A las 8:00 a. m. (hora del este) del 21 de enero, un terremoto de magnitud 3.4 sacudió el condado de Culberson, en el oeste de Texas, a medio camino entre Odessa y El Paso, según informó el Servicio Geológico de Estados Unidos. Este tipo de sismo suele ser lo suficientemente fuerte como para sentirse, pero no lo suficientemente intenso como para causar daños.
Texas no se caracteriza por su actividad sísmica, o al menos no lo era históricamente . Casi 4,000 sismos , la mayoría de ellos de baja intensidad, han sacudido este estado rico en petróleo durante el último año. El más potente fue un terremoto de magnitud 4.5 que sacudió Midland a finales de diciembre, el segundo más fuerte en una década.
Pero esos terremotos son solo una muestra del problema oceánico que aqueja a Texas: ¿qué hacer con los miles de millones de barriles de aguas residuales tóxicas, mezcladas con combustibles fósiles comercializables, que la industria petrolera y gasística extrae cada año? Los problemas sísmicos de Texas probablemente se originan al inyectar esas aguas residuales bajo tierra mediante pozos de eliminación de agua salada, un eco de problemas similares que se presentaron en Oklahoma hace años. Los terremotos incluso han llevado a la Comisión Ferroviaria de Texas, un organismo regulador del petróleo que suele ser bastante inerte, a ordenar la suspensión de las operaciones de decenas de pozos de eliminación.
La inundación de aguas residuales que emerge del desierto podría suponer un problema para las empresas perforadoras de la Cuenca Pérmica en el oeste de Texas, afectando tanto a gigantes como Chevron como a pequeñas empresas de exploración petrolera. Algunas compañías, incluidas Chevron y ConocoPhillips, podrían perder más del 50 % de su capacidad de eliminación de residuos en áreas de perforación clave, ahora que los pozos de eliminación sospechosos de causar terremotos están fuera de servicio, según ha señalado OilPrice.com.
El simple hecho de transportar esas aguas residuales a otros pozos de inyección podría sumar más de 200 millones de dólares a los gastos colectivos de las perforadoras del Pérmico, según informó el Wall Street Journal . "Nuestros costos se están disparando", declaró Gary Bolen, propietario de Pharaoh Oil and Gas, al Journal. "Parece que uno gana dinero, pero luego se enfrenta a otros problemas".
“¿Realmente estamos produciendo hidrocarburos o realmente estamos produciendo agua?”
Jeff Wilhelm, vicepresidente de proveedores de la industria energética
Ante la creciente presión sobre el agua, algunos políticos de la árida región impulsan planes para convertir esos residuos tóxicos en una mercancía, en lugar de un desecho. Sin embargo, los expertos advierten que la tecnología necesaria para eliminar de forma fiable y asequible la contaminación —que abarca desde sales corrosivas hasta carcinógenos— del agua producida en los yacimientos petrolíferos simplemente no existe.
Mientras tanto, los expertos de la industria afirman que el petróleo de la formación Pérmica no puede fluir si no hay adónde vaya el agua.
“El agua no se puede quemar ni comprimir. Hay que deshacerse de ella, generalmente mediante su eliminación o reciclaje. Si no se hace, se paraliza la producción”, declaró Justin Love, director ejecutivo de la empresa de tratamiento de aguas residuales Blackbuck Resources , en la Conferencia de Gestión del Agua de Hart Energy, organizada por la industria petrolera el pasado mes de mayo. “No hay otra opción, no hay una válvula de alivio que permita, por ejemplo, quemar gas y mantener el flujo. Por lo tanto, es una parte fundamental del proceso general de producción de hidrocarburos”.
Industria 'de flujo medio'
La industria petrolera es un negocio que genera mucha agua, especialmente en algunas zonas de la Cuenca Pérmica. Allí, cada barril de petróleo viene acompañado de hasta diez barriles de aguas residuales, una mezcla cargada no solo de grasa y petróleo crudo, sino también de materiales radiactivos, carcinógenos como el benceno y suficiente sal corrosiva como para que el agua producida sea más salada que el océano. Puede tratarse de una mezcla de agua inyectada a presión en los pozos petroleros durante la fracturación hidráulica y agua que ha permanecido atrapada bajo tierra junto con el petróleo y el gas durante milenios.
