Técnicas, normativa y recomendaciones para la gestión ...
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Técnicas, normativa y recomendaciones para la gestión ambiental de la aplicación de la Fractura Hidráulica (fracking) en Colombia Densy Patricia Naranjo Plata Trabajo de grado presentado para optar el título de Magister en Gestión Ambiental Maestría en Gestión Ambiental Facultad de Estudios Ambientales y Desarrollo Rural Pontificia Universidad Javeriana Bogotá, 2016
Transcript of Técnicas, normativa y recomendaciones para la gestión ...
Técnicas, normativa y recomendaciones para la gestión ambiental de la aplicación de la
Fractura Hidráulica (fracking) en Colombia
Densy Patricia Naranjo Plata
Trabajo de grado presentado para optar el título de
Magister en Gestión Ambiental
Maestría en Gestión Ambiental
Facultad de Estudios Ambientales y Desarrollo Rural
Pontificia Universidad Javeriana
Bogotá, 2016
“A Dios por ser la roca fuerte que me sostiene”
Agradecimientos
A mi esposo Rafael por ser ese motor que me impulsa a ser cada vez mejor, pero sobre todo por
acompañarme a alcanzar mis sueños, sin su compañía no sería posible llegar tan lejos. A Andrés
por ser parte de mi vida, por ser quien motiva mis deseos de superación, gracias por ser mi hijo.
A Armando Sarmiento por creer en este proyecto y por su apoyo, colaboración y rigurosidad
para la construcción de este documento.
A mis compañeros de la maestría por compartir con generosidad sus conocimientos y amistad,
especialmente a mis amigos Natalia, Lucía y Yeison por permitirme aprender de sus experiencias
personales y profesionales.
A la Universidad Javeriana por poner todos sus recursos al servicio de la consecución de esta
nueva meta.
A mi familia por siempre mostrarse dispuesta a entender, ayudar y comprender este deseo de ser
cada vez mejor. A mis padres y hermanos por creer siempre en mí y alentarme a continuar ante
la dificultad. A Jaime Buitrago por ser un apoyo incondicional en cada uno de mis proyectos.
Tabla de contenido
INTRODUCCION...............................................................................................................................................1
1. Planteamiento del problema..................................................................................................................................... 5
2. Justificación............................................................................................................................................................... 6
3. Objetivos.....................................................................................................................................................................7
3.1. Objetivo general.......................................................................................................................................7
3.2. Objetivos Específicos.................................................................................................................................7
4. Metodología.............................................................................................................................................................. 8
4.1. Enfoque Metodológico............................................................................................................................ 8
4.2. Procedimientos e instrumentos............................................................................................................... 8
4.3. Fase descriptiva...................................................................................................................................... 11
4.3.1. Análisis del ciclo de producción del fracturamiento hidráulico.......................................................................11
4.3.2. Análisis documental del marco normativo del fracturamiento hidráulico......................................................12
5. Marco Conceptual...................................................................................................................................................14
5.1. Geología del shale...................................................................................................................................14
5.2. Cuencas sedimentarias con alto potencial en shale para Colombia......................................................16
5.2.1. Cuenca Catatumbo............................................................................................................................................17
5.2.1.1. Formación la Luna.....................................................................................................................................18
5.2.1.2. Formación Capacho.................................................................................................................................. 18
5.2.2. Cuenca Llanos Orientales..................................................................................................................................18
5.2.3. Cuenca Valle Medio del Magdalena..................................................................................................................19
5.3. Producción y Consumo de Gas en la economía energética mundial..................................................... 22
5.4. Economía y Geopolítica del Gas Natural y Shale Gas............................................................................ 25
5.5. Reseña histórica del Fracturamiento Hidráulico (Fracking)................................................................... 29
5.6. Proceso técnico de la Fractura Hidráulica............................................................................................. 33
5.6.1. Perforación........................................................................................................................................................33
5.6.2. Instalación de carcasas para la perforación y uso de los pozos.......................................................................34
5.6.3. Fractura Hidráulica............................................................................................................................................ 35
5.6.4. Producción.........................................................................................................................................................38
5.7. Principales diferencias entre hidrocarburos Convencionales y no convencionales................................38
5.8. Impactos asociados a los procesos de producción................................................................................. 39
5.8.1. Alta demanda de Agua...................................................................................................................................... 40
5.8.2. Contaminación de aguas subterráneas.............................................................................................................41
5.8.3. Contaminación por Aguas de Producción.........................................................................................................42
5.8.4. Contaminación por aguas de retorno.............................................................................................................. 42
