Comenzó el proceso de fracking en Vaca Muerta

Se realiza en Puesto Rojas, Malargüe. Inversiones millonarias que generan más puestos de trabajo y mejora la economía de la provincia. Los controles para el cuidado del ambiente.

Desde hace una semana se están realizando los trabajos de estimulación hidráulica en Malargüe para la explotación y extracción de petróleo de la porción que tiene Mendoza de Vaca Muerta. La formación donde está es una de las principales reservas de petróleo y gas no convencionales del mundo. Para esta tarea, la empresa El Trébol cuenta con una inversión de 125 millones de dólares, de los cuales 110 millones están destinado a Malargüe y, a eso, hay que agregarle 20 millones de dólares de gastos de operación en el departamento sureño.

Puesto Rojas, donde se desarrollan las tareas, queda a 21 kilómetros de la ciudad de Malargüe y a 34 kilómetros de El Sosneado.

Funcionarios provinciales destacaron  la aplicación de las medidas de control y seguridad, establecidas en las leyes nacionales y provinciales vigentes, así también por el decreto 248, que amplia y mejora el sistema de control, a través de protocolos que exigen el máximo cuidado del ambiente en general.

“Este decreto reglamentario es el más ambicioso del país, ya que no está reglamentada la ley de explotación de hidrocarburos convencional y no convencional”, explicó el secretario de Ambiente y Ordenamiento Territorial, Humberto Mingorance. Remarcó también: “Hemos sido pioneros en reglamentarlo con estas exigencias, porque además pone a la empresa en un lugar de mucha responsabilidad, ya que se desarrolla bajo los parámetros que garantiza la sustentabilidad ambiental, económica y social, siempre preservando los recursos naturales”.

Las tareas que se están desarrollando en el Sur provincial son estratégicas para generar una matriz productiva que está dando puestos de empleo y le permitirá a la provincia generar más riquezas. “Tenemos un desarrollo del petróleo enorme, el 25% de nuestro PBI depende del petróleo y este se explota en la provincia hace 100 años”, comentó el subsecretario de Energía, Emilio Guiñazú, y explicó que hasta el momento la empresa invirtió 30 millones de dólares en la exploración, en la que se inició el trabajo en 5 de 15 pozos.

Entre los trabajos de preparación (perforaciones, tanques, líneas, etc.) y las estimulaciones propiamente dichas, la actividad ha generado en los últimos 5 meses más de 250 puestos de trabajo y una inversión que alcanza los U$S30 millones. En los últimos años, la compañía no había invertido más de 60 millones en todo el país.

Según explicaron desde la empresa, el presupuesto de la compañía para este año es de 125 millones de dólares, de los cuales 110 millones están destinados a Malargüe. A eso hay que agregar 20 millones de gastos de operación, 10 de ellos para áreas operadas y los 10 restantes para áreas no operadas ubicadas en la zona.

“El compromiso ambiental es uno de más grandes que tiene la compañía, por ello se controlan todos los acuíferos de la zona que se encuentra en actividad y se controla el agua antes y luego de realizar la fractura”, explicó Marcelo Irusta, de El Trébol, y agregó: “Desde hace meses se están tomando muestras para medir la calidad del agua. Cada pozo que se perfora se protege hasta 400 metros, haya o no acuíferos, lo que demuestra que los estamos monitoreando permanentemente junto con los organismos de control: Irrigación, Dirección de Protección Ambiental (DPA) y laboratorios acreditados, entre otros”.

Irusta dijo que en cada pozo que se trabaja se protegen hasta 400 metros, haya o no acuífero: “Estos están entre 160 metros o 50 metros y los estamos controlando para que sigan protegidos. En un pozo productor lo protegemos con una cañería guía y se cementa todo alrededor”.

Guiñazú comentó: “Las tareas comenzaron en Malargüe, por el potencial geológico, pero existen en la cuenca cuyana otras formaciones y en un futuro estudiaremos si pueden ser explotadas y si existe factibilidad de hacerlo”.