“Uno siempre se pregunta: ¿estamos produciendo hidrocarburos o agua?”, declaró Jeff Wilhelm, vicepresidente de DistributionNOW, proveedor de la industria energética, en mayo durante la Conferencia Hart sobre Gestión del Agua. “Y, para serles sincero, vemos reducciones de agua del 90, 99, 95 por ciento en algunas de estas aplicaciones. Honestamente, gestionamos agua a diario, no hidrocarburos”.
A medida que un pozo de esquisto envejece, la mezcla que extrae tiende a diluirse. «Todos quieren el petróleo de un pozo, pero lo que realmente obtienen es entre 4 y 10 veces más agua que petróleo», informó PB Oil & Gas, una revista publicada por la Asociación de Petróleo de la Cuenca Pérmica, en mayo de 2020, «dependiendo de la cuenca y la antigüedad del pozo (la proporción de agua tiende a aumentar a medida que avanza la curva de declive de la producción de petróleo del pozo)».
Todo un sector industrial —estimado por la firma de análisis IHS Markit en 33.6 millones de dólares en 2018— ha surgido para gestionar esas aguas residuales, autodenominándose industria intermedia del agua (haciendo eco de la denominación utilizada para las empresas de oleoductos y gasoductos que transportan combustibles fósiles desde las perforadoras "downstream" hasta las refinerías "upstream").
La perforación y la fracturación hidráulica también requieren grandes cantidades de agua, y las empresas perforadoras a menudo utilizan parte del agua de la industria para realizar más fracturación hidráulica, un proceso que denominan “reciclaje de agua”.
Pero ese tipo de reciclaje es difícil de gestionar, ya que las aguas residuales se producen en oleadas y la demanda depende de una actividad constante de perforación. La pandemia trastocó gravemente este proceso, y el número de plataformas de perforación en la cuenca Pérmica se desplomó de más de 400 en enero de 2020 a tan solo 125 en julio de ese mismo año.
Incluso cuando la perforación está en pleno auge, la cantidad de aguas residuales que genera la industria es mucho mayor que la demanda. "Básicamente, se utiliza un barril de agua para la fracturación hidráulica por cada barril de petróleo que se extrae del subsuelo", estimó Jason Jennaro, director ejecutivo de Breakwater Energy Partners, empresa que opera una planta comercial de reciclaje de agua en la cuenca Pérmica, en declaraciones al Houston Chronicle el pasado noviembre. "Y luego se producen, en promedio, tres barriles de agua por cada barril que sale de ese pozo".
El agua que no se recicla —la mayor parte, con diferencia— generalmente se destina a un pozo de inyección. Y ese es el proceso que está vinculado al preocupante aumento de los terremotos que sacuden la cuenca Pérmica.
Incluso antes de la pandemia, la presión sobre el agua ya era cada vez mayor para la industria. «La cantidad de agua que obtenemos de nuestros pozos productores, en comparación con la que utilizamos diariamente para la fracturación hidráulica, puede estar totalmente desequilibrada, ¿verdad?», preguntó un asistente a la conferencia «Agua y Energía en la Cuenca Pérmica» a los panelistas en febrero de 2020. «Entonces, ¿cómo se gestiona ese desequilibrio?».
Las cifras demuestran que, a pesar de todo lo que se habla de reciclaje, la gran mayoría de las aguas residuales vuelven al subsuelo. En 2021, se trataron para su reciclaje unos 1.9 millones de barriles de aguas residuales de esquisto en Estados Unidos, según estimaciones de Rystad Energy, que añade que este volumen aumentará a más de 2.2 millones de barriles para 2026.
Pero, ¿cuánta agua sin tratar quedará? Rystad estima que “alcanzará un máximo histórico de 20.9 millones de barriles en 2022 y luego crecerá de forma constante hasta los 21.6 millones de barriles en 2026”.
Agua, agua por todas partes, pero no la suficiente para beber.
