tomadas en el nivel nacional y del énfasis que algunas administraciones provinciales han puesto en su fomento, represión Página Al día de hoy parece una utopía pedir a los gobiernos la prohibición de la fractura 65 ambiental. incluida. Sin embargo, es necesario insistir en que la explotación de hidrocarburos no convencionales es una peligrosa opción si no la acompañamos de una fuerte política de desarrollo de las energías limpias. Cabe reflexionar sobre el momento que vive el planeta. Como civilización hemos llegado a la conclusión de que es necesario tomar medidas urgentes que reviertan la actual tendencia de degradación ambiental, antes que sea demasiado tarde. Por otra parte, el mundo se enfrenta a una demanda creciente de energía que es necesario satisfacer, y esto lleva a muchos gobiernos a un dilema irresoluble en el corto plazo. Aquellas administraciones que supieron ver el problema, lograron avanzar en energías limpias, programas de eco-eficiencia y otras medidas complementarias, pero aun así la problemática, aunque reducida, persiste. La explotación de no convencionales es una actividad riesgosa, con empleo de tecnologías que, si bien se conocen desde hace muchos años, aún no se pueden dominar completamente. Valga como ejemplos la contaminación de acuíferos, las enormes emisiones de gases de efecto invernadero y la sismicidad inducida. Es imprescindible que las empresas aborden a las comunidades residentes con responsabilidad social, es decir, compartiendo información sensible sobre las operaciones, incorporándolos a procesos regionales de desarrollo, haciéndolos parte de las estrategias para mejorar la seguridad industrial y atendiendo sus demandas. Solo de esta forma se podrá resolver la conflictividad que resulte de la Página 66 instalación de proyectos extractivos.