5.8.5. Aditivos químicos impactan la calidad de las aguas superficiales. 45
475.8.6. Contaminación por aguas residuales inyectadas.
5.8.7. Afectaciones en el A ire................................................................................................................................... 48
5.8.8. Afectaciones en el Suelo y territorio............................................................................................................... 50
5.8.9. Afectación a las Comunidades.......................................................................................................................... 51
5.8.10. Sismicidad....................................................................................................................................................... 55
5.9. Amenazas y vulnerabilidad en la explotación de hidrocarburos............................................................57
5.10. Riesgos asociados a la actividad de acuerdo a la fase de desarrollo.................................................. 59
5.10.1. Preparación del sitio para la perforación del pozo.......................................................................................... 60
5.10.2. Actividades de perforación............................................................................................................................. 60
5.10.3. Fractura y Finalización.....................................................................................................................................60
5.10.4. Explotación de pozos y producción.................................................................................................................61
5.10.5. Almacenamiento y disposición de fluidos de fractura, agua de retorno y aguas de producción................. 61
5.10.6. Otras actividades.............................................................................................................................................61
5.11. Grupos de interés............................................................................................................................... 62
5.12. Legislación ambiental Nacional e Internacional..................................................................................67
5.12.1. Legislación Internacional.................................................................................................................................68
5.12.2. Legislación Americana.................................................................................................................................... 68
5.12.2.1. Sistema de sanciones en Estados Unidos.............................................................................................. 74
5.12.3. Legislación Europea.........................................................................................................................................78
5.12.4. Análisis de los principales documentos legales de la normativa internacional sobre la exploración y
producción de hidrocarburos no convencionales........................................................................................................... 82
5.12.5. Fuentes del Derecho Ambiental Colombiano................................................................................................ 83
5.12.6. Descripción del marco legal vigente en Colombia........................................................................................... 86
5.12.7. Análisis de los principales documentos legales de la normativa nacional sobre la exploración y producción
de hidrocarburos no convencionales................................................................................................................................88
5.12.8. Otros instrumentos de gestión.......................................................................................................................90
5.12.8.1. Licencias ambientales............................................................................................................................. 90
5.12.8.2. La Consulta Previa...................................................................................................................................91
5.12.8.3. Ley de Regalías........................................................................................................................................93
5.12.9. Interinstitucionalidad......................................................................................................................................94
6. Recomendaciones para la exploración y explotación de HNC en Colombia....................................................... 99
6.1. Ecosistema..............................................................................................................................................99
6.2. Gobierno...............................................................................................................................................101
6.3. Empresa Privada...................................................................................................................................103
6.4. Comunidades........................................................................................................................................103
6.5. Academia..............................................................................................................................................104
6.6. ONGs y Organismos Internacionales...................................................................................................104
6.7. Instituciones. 105
6.8. Aspectos técnicos..................................................................................................................................105
6.9. Aspectos socioeconómicos....................................................................................................................106
BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................................................................110
ANEXOS........................................................................................................................................................117
LISTA DE FIGURAS
Fig u r a 1. Esquema general de la propuesta............................................................................................................................................................ 10
Fig u r a 2: Comparación entre la porosidad en una arenita convencional - panel izquierdo- y en un Shale -; panel derecho-.
Información obtenida de Vargas (2012)...............................................................................................................14
Fig u r a 3: Mapa de las cuencas de Colombia. Tomado de Vargas (2012) y ARI2013....................................................... 16
Fig u r a 4: Recursos de shale gas y oil gas a nivel mundial. Tomado de Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas
Resources: An Assessment of 137Shale Formations in 41 Countries Outside the United States (2013)................ 22
Fig u r a 5: Consumo de energía por recurso en EE.UU., Tomado de Annual Energy Outlook 2013.................................23
Fig u r a 6: Reservas y recursos de gas para las Américas. Tomado de (U.S. EIA, 2014).....................................................24
Fig u r a 7: Estimación mundial de reservas de gas. Tomado de St e v e n s (2010)................................................................ 25
Fig u r a 8: Línea de tiempo. Historia del petróleo en Colombia. Elaboración propia. Datos tomados de ANH (2011)........32
Fig u r a 9: Proceso de perforación. (Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), 2014)................................................... 34
Fig u r a 10: Tuberías y revestimiento para un pozo horizontal. Tomado de All Consulting. (Norton Rose Fulbright, 2013).
........................................................................................................................................................................... 35
Fig u r a 11: Composición volumétrica de los fluidos de fracturamiento. Tomado de (Norton Rose Fulbright, 2013)..... 36
Fi g u r a 12: Fluidos defracturación. Tomado de (Richardson, Gottlieb, Krupnick, & Wiseman, 2013)............................ 46
Fig u r a 13: Principales grupos de interés. Tomado de (Alan J; Krupnick, 2013)..............................................................58
LISTA DE TABLAS
Ta b l a 1. Esquema de la matriz de impactos.............................................................................................................................................................. 11
Ta b l a 2. Esquema de la Matriz de Análisis Legal................................................................................................................................................... 13
Ta b l a 3: Hidrocarburos Convencionales Vs . No Convencionales. Principales diferencias..............................................................39
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1. Lista de los químicos más usados en el fracturamiento hidráulico....................................................................117
Anexo 2. Matriz de riesgo para actividades asociadas al Fracturamiento Hidráulico.................................................... 120
Anexo 3. Matriz de Análisis legal....................................................................................................................................... 126
Anexo 4. Tabla de evaluación para procesos técnicos y operativos del Fracturamiento Hidráulico..............................134
Anexo 5: Reglas de Oro para el Fracturamiento Hidráulico.............................................................................................135
ACRONIMOS, SIGLAS Y ABREVIATURAS
Bbbl Billones de Barriles
Bbl Barril
BBO Billones de Barriles de Crudo
BBOE Billones de Barriles de Crudo Equivalente
Bcf Billones de pies cúbicos
Befe Billones de pies Cúbicos Equivalentes
BOE Barriles de crudo Equivalentes
DOE Departamento de Energía
EUR Estimated Ultimate Recovery
MBOE Miles de Barriles de Crudo equivalentes
MMBOE Millones de Barriles de crudo equivalentes
Tcf Trillones de Pies Cúbicos
Tefe Trillones de pies cúbicos equivalentes
Mcf Thousand cubic feet
MMcf Million cubic feet
TRR Technically Recoverable Resources
USGS United States Geological Survey
TOC Carbono Orgánico Total
MERC Morgantown Energy Research Center
DOE Department of Energy
ERDA Energy Research and Development Administration
FEO Federal Energy Office
DOI Department of the Interior
OCS Outer Continental Shelf
GHG Greenhouse gas
DOE Department of Energy
HUD Department of Housing and Urban Development
RFS National Renewable Fuels Standard
PTC Production Tax Credit
EERE Energy Efficiency and Renewable Energy
CNG Compressed natural gas
EIA
FERC
GOM
LNG
Energy Information Administration
Federal Energy Regulatory Commission
Gulf of Mexico
Liquified Natural Gas
1
INTRODUCCION
La demanda de energía para el mantenimiento y desarrollo de la creciente infraestructura
industrial mundial ha llevado al incremento en el consumo de combustibles fósiles como fuente
primordial de recursos energéticos. Virtualmente, toda actividad a nivel mundial depende del
gas, petróleo y sus derivados. Desde materiales para construcción, fibras sintéticas para los
tejidos, plásticos y la industria farmacéutica así como el transporte, la generación de energía,
calefacción e iluminación dependen de esta fuente. Esta civilización se ha construido sobre las
bases de combustibles fósiles (Rifkin, 2011).
