Este es un momento curioso para publicar una biografía de King Hubbert realizada por Mason Inman. La historia de cómo este brillante pero irascible geólogo de la Shell predijo con exactitud en 1956 que la producción de petróleo de los Estados Unidos de Norteamérica llegaría a su cenit y entraría en declive terminal para 1970.
El “pico de Hubbert”, también conocido como pico petrolero, es una teoría acerca de la tasa de agotamiento a largo plazo del petróleo. Predice que la producción mundial llegará a su cenit y después declinará tan rápido como creció, resaltando que el factor limitador de la extracción de petróleo es la energía requerida y no su costo económico. Después de la crisis de 2008 que elevó el precio hasta 147 $ por barril, éste se confundió con el pico mundial. Sin embargo, una vez más el mundo sigue nadando en petróleo, y el precio languidece alrededor de los 50 $.
El libro está bien escrito, rico en anécdotas y sus logros intelectuales. En 1953, fue el primero en averiguar cómo funcionaba la fractura hidráulica (también conocida por el término en inglés fracking), demostrando que las fracturas causadas por la inyección de fluido en la roca se extenderían verticalmente y no horizontales como los expertos de aquel entonces creían. Entre las anécdotas citadas se menciona que al principio no le hicieron caso, convencidos solo después de los experimentos que implicaron una pecera, una botella de refresco y una jeringa de cocina. Gracias a estos experimentos, el fracking se transformaría en la nueva frontera en materia de combustibles una vez que las reservas del país del norte disminuyeran.
La extracción de gas y petróleo de esquisto mediante fracturación hidráulica ya ha tenido un fuerte impacto en los EEUU, a tal punto que este país podría lograr autosuficiencia energética en el año 2035, según la Agencia Internacional de Energía. Varias décadas de investigación científica y tecnológica, permitieron definir un fluido de fracturación cuya composición suele estar entre un 95 y 98 % de agua (no necesariamente potable), que incorpora hasta un 5 % de arena de sostenimiento y menos de 1 % de productos químicos, tales como bactericidas, reductores de fricción, espesantes, etc. Una vez que comienza a fluir el hidrocarburo, entre el 25% y el 75% del fluido de fracturación con aditivos que fue inyectado a alta presión vuelve a la superficie, según señaló el año pasado en su informe sobre fracking la Royal Society. Siendo uno de los principales problemas apuntados por los críticos, qué sucede con estas aguas residuales en cuanto a su almacenamiento y disposición. Evaluar su toxicidad potencial es difícil debido a que muchos aditivos químicos usados en el fluido de fracturación hidráulica, son secreto comercial no divulgado.
¿Puede la tecnología tratar aguas residuales del fracking? Sí, las industrias, Centros de Investigación y Universidades pueden desarrollar tecnologías que mitiguen los problemas que las comunidades han expresado. Su tratamiento puede eliminar los costos de transporte de agua y el número de sitios de disposición cuyo principal problema es la consiguiente contaminación de aguas subterráneas. Pensando en el reuso de las aguas para el mismo proceso de inyección horizontal y fractura hidráulica.
Es así, que en la planeación e implementación de la política energética, las instituciones públicas deben asegurar el respeto, garantía de los derechos humanos y en específico el de los pueblos indígenas y campesinos al manejo de sus tierras, territorios y recursos naturales. Es preocupante que en países de Sudamérica haya empresas multinacionales que aprovechándose de la falta de vigilancia por parte de los Gobiernos, se haga explotación con fractura hidráulica sin considerar los efectos de las aguas sin tratar sobre el medio ambiente.
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