Esa avalancha de fluidos que se mueven en los yacimientos petrolíferos crea un dilema especialmente difícil en las regiones áridas, donde el estrés hídrico se agrava por el cambio climático y las sequías. El Plan Estatal del Agua de Texas para 2022, publicado por la Junta de Desarrollo del Agua de Texas, proyecta que la demanda de agua en el estado aumentará un 9 por ciento en los próximos 50 años, pero las reservas de agua existentes disminuirán un 18 por ciento.
“Me han dicho que hay un océano de agua debajo de Texas, solo que no toda es dulce”, dijo Kathleen Johnson, directora de la Junta de Desarrollo de Agua de Texas, a los representantes de la industria petrolera reunidos en una conferencia de 2020.
Políticos de zonas con escasez de agua han comenzado a considerar las aguas residuales de esquisto, tratando de encontrar maneras de utilizarlas en lugar de agua dulce en determinadas circunstancias. «No podemos seguir desperdiciando 8 mil millones de barriles de agua cuando hay comunidades que claman por agua», declaró el congresista estatal de Texas, Drew Darby, en el mismo evento, refiriéndose a la práctica de inyectar residuos de yacimientos petrolíferos bajo tierra en pozos de eliminación de agua salada. «Ya no podemos seguir así. ¿Qué se necesita entonces?».
La respuesta sencilla es el tratamiento del agua, pero el tratamiento en sí dista mucho de ser sencillo. Las aguas residuales de esquisto pueden contener una mezcla patentada de productos químicos utilizados en la fracturación hidráulica, materiales radiactivos presentes de forma natural en las profundidades del subsuelo e incluso, posiblemente, aditivos ilegales como el gasóleo . Los perforadores suelen distinguir entre el agua residual de retorno, producida poco después de la fracturación hidráulica y con una mayor concentración de aditivos, y el agua producida, que tiende a contener menos aditivos.
No obstante, algunos agricultores y ganaderos de la región de Permian han comenzado a considerar las aguas residuales de los yacimientos petrolíferos. «Si pudiéramos convertir esas aguas residuales a un estándar agrícola, podríamos crear nuevos campos de alfalfa y criar ganado», declaró Brent Van Dyke, de la Asociación de Distritos de Conservación de Nuevo México, en una conferencia sobre el agua celebrada en 2019, según informó Searchlight New Mexico.
Pero científicos como Bridget Scanlon, hidrogeóloga e investigadora principal de la Universidad de Texas en Austin, han advertido que las aguas residuales de esquisto son un tema delicado. «No sabemos tanto sobre esto» en comparación con otras fuentes de agua, declaró al Texas Tribune en enero. «Al final, hay que tener confianza en lo que se está haciendo».
Un artículo científico publicado por Scanlon en 2020 concluyó que se necesitaría "mucha más investigación" sobre cómo tratar el agua antes de que las empresas perforadoras pudieran extraer "de forma segura" el agua de los yacimientos petrolíferos y venderla a compradores ajenos al sector, señalando una serie de problemas relacionados, como la posible responsabilidad civil y la falta de regulación.
Aun así, el impulso para utilizar las aguas residuales de los yacimientos petrolíferos sigue siendo fuerte. «Creo que la reutilización es parte de nuestro futuro fuera de los yacimientos petrolíferos», declaró Mark Patton, presidente de Hydrozonix, una empresa que comercializa sistemas de evaporación para aguas residuales de petróleo y gas, en mayo durante la conferencia sobre el agua de Hart. Sin embargo, reconoció que la contaminación era un problema, sugiriendo que realizar pruebas exhaustivas para detectar todos los componentes del agua sería una barrera casi insuperable, y una idea que «realmente me asusta».
“Y la razón por la que digo que esto me asusta es que habrá compuestos y subproductos que identificaremos, y eso llevará años. Además, para la mayoría de ellos no existen métodos de prueba. ¿Tendremos que esperar otros 20 o 30 años a que se desarrollen esos métodos?”, dijo Patton. Afirmó que existen “pruebas generales de toxicidad”, sugiriendo que podrían ser una solución rápida.
“Cualquier reutilización del agua producida en la Cuenca Pérmica de manera que se vierta agua producida sin tratar o mínimamente tratada al medio ambiente innecesariamente conlleva el riesgo de dañar la salud humana y el medio ambiente”, dijo a DeSmog Alex Ortiz, especialista en recursos hídricos del capítulo Lone Star del Sierra Club.