Los modelos geológicos más optimistas hablan de que la extracción de hidrocarburos llegará a
su punto máximo entre los años 2025 y 2035, a partir de allí empezará a declinar. La Agencia
Internacional de Energía (IEA) señala que este punto se alcanzó ya en el año 2006 (IEA, 2010),
mientras que la Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) señala que el pico se
encontró en el 2010.
La búsqueda de nuevas fuentes de energía tiene como propósito conseguir precios más
económicos para suplir la demanda, asegurar una provisión continua a través de contratos a largo
plazo, superar la dependencia de naciones no siempre aliadas o de carteles internacionales que
pueden reducir los suministros o incrementar los precios, reducir los costos de producción y,
aunque no en la agenda de todos los países, lograr que la producción y consumo de dichas
fuentes sea sostenible y de bajo impacto ambiental.
Antes de llegar a una era post-fósil en la que la generación de energía se realice a través de
fuentes renovables como la energía solar, eólica, hidráulica y geotérmica entre otras, los
gobiernos y la empresa privada buscan soluciones intermedias que prolonguen el uso de energías
fósiles mediante nuevas tecnologías de extracción y transformación de este recurso fósil.
Una de las soluciones intermedias, llamada un puente azul para un futuro verde es el uso de
Shale Gas que por medio del fracturamiento hidráulico (Fracking) permite recuperar grandes
volúmenes de gas atrapados en rocas sedimentarias de baja permeabilidad.
En el presente estudio se utilizará el término Shale gas para referirse a yacimientos de gas que
se encuentran en rocas sedimentarias de baja permeabilidad también conocidas como esquistos y
lutitas.
2
El Shale Gas es un tema que despierta animados debates en comisiones de gobierno, juntas
directivas de empresas, entre organizaciones medioambientales y medios de comunicación.
Nuevas tecnologías como la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico han permitido
recobrar petróleo y gas de yacimientos de shale. Este proceso recientemente desarrollado ha
hecho posible la extracción en formaciones que antes eran consideradas inaccesibles o poco
rentables.
La expansión del desarrollo de crudo y gas no convencional ha convertido a los Estados
Unidos en el líder mundial de productores y ha contribuido al declive progresivo de los precios
de gas natural, resultando en un cambio significativo de la demanda de carbón hacia el gas para
el sector energético e industrial (Goldman et al., 2013).
Las prácticas de fracturamiento hidráulico en Estados Unidos, particularmente en las cuencas
de Barnett en Texas y Marcellus en Pennsylvania han sido experiencias que han modelado no
solo el desarrollo de la tecnología sino el alcance de los impactos y la subsecuente respuesta de
los distintos grupos de interés -stakeholders - frente a estos procesos. El desarrollo del fracking
en estas cuencas es un referente en este estudio y ofrece criterios que ayudarán a fundamentar la
toma de decisiones con respecto a la implementación de esta tecnología en Colombia. Los
estados y el gobierno federal norteamericano, apoyados y en otros casos cuestionados por
organizaciones ambientalistas y de derechos humanos, fueron conceptualizando, dimensionando
y estableciendo principios, normativas -unas estatales y otras federales- para legislar y controlar
este tipo de actividades. Aun así, existe un gran margen de impredictibilidad con respecto a la
viabilidad económica de este recurso en cuanto a los potenciales daños ambientales y por
consiguiente, la estimación de costos de remediación y estrategias de control de impactos que
están aún en desarrollo.
El uso del fracturamiento hidráulico está estrechamente vinculado a variables económicas y
geopolíticas. En estos momentos el punto de equilibrio para la explotación de hidrocarburos no
convencionales está en US 40 por barril equivalente, por consiguiente si el precio del petróleo de
extracción convencional sigue a la baja no parece ser costo-eficiente el desarrollo intensivo del
fracturamiento hidráulico (Yoxtheimer, D. El Espectador). Desde la perspectiva geopolítica, sin
embargo, estas nuevas tecnologías de recuperación de hidrocarburos permiten una mayor
autonomía, reducción de costos de transporte a los mercados y estimulación del mercado de
trabajo.
3
En el caso colombiano, cuando los precios del petróleo permitieron viabilizar los estudios
para la producción de hidrocarburos no convencionales la ANH tenía proyectados para
asignación 18 bloques pero solo asignó uno en la Ronda 2014 para este propósito. Las agencias
de hidrocarburos del estado lo recomiendan y el nuevo presidente electo de Ecopetrol incluso
expresó que Colombia no podía darse el lujo de no hacer fracturamiento hidráulico (El tiempo,
Abril del 2015).
Teniendo en cuenta el balance de gas natural en Colombia y las proyecciones al 2023
elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética en el año 2015, en el Escenario Bajo
de Oferta y de Demanda se logrará abastecimiento de gas del país hasta enero de 2018. En este
escenario de precios de gas y petróleo actuales1 2, los desarrollos de estas reservas pueden verse
comprometidos pues no hay interés de las empresas en realizar nuevas exploraciones. En este
contexto el gobierno nacional considera urgente tomar medidas para evitar un posible
desabastecimiento en los distintos segmentos mencionados, de allí que el fracturamiento
hidráulico se vea como una opción viable para la producción de gas.
El fracturamiento hidráulico trae consigo impactos propios de la técnica, adicionales a los se
generan en el proceso de producción de hidrocarburos convencionales entre los que se destacan
el alto consumo de agua (1-5 millones de galones por pozo datos en función del tamaño del
pozo), el empleo de agentes químicos cuya composición no es en todos los casos de público
conocimiento hecho que ha confrontado el “secreto industrial” de la empresa privada con “el
derecho a saber” de las comunidades (Veil & Clark, 2011).