El agua

LEÉR MÁS  CFK: "Podrán vigilarme y excavar toda la Patagonia, nunca encontrarán nada"

Miriam Skalany, directora de Protección Ambiental de la Provincia, explicó que los acuíferos están protegidos con tubería, por lo que no hay contacto entre el hidrocarburo y el agua subterránea: “Este yacimiento empezó en actividad en 1974, y hasta ahora no hemos tenido ningún accidente ambiental. Es imposible que se contaminen los ríos Salado o Atuel, porque no hay forma que el hidrocarburo viaje hasta esos ríos. Previo a autorizar esta obra, tuvimos cuatro meses de estudio de la zona”.

Según los funcionarios, el 98% del agua de la provincia se utiliza para la agricultura y de ese porcentaje hay una eficiencia del 40%, y el 60% se pierde por mal uso. “Para el proceso de estimulación hidráulica usamos el 0,8 % de agua disponible, que es 60 veces menos que la que se pierde por ineficiencia de riego. Esta actividad no resta agua a las actividades agrícolas, y las regalías que generan son los que nos permiten invertir en mejorar la red de distribución de agua”.

Por su parte, el ingeniero Aldo Arias, policía del río Atuel, dependiente de la Subdelegación de Aguas del Río Atuel en el Departamento de General Alvear, afirmó: “Nosotros controlamos esta actividad, en el inicio de la estimulación hidráulica tomamos muestras para certificar que el agua que se está utilizando es de producción, la que proviene del tratamiento del petróleo”.

Arias también explicó que la empresa que hace el estudio de este tipo de agua es Inducede. Las muestras son enviadas a Buenos Aires y allí el laboratorio reporta los valores. Se toman distintas muestras y se estudia de la misma forma. “Nosotros certificamos con un precinto numerado la cadena de custodia, es inviolable, y luego nos mandan los resultados con el mismo número de precinto. En el proceso de toma de muestra están presentes la DPA y el CRICYT e Irrigación”, agregó.

Nosotros controlamos esta actividad. En el inicio del fracking lo que hacemos es toma de muestras para certificar que el agua que se está utilizando es agua de producción y no agua dulce. Hacemos muestras y valores para tener esa seguridad. El agua de producción sale del tratamiento del petróleo y va a parar al pozo de inyectores, y hoy se le está dando este nuevo uso, que es para el sistema de fracturación hidráulica.

El intendente de Malargüe, Jorge Vergara Martínez, confirmó que “el petróleo es una de las bases económicas que tiene el departamento y la provincia, porque si bien en el último tiempo el valor bajó mucho en el mundo, hoy se está recuperando bastante y esto repercute en la coparticipación”. Y dejó como dato que el 70% de la producción de petróleo de toda Mendoza se hace aquí en el departamento. Además, el jefe comunal salió a decir que “hay mucha gente desinformada que cree que la fractura hidráulica trae perjuicio y los que vivimos aquí sabemos que no es así, ya que la fractura hidráulica es mucho menos contaminante que la extracción tradicional, que se hace sobre la napa, y allí había mucho más peligro y hasta la empresa está comprometida a tomar y dejar el campo en las mismas condiciones luego de que se terminó el trabajo”.

Puesto Rojas

El Área de Puesto Rojas entra en explotación en 1974, está conformado por cuatro yacimientos: Cerro Pencal, Puesto Rojas, Cerro Mollar y Puesto Adobe.

El área tiene 136 pozos, 21 de extracción efectiva, 3 pozos inyectores, 98 pozos inactivos y 14 con abandono definitivo.

Las principales formaciones son: Agrio (superior, media e inferior) Chachao y Vaca Muerta, cuyas profundidades oscilan entre 1.400 y 3.000 m.

La formación Agrio y Chachao son formaciones tight oil (roca reservorio de muy baja porosidad y permeabilidad) y Vaca Muerta formación shale oil (roca madre de origen marino donde se generó el HC).