“Es un riesgo innecesario”, dijo Ortiz. Explicó que su organización apoya la reutilización del agua por parte de la industria del petróleo y el gas, pero considera importante comprender su composición antes de utilizarla para la agricultura o para cualquier actividad que pueda afectar a las personas o la fauna silvestre. Hizo hincapié en que las aguas residuales pueden contener materiales radiactivos y que no estaba claro que las pruebas generales de toxicidad detectaran los riesgos para la salud a largo plazo.
Algunos en la industria del petróleo y el gas no están del todo convencidos de que las tecnologías de tratamiento estén listas para su uso intensivo.
“Todos estaríamos encantados de poder reutilizar esta agua de forma beneficiosa”, declaró Gregory Mullin, ejecutivo de Solaris Water Midstream, en la conferencia Hart el pasado mes de mayo. “La tecnología para purificarla y reutilizarla existe, pero el verdadero desafío reside en cómo eliminar todas las sales pesadas, los metales y los minerales presentes en ella; ese sería, en mi opinión, el mayor obstáculo para lograr esta reutilización beneficiosa”.
Texas ha comenzado a explorar opciones.
En junio pasado, Texas aprobó una ley que puso en marcha el Consorcio de Aguas Residuales de Producción de Texas , una iniciativa conjunta del gobierno y la industria, con sede en la Universidad Tecnológica de Texas. Dicho consorcio planea elaborar un informe para septiembre de 2022 que propondrá cambios regulatorios que podrían allanar el camino para la reutilización de las aguas residuales de los yacimientos petrolíferos en actividades como el riego o la refrigeración industrial, según informa Global Water Intelligence.
Los abogados ya han comenzado a debatir no quién es responsable del tratamiento de las aguas residuales del Pérmico, sino quién se convierte en su propietario si se consideran una materia prima: ¿los terratenientes o las empresas perforadoras?
Mientras tanto, bajo tierra, el agua de la industria petrolera ha comenzado a causar estragos de una índole completamente diferente en el rancho ganadero de Ashley Watt en el condado de Crane, Texas. Un géiser de más de 100 metros de altura, con agua de yacimientos petrolíferos, brotó del medio del paisaje desértico justo al comienzo de 2022, cubriendo las arenas de las tierras de Watt con sales corrosivas y empapando el suelo con un caudal estimado de 25,000 barriles de agua al día.
Al parecer, el incidente preocupó lo suficiente a los reguladores federales como para que declararan una zona de exclusión aérea temporal sobre el área. Chevron, la gigante petrolera propietaria de pozos antiguos perforados en el rancho de Watt, logró sellar el géiser el 17 de enero, pero aún no está claro de dónde provino exactamente esa agua, cómo llegó allí, si está relacionada con sistemas de eliminación de agua salada sobrecargados o adónde irán esos barriles de líquido ahora que ya no brotan en la superficie.
Algunos temen que el géiser en el rancho de Watt sea un presagio de lo que está por venir. «Hay cientos de miles de pozos en el oeste de Texas, muchos de ellos muy antiguos», declaró Bruce K. Darling, ex geólogo de exploración de Pennzoil, a Texas Monthly. «Con el tiempo, a medida que el estado de los pozos se deteriora, es posible que veamos algo así. No me atrevería a especular sobre si esto se convertirá en la norma».
Aun suponiendo que las erupciones de géiseres de agua salada sigan siendo relativamente raras en la Cuenca Pérmica, está claro que los problemas hídricos de la industria petrolera en Texas continúan creciendo.
“Mucho después de que se agoten el petróleo y el gas, será el agua la que decida el futuro”, predijo Robert Mace, director del Centro Meadows para el Agua y el Medio Ambiente, durante la Conferencia sobre Agua y Energía de la Cuenca Pérmica de 2020.
Mientras se intensifican los debates sobre cómo gestionar los miles de millones de barriles que fluyen del Pérmico y mientras las emisiones de combustibles fósiles que alteran el clima elevan aún más las temperaturas de Texas, parece que ese futuro podría estar llegando ahora mismo.