De otro lado, quienes apoyan la extracción de hidrocarburos no convencionales ven como
oportunidades la consolidación de la cadena de suministros y con ella la generación de empleo
directo, indirecto e inducido. Así mismo, la implementación de estas nuevas tecnologías trae
consigo la transferencia de conocimiento, los aprendizajes in-situ y el entrenamiento en distintas
disciplinas conexas. También ofrece oportunidades a las comunidades donde dichos proyectos se
realizan por la importante inversión social que trae por concepto de regalías y desarrollo de la
cadena de suministros locales y beneficios de la Gestión Social Corporativa de las empresas que
allí operen, además de resolver los problemas de oferta, especialmente de gas natural.
1 A finales de abril del 2015 los precios del petróleo cayeron 43.8% respecto al mismo mes del 2014, dinámica que contagió los precios del gas los cuales disminuyeron 44.6% en el mismo período según la agencia internacional de energía, las previsiones del precio de referencia mundial de gas (Henry Hub) muestra una caída promedio de 4.4 dólares en 2014 y prevé un declive de 4.15 para el 2015. (Revista Dinero, 6 de marzo de 2015).2La subsidencia en geología describe el progres ivo hundimiento de una superficie, generalmente de la litosfera, bien sea por el movimiento relativo de las placas tectónicas que incluyen tanto la convergencia de las mismas como su divergencia o, en una esca la menor, por el asentamiento del terreno en las cuencas sedimentarias (a menudo acelerado por la acción humana, como es el caso de las cuencas petroleras) o por el cese de la actividad volcánica en áreas reducidas en torno a los volcanes propiamente dichos, como sucede en el caso de los atolones. En el caso de la subsidencia, el nivel del mar, como es lógico,
4
Las decisiones acerca de la implementación del fracturamiento hidráulico a partir de estas
consideraciones son complejas y por ello requieren de un análisis interdisciplinario y
multisectorial. Colombia tiene la oportunidad de diseñar políticas energéticas en torno a los
hidrocarburos no convencionales tomando las mejores prácticas para fortalecer su normativa,
institucionalidad y procesos.
5
1. Planteamiento del problema
En la coyuntura actual de una crisis energética dada por la inminente reducción en la oferta de
gas generado en el país y la urgencia del gobierno nacional de buscar nuevas fuentes energéticas,
el fracturamiento hidráulico emerge como una alternativa viable para Colombia.
El presente trabajo pretende explorar los beneficios y riesgos que esta actividad tendría en el
país tomando como referencia la experiencia de Estados Unidos ya que es el país pionero en la
técnica y en el desarrollo de una normativa federal y estatal sólida pero dinámica de la cual
muchos países europeos y de las Américas han tomado como modelo, ya sea para seguir su
trayectoria a nivel técnico, jurídico y económico como para declarar una moratoria a este tipo de
actividad por los impactos ambientales y sociales que conlleva, como al momento lo han hecho
Francia y Bulgaria en Europa y algunos estados de EEUU como Maryland y New York.
No se pretende tomar una posición a favor o en contra del fracturamiento hidráulico, sino
examinar las implicaciones, explorar las condiciones de posibilidad para que eventualmente
puedan realizarse de forma segura, dar herramientas conceptuales y referentes históricos a los
stakeholders para que se construya dialogalmente el futuro medioambiental en armonía con el
desarrollo social del país, y avanzar en el conocimiento de nuevas propuestas de generación de
energía que traen nuevas oportunidades y retos a los gestores ambientales.
6
2. Justificación
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en la Ronda 2014 presentó 18 bloques para
exploración de hidrocarburos no convencionales, pero solo uno fue asignado. Este ha sido el
primer intento del país por incursionar en estas nuevas tecnologías energéticas.
Por ser un tema novedoso para el país, y ya puesto en marcha con la asignación de los
primeros bloques, es oportuno y pertinente realizar esta amplia exploración bibliográfica que
sirva de referente para los distintos stakeholders (gobierno, empresa privada, academia,
comunidades, ONGs y grupos ambientalistas) para conocer las técnicas, impactos y riesgos
asociados al fracturamiento hidráulico así como los desarrollos jurídicos, científicos y sociales
que se deben tener en cuenta para el diseño de políticas económicas, sociales y ambientales que
procuren la armonía entre el patrimonio ambiental y el desarrollo socioeconómico del país.
Así mismo el estudio llena un vacío en la literatura sobre el fracturamiento hidráulico en el
país toda vez que la información relativa a esta actividad ha estado circunscrita a grupos selectos
de miembros del gobierno, academia y empresa que han asistido a contados foros con expertos
internacionales sobre el tema.
Siendo muy pocos los estudios que se han hecho en el país acerca del fracturamiento
hidráulico y teniendo en cuenta que la literatura más actualizada se encuentra en otros idiomas,
este trabajo es una contribución a la divulgación en español de conocimientos a través de la
compilación y análisis de un amplio espectro de artículos sobre el tema.
Este análisis sistémico e integral permitirá elaborar una serie de recomendaciones que ilustren
los beneficios y riesgos de esta actividad y permitan formar criterios y tomar posiciones con
fundamento técnico, científico y legal para el empoderamiento de los agentes ambientales que se
harán cargo de responder a los retos del fracturamiento hidráulico en el país.
7
3. Objetivos
3.1. Objetivo general
Analizar experiencias internacionales de fracturamiento hidráulico para la producción de shale
gas, sus aspectos económicos, técnicos y normativos para identificar los impactos ambientales y
sociales con el propósito de generar recomendaciones para la toma de decisiones en torno a su
implementación en Colombia.
3.2. Objetivos Específicos
Caracterizar las fases, técnicas, procedimientos e impactos socio ambientales y económicos
asociados a la exploración y explotación de shale gas.
Analizar documentos representativos de la legislación internacional y nacional sobre la
regulación del fracturamiento hidráulico y desde allí aportar para construir una normativa más
comprehensiva, actualizada y preventiva como marco de referencia para regular la actividad en
el país.
Generar recomendaciones de gestión ambiental para el fracturamiento hidráulico en
Colombia, a partir de la información analizada.
8
4. Metodología
4.1. Enfoque Metodológico
La metodología empleada en este estudio que hace uso de herramientas cualitativas como el
análisis documental, es de índole inductiva, ya que se basa en la exploración y descripción para
luego generar perspectivas teóricas, que van de lo particular a lo general (R. Hernández,
Fernández, & Baptista, 1991).