LEÉR MÁS  Advierten que el Zonda podría descender al llano

Los controles previos

En el Expediente EX – 2018-706526 GDEMZA-DPA-SAYOT, la empresa El Trébol presentó el Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental para la Estimulación Hidráulica de cinco pozos existentes. Se acuerdo con lo establecido por el Decreto 248/18, se categorizó como Aviso de Proyecto. Fue evaluado por la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Cuyo (UNCuyo). Luego obtuvo dictamen sectorial del Departamento General de Irrigación (DGI) y la Municipalidad de Malargüe.

Los estudios referidos a la integridad del pozo (condiciones para ser estimulado) fueron evaluados por la Dirección de Carrera de la Facultad de Ingeniería en Petróleo.

La autoridad de aplicación, que es la Dirección de Protección Ambiental, habiendo analizado la respuesta de las partes intervinientes, dictó la Resolución 387/18 de la DPA, designando como Organismo Auditor a la Fundación CRICYT.

Además, la empresa debió presentar una declaración jurada sobre la no afectación de acuíferos, de fuentes de provisión de agua a pobladores, a las actividades agrícolas, ganaderas y caudal ecológico. También, sobre volumen estimado y la fuente de provisión de agua a utilizar en las etapas de perforación, explotación y terminación de pozos, debiendo acreditar la autorización de Irrigación.

Generación de empleo e inversión

Entre las tareas de preparación (perforaciones, tanques, líneas, etc.) y las estimulaciones propiamente dichas, que comenzaron el 8 de agosto, la actividad ha generado, en los últimos 5 meses, más de 250 puestos de trabajo y una inversión que alcanza los U$S 30 millones.

El agua a utilizar es 100 % agua de formación

La estimulación del pozo 3.001, que es un pozo vertical, tiene programadas 10 fracturas, 4 a la formación Vaca Muerta, cada una con un espesor que abarca entre 50 y 10 m, y a una profundidad de 1.900 m. Para conseguir las microfisuras, simular porosidad a la roca y darle un camino de salida al petróleo, se utilizará una presión máxima de 4.900 psi (350 atm) y un volumen medio de agua de 450 m3. El agua a utilizar es 100 % agua de formación.

Las restantes 6 fracturas van a formación Agrio requiriendo menores presiones, por presentar porosidad inicial.

Almacenamiento del agua de formación

El volumen de agua a utilizar oscila entre 260 y 450 m3 por fractura, que será suministrado por tres tanques en los cuales se almacena agua de formación desde hace tres meses cada uno con 4.600 m3 de capacidad o sea se ha previsto una reserva de 13.800 m3

Como material de sostén se utiliza arena de muy baja granulometría y material cerámico.

El fow back, o agua de retorno, se estima en 20% de lo inyectado y será almacenada en tanques herméticos de 70m3 cada uno para ser luego trasladada para su tratamiento y posterior inyección.

Duración del proceso de fractura

Cada proceso de cada fractura dura aproximadamente 1,45 hs a 2 hs, estimando que el proceso de estimulación del pozo 3.001 se extenderá tres días, ya que concluida la fractura, se aísla el sector con un tapón y se procede a la próxima fractura, por lo que se calcula que se realizarán 3 a 4 fracturas por día.

Terminado el proceso, se despeja la locación y se colocan los equipos de bombeo, y el pozo comienza a producir como cualquier otro pozo sobre formación convencional.

Control de los acuíferos

Para el control de la no afectación de acuíferos se instalaron seis nuevos freatímetros, ubicados y construidos de acuerdo con lo dispuesto por Irrigación. Se suman a los seis existentes. Ya se realizó la toma de muestra de acuerdo con protocolos internacionales para determinar las características físico-químicas del agua tanto subterránea como superficial.

Asimismo, se encuentran instalados tres sismógrafos, monitoreados hace un año por el Instituto Volponi de la Universidad de San Juan.

 

Dejar respuesta

Please enter your comment!
Please enter your name here