Para este trabajo se realizó una búsqueda exhaustiva de bibliografía relacionada con la
producción de los Hidrocarburos No Convencionales (HNC) y los impactos en el contexto
internacional basándonos en el análisis de los casos de estudio más significativos y que ofrecían
mayor información. Para ello se consultaron las bases de datos, libros, revistas y artículos que
pudiesen alimentar la investigación y dar una visión amplia del tema y sus implicaciones.
Este tipo de estudio utiliza la recolección de datos sin pretensión de hacer un análisis
estadístico, para descubrir o afinar preguntas de investigación en el proceso de interpretación.
Por su parte, este tipo de investigación cualitativa proporciona profundidad a los datos,
dispersión, riqueza interpretativa, contextualización del ambiente o entorno, detalles y
experiencias únicas. También aporta un punto de vista “fresco, natural y completo” de los
fenómenos, así como flexibilidad (Hernandez S, 2010).
4.2. Procedimientos e instrumentos
El alcance del estudio es pues de carácter descriptivo y se llevó a cabo en dos fases: (I)
Descriptiva, en donde se realizó el análisis del ciclo de producción del fracturamiento hidráulico,
en el que se consideraron aspectos técnicos así como los impactos ambientales relacionados con
la producción del shale gas a partir del fracturamiento hidráulico a partir de la información
recolectada en fuentes documentales. Se realizó el análisis de instrumentos normativos sobre el
fracturamiento hidráulico en el contexto nacional e internacional y finalmente se identificaron las
cuencas sedimentarias en Colombia con mayor potencial para la actividad mediante la
información recolectada en documentos. (II) Formulativa: en donde se generaron las
recomendaciones para la gestión ambiental del fracturamiento hidráulico en Colombia, teniendo
en cuenta la información obtenida en los anteriores procedimientos. A continuación en la figura
9
1 se presenta el esquema general de la propuesta, los procedimientos, instrumentos y productos
obtenidos.
10
F a s e s P ro c e d im ie n to s H e rra m ie n ta s P ro d u c to s
DescripciónA n á lis is n o rm a t iv o
( re g u la c ió n de l f ra c tu ra m ie n to h id rá u lic o )
M a tr iz d e a n á lis is
Id e n t if ic a c ió n d e c u e n c a s c o n p o te n c ia l d e
e x tra c c ió nA n á lis is d o c u m e n ta l
Figura 1. Esquema general de la propuesta.
11
4.3. Fase descriptiva.
En esta fase, se desarrollaron los tres primeros objetivos del estudio: el análisis del ciclo de
producción del fracturamiento hidráulico, el análisis normativo y la identificación de cuencas.
Esto con el fin de identificar los aspectos técnicos, normativos y ambientales relacionados con la
actividad. A continuación se describe cada uno de los procedimientos llevados a cabo en esta
fase:
4.3.1. Análisis del ciclo de producción del fracturamiento hidráulico.
Para el desarrollo de este procedimiento se recolectó información de fuentes documentales
relacionada con el ciclo del fracturamiento hidráulico. Es importante resaltar que uno de los
principales trabajos consultados fue el de Krupnick, (2013), en donde se identificaron, con la
ayuda de un equipo interdisciplinar, los riesgos asociados a cada una de las fases del
fracturamiento hidráulico. Teniendo en cuenta está información, se construyó una matriz del
ciclo de producción del fracturamiento hidráulico, considerando las fases, actividades e impactos
asociados. En la tabla 1 se presenta la estructura de esta matriz, las actividades en esta matriz se
encuentran divididas para las fases: preparación del terreno, perforación, fractura hidráulica,
producción, abandono y otras actividades, en cada una de estas fases se identifican los impactos.
Fase:________________Impactos ecosistémicos y sociales
Actividad
Aguas Aguas Calidad del Calidad del Alteración del Trastornos para la
subterráneas superficiales suelo aire hábitat comunidad
Tabla 1. Esquema de la matriz de impactos.
12
4.3.2. Análisis documental del marco normativo del fracturamiento hidráulico.
Teniendo en cuenta que uno de los productos de este estudio es la generación de
recomendaciones de gestión ambiental para la producción de fracturamiento hidráulico en
Colombia, es necesario analizar el contexto normativo en el país para identificar las fortalezas y
vacíos normativos que pueden incidir en una buena o mala regulación de la actividad. Sin
embargo, también es pertinente analizar el contexto global, especialmente el de EEUU (país
pionero en esta actividad) ya que es un referente a nivel de regulación ambiental.
Para el desarrollo de este procedimiento se elaboró una matriz de análisis documental, la cual
según Bonilla-Castro & Rodríguez, (2005), permite cruzar dos categorías que pueden estar
relacionadas. Constituyen un recurso útil para describir sintéticamente volúmenes grandes de
información, para poner a prueba hipótesis y para descubrir aquello que no es evidentecuando se
analizan las categorías por separado.
En esta matriz, se presentan como categorías de análisis: los alcances del documento,
limitaciones y aportes a este estudio, en cada uno de los contextos (nacional e internacional). En
la tabla 2 se presenta la estructura de la matriz.
Contexto Documento Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Código de Minas vigente (Ley 685 de 2001)
Decreto Ley 1760 de 2003
Documento
j CONPES /3517 del 12 de mayo de 2008.
| Resoluci6n 18/ 1495 del 2 septiembre de 2009.
’ Resolución 18 /0742 del 16 de mayo del 2002
Resolución 9/0341 del 27 de Marzo de 2014
Resolución no. 826 del 12 de agosto de 2014
National Environmental Policy Act , 1970
Clean Water Act. 1972
1Safe Drinking Water Act. 1974
Resource Conservation and Recovery Act.OG<3
1976E Comprehensive Environmental Response,
•5 Compensation, and Liability Act (1980)
(Superfund)
13
Emergency Planning and community Right-to-
Know Act. 1986
Safe Drinking Water Act Ammendment S.
1316. 1996
Energy Policy Act. 2005
The Fracturing Responsibility and Awareness
Chemicals Bill (2011)
Energy Independence and Security Act (Ley de
Independencia y Seguridad Energética
Blueprint for a Secure Energy Future (2011)
Tabla 2. Esquema de la Matriz de Análisis Legal.
14
5. Marco Conceptual
5.1. Geología del shale.
El shale Gas y shale Oil se pueden definir como yacimientos compuestos por rocas
sedimentarias con un contenido predominantemente de partículas de tamaño arcilla, pero
además, presentan porcentajes considerables de materia orgánica, lo cual los hace susceptibles de
generar y al mismo tiempo almacenar cantidades importantes de hidrocarburos.
La cantidad de hidrocarburos que pueden estar presente en los shale depende en general de la
cantidad y grado de madurez de la materia orgánica contenida en la roca (Vargas, 2012).
Una característica importante de los yacimientos de shale es su baja permeabilidad lo que
hace que se requiera de una técnica tan específica como el fracturamiento hidráulico para su
extracción.
La caracterización de la porosidad, y la identificación de la clase que más puede aportar a la
producción son esenciales a la hora de evaluar escenarios futuros de recobro de hidrocarburos y
de definir el mecanismo de estimulación con el que se pretende conectarla con el pozo. La Figura
2 muestra una comparación entre la porosidad convencional en una arenisca y la presente en el
shale (Vargas, 2012).
Matriz Mineral
Materia Orgánica
Sistema Poroso
Figura 2: Comparación entre la porosidad en una arenita convencional - panel izquierdo- y en un Shale -; panel
derecho-. Información obtenida de Vargas (2012).
Las formaciones de shale se encuentran principalmente en ambientes que por sus
características anóxicas, ausencia de microorganismos, continua sedimentación, altas
temperaturas y presión, permitieron la formación de estratos ricos en materia orgánica. Los
15
ambientes lacustres u oceánicos de poca circulación de agua actuaron como depósitos de lodos
ricos en materia orgánica que fueron importantes para este tipo de formaciones (Vargas, 2012).
La abundancia de materia orgánica, el desarrollo temprano de condiciones anaeróbicas, y la
ausencia de organismos destructivos junto con una sedimentación continua en ocasiones
acompañada de subsidencia , brindan las condiciones necesarias para la compactación yo
diagénesis de estratos ricos en materia orgánica. La actividad química a bajas temperaturas
(alrededor de 150°C) causa la perdida de la fracción volátil, lo cual finalmente produce una roca
sedimentaria con alto contenido de residuos orgánicos refractarios (Yen & Chilingarian, 1978).
El gas natural se ha formado a través de los procesos termogénicos de materiales carbonosos
de millones de años de antigüedad. Se encuentra a profundidades significativas en la corteza de
la Tierra, donde las altas temperaturas y presión han transformado ese material en gas. El gas
natural consiste principalmente en metano, junto con otros hidrocarburos tales como dióxido de
carbono, nitrógeno, e hidrocarburos más pesados, tales como etano y propano. El componente de
metano es típicamente 80% o más. La proporción de hidrocarburos superiores se ve influenciada
principalmente por el tipo de materia orgánica dentro de la formación geológica de la que se
deriva el gas, y su nivel de madurez térmica. Con su alto contenido de metano, el gas natural es
una excelente fuente de energía para la calefacción (Norton Rose Fulbright, 2013).
El gas natural se encuentra en su era dorada, y logrará un despliegue mayor si una proporción
considerable de los enormes recursos no convencionales a nivel mundial - gas de esquisto (shale
gas), gas en formaciones compactas (tight gas) y gas en capas de carbón (coalbed methane) -
puede desarrollarse de forma económica y medioambientalmente aceptable (IEA, 2012). 2 3
2La subsidencia en geología describe el progresivo hundimiento de una superficie, generalmente de la litosfera, bien sea por el movimiento relativo de las placas tectónicas que incluyen tanto la convergencia de las mismas como su divergencia o, en una escala menor, por el asentamiento del terreno en las cuencas sedimentarias (a menudo acelerado por la acción humana, como es el caso de las cuencas petroleras) o por el cese de la actividad volcánica en áreas reducidas en torno a los volcanes propiamente dichos, como sucede en el caso de los atolones. En el caso de la subsidencia, el nivel del mar, como es lógico, sube. El opuesto de la subsidencia es el levantamiento, el cual resulta en un incremento de la altitud de la superficie sólida de nuestro planeta y, en consecuencia, en un descenso del nivel del mar.3Es el proceso de formación de una roca sedimentaria a partir de sedimentos sueltos que sufren un proceso de compactación y cementación. La diagénesis se produce en el interior de los primeros 5 o 6 km de la corteza a temperaturas inferiores a 150200° c; más allá se considera metamorfismo.
16
5.2. Cuencas sedimentarias con alto potencial en shale para Colombia.
“La escasa información sobre las características geológicas, geoquímicas, geométricas y del
recurso hidrocarbonífero disponible en los cinturones de shale impide establecer una relación
confiable shale Oil/ shale Gas. Adicionalmente, el grado de madurez termal en un cinturón de
shale no es homogéneo y por ello dicha relación puede ser un tanto subjetiva. A pesar de ello,
han sido acogidos los datos disponibles en el Review of Emerging Resources: U.S. shale Gas and
shale Oil Play” (Energy Information Administration(EIA), 2011) para consolidar un promedio de
dicha relación en cuencas que presentan ventanas de aceite y gas.” (Ver Figura 3) (Vargas,
2012).
COLOMBIA
l l a n o *Basm
NORTHERN SOUTH AMERICAEIA/ARI SHALE GAS/OIL ASSESSMENT
Calatumbo
VENEZUELA
tm {cp 2013. A d va n ce d R e so u rce sA In te rn a tio n a l, tnc.
Moodh« kmoodr>«<X44)v-f*s cam
Figura 3: Mapa de las cuencas de Colombia. Tomado de Vargas (2012) y A RI2013
Durante el período de administración ejercido por la ANH, el territorio Colombiano se ha
dividido en 23 cuencas sedimentarias (Barrero, Pardo, Vargas, & Martínez, 2007)4.
En Colombia el potencial de shale es de origen marino depositado en formaciones del
cretácico en tres cuencas principales: Magdalena Medio, la cuenca de los Llanos Orientales y las
cuencas de Maracaibo/Catatumbo de Venezuela y Colombia. Las lutitas del cretácico ricas en
4Amagá, Caguán- Putumayo, Catatumbo, Cauca-Patía, Cesar-Ranchería, Chocó, Chocó offshore, Colombia, Pacífico Profundo colombiano, cordillera oriental, Llanos orientales, Guajira, Guajira offshore, Los Cayos, Sinú - San Jacinto, Sinú offshore, Tumaco, Tumaco offshore, Urabá, Vaupés-Amazonas, Valle superior del Magdalena, Valle medio del Magdalena y Valle inferior del Magdalena.
17
materia orgánica (La Luna, Capacho y Gaceta) producen la mayor parte del gas convencional de
Colombia y del oeste de Venezuela. Comparte características tales como la edad con los
yacimientos de shale de Eagle Ford y Niobara en los Estados Unidos (EIA, 2013)5.
Algunas de las formaciones presentes en las cuencas Valle Medio del Magdalena
(Rosablanca, Paja, Tablazo, Simití, La Luna y Umir), Cesar - Ranchería (Lagunitas, Aguas
Blancas, Laja - La Luna y Molino) y Catatumbo (Tibú, Mercedes, Aguardiente, Capacho, La
Luna, Colon, Mito - Juan), depositadas durante el Cretácico, y asociadas a eventos que afectaron
su enriquecimiento en material orgánico, son consideradas como las fuentes de hidrocarburos
más prolíficas del país, e incluso del mundo (West, 1996).
5.2.1. Cuenca Catatumbo.
La cuenca (sub-cuenca) Catatumbo representa la porción colombiana de la Cuenca de
Maracaibo en Venezuela. En sus márgenes norte y este están los límites geográficos con
Venezuela, al Sur limita con las rocas cretáceas de la Cordillera Oriental, y al Oeste con las rocas
ígneas y metamórficas del Macizo de Santander (Vargas, 2012). Tiene una extensión de
aproximadamente 7700 km (7.700.000 hectáreas). La cobertura sedimentaria alcanza cerca de
15.000 pies. La producción de hidrocarburos proviene, principalmente del Grupo Uribante y de
la Formación Capacho de la secuencia de edad Cretáceo, y de las formaciones Barco, Mirador y
Carbonera, del Terciario. Las principales rocas generadoras son las formaciones La Luna,
Capacho y Tibú. Se postulan como sellos regionales las formaciones Colón, Los Cuervos y
León. El tipo de hidrocarburo encontrado corresponde a aceite y gas (Agencia Nacional de
Hidrocarburos, 2012).
La principal unidad generadora de la cuenca es la Formación La Luna con un espesor
aproximado de 200 pies. Se estima que formaciones como la Luna y Capacho de la cuenca de
5A partir de un modelo de geometría fractal, y basado en datos de producción y distribución de campos, realiza una estimación en la que obtiene reservas potenciales de 15,800 mmboe. En el año 2000, el servicio geológico de los Estados Unidos (USGS) estima que el potencial prospectivo de hidrocarburos para Colombia que se encuentra en un rango entre 1,300 y 10,900 mmboe a partir de aproximación fractal y encuesta a expertos, estima un recurso por encontrar del orden de 10,000 mmboe. Por su parte, la Universidad Industrial de Santander (2009), mediante la metodología de balance de masas aplicada para 11 cuencas sedimentarias de Colombia, sugiere que el potencial de estas se encuentra entre los 37,000 y 296,000 mmboe. Vargas (2009), basado en una relación de producción proporcional al tamaño de las cuencas y condiciones homogéneas de recobro (20%) y riesgo geológico (30%), estima recursos potenciales para los percentiles p10 y p90 en el rango de 82,177 y 34,141 mmboe (Vargas, 2012).
18
Maracaibo y Catatumbo poseen 202 Tcf y 14,8 millones de gas aprovechable. El bloque posee
una concentración de hasta 256 Bcf/mi de gas (EIA, 2013).
5.2.1.1. Formación la Luna.Según la EIA, (2013) Una de las cuencas más ricas de América del Sur es la formación la
Luna. Esta se encuentra ubicada en la cuenca del Catatumbo; posee un alto potencial para la
producción de shale gas y shale oil. En edad es equivalente a Eagle Ford shale en Texas, y por
sus características geológicas se proyecta como la de mayor potencial para la producción de
shale Gas (Vargas, 2012) . Presenta un TOC (carbono Orgánico Total) que varía entre 1.5% y
9.6%, y espesores promedio de 200 ft (Barrero et al., 2007).
Esta formación cuenta con plataformas de producción de hidrocarburos convencionales que
serían de gran utilidad para desarrollar las actividades de recuperación de shale. La parte de la
sub-cuenca que pertenece a Colombia es más pequeña. Esta formación posee unos 200 pies de
espesor, lutitas con alta TOC, promedio de 4,5% (máximo 11%), principalmente de tipo II con
algún tipo de kerógeno III, el total de carbono orgánico en muestras de núcleos alcanza un
máximo de 11,2% en esta formación (EIA, 2013).
5.2.1.2. Formación Capacho.La Formación Capacho (Cenomaniano-Coniaciano) es una clara unidad de la suprayacente La
Luna, aunque su porción superior es bastante similar. En la cuenca de Maracaibo la Formación
Capacho se compone de lutitas negras y calizas y es mucho más gruesa que la de La Luna, que
van desde 590 a casi 1.400 pies de espesor total. Sin embargo, están disponibles menos datos en
el Capacho.
La profundidad de esta formación oscila entre 6.500 a 8.500 pies en la Sub-cuenca del
Catatumbo, con mayor profundidad medida en el norte y el este a 8.275 pies. TOC llega a 5% en
el Socuavo 1 pero más típicamente es de aproximadamente 1,5%. El Kerógeno es de tipo II y III.
5.2.2. Cuenca Llanos Orientales
La Cuenca Llanos Orientales es la cuenca de hidrocarburos más prolífica en la parte
continental de Colombia. El límite norte es la frontera entre Colombia y Venezuela, al Sur la
cuenca se extiende hasta el alto de la Macarena, el Arco de Vaupés y las rocas metamórficas
precámbricas que afloran al Sur del Rio Guaviare. El límite oriental está demarcado por los
19
afloramientos de rocas plutónicas precámbricas del Escudo de Guyana y al Oeste la cuenca está
limitada por el Sistema Imbricado de la Cordillera Oriental.
Las rocas reservorio corresponden a las arenitas de las formaciones Carbonera y Mirador, y el
sello regional de la cuenca lo conforma la Formación León.
5.2.3. Cuenca Valle Medio del Magdalena
La cuenca Valle Medio del Magdalena corresponde a una cuenca poli-histórica. Su desarrollo
estructural tomó lugar durante diferentes etapas vinculadas a los eventos tectónicos de la esquina
noroccidental de Sur América, que ocurrieron durante el Triásico Tardío, Cretácico Medio,
Paleógeno Temprano y Neógeno Medio.
La cuenca está limitada al Norte por el Cinturón Plegado de Girardot, al Sureste parcialmente
por el Sistema de Fallas Algeciras-Garzón, al Noreste por el Sistema de Fallas de Bituima - La
Salina, y al Oeste por rocas pre-cretácicas de la Cordillera Central.
Entre las rocas generadoras más fértiles del Valle Medio del Magdalena están las de la
Formaciones la Luna, Simití y Tablazo. En promedio éstas presentan un TOC 3.5% y un R 6 de
0.9%.Distribución geográfica y reservas mundiales.
Según la EIA (2013) se debe hacer una diferencia clara entre recursos Técnicamente
Recuperables y Económicamente Recuperables. Los primeros hacen referencia aquellos recursos
que pueden ser recuperados mediante las técnicas actuales y que no tienen en cuenta el valor del
petróleo actual y los costos de producción, y los segundos, son los recursos que se pueden
producir de manera rentable bajo las condiciones actuales del mercado.
La recuperación económica de los recursos de petróleo y gas depende de tres factores: los
costos de perforación y pozos que se completan, la cantidad de petróleo o gas natural producido
a partir de un pozo promedio durante su vida útil, y los precios recibidos por la producción de
petróleo y gas.
Ro es un indicador de madurez térmica y varía con el tipo de materia orgánica. La reflectancia de la vitrinita es una herramienta de diagnóstico para evaluar la maduración. La vitrinita es un maceral formado mediante la alteración térmica de la lignina y la celulosa en las paredes de las células vegetales y se encuentra en muchos kerógenos. Con el incremento de la temperatura, la vitrinita experimenta reacciones de aromatización complejas e irreversibles, lo que se traduce en un incremento de la reflectancia. Los valores de maduración altos Ro > 1,5% generalmente indican la presencia de gas predominantemente seco; los valores intermedios (1,1% < Ro <1,5%) indican la presencia de gas con una tendencia creciente hacia la generación de petróleo en el extremo inferior del rango. El gas húmedo puede encontrarse en la parte más inferior del rango (0,8% < Ro <1,1%). Los valores más bajos (0,6%< Ro <0,8%) indican la presencia predominante de petróleo, mientras que Ro < 0,6% indica kerógeno inmaduro.https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/sum11/03_basic_petro.pdf
20
Los recursos de gas natural y petróleo, son los volúmenes que se estiman para la producción
en un futuro. Estos no pueden ser conocidos anticipadamente debido a factores tales como la
optimización de la tecnología para la extracción del recurso, la evolución de los mercados y las
formas de producción del petróleo y el gas. Es por ello que la industria petrolera, agencias
gubernamentales e investigadores centran sus esfuerzos en la definición y la cuantificación de los
recursos.
Para muchos propósitos, los recursos de petróleo y gas natural se clasifican en cuatro
categorías:
Petróleo y gas existente (Petróleo y gas original en la reserva menos la producción acumulada
en una fecha específica)
Recursos técnicamente recuperables
Recursos económicamente recuperables
Reservas probadas
Los volúmenes de petróleo y gas natural reportados para cada categoría de recurso son
estimaciones basadas en una combinación de hechos y supuestos relativos a las características
físicas de las rocas, los fluidos atrapados dentro de esas rocas, la capacidad de las tecnologías de
extracción, los precios recibidos y los gastos pagados por producir petróleo y gas natural.
En el último reporte de la Energy Information Administration (EIA) y Advanced Resources
International, Inc. (ARI), se evalúan los recursos de shale oil y shale gas en 26 regiones, de 41
países (95 cuencas y 137 formaciones de shale gas y shale oil). Estados Unidos fue excluído de
este informe que visualiza el potencial mundial. Pero en este estudio se ha incluído con el fin de
dimensionar el potencial que representa frente a otros países en el mundo (Ver tabla 3). En la
Figura 4 se encuentran los 11 países con mayor potencial de shale gas en el mundo de los 42
evaluados por la AIE para su informe anual del 2013.
21
Tabla 1: Panorama de reservas en shale oil y shale gas en el mundo
Shale gas Shale Oil
Número Número de Formaciones
Potencial Técnicamente Potencial TécnicamenteContinente País de en el lugar recuperable en el lugar recuperable
Cuencas (Tcf) (Tcf) (billion bbl) (billion bbl)
Canadá 12 13 2.414 572 162 8.8
América del Estados Unidos 7 - 4644 1161 954 334,6
Norte México 5 8 2234 545 276 13,1
Australia Australia 6 11 2046 437 405 17,4
Colombia 2 2 153 20 92 5,4
América Colombia Venezuela 1 1 970 202 297 14,8
del Sur Argentina 4 6 3243 801 479 27
Brasil 3 3 1280 245 133 5,4
Paraguay 1 46 8 14 0,6
Uruguay 1 1 13 2 14 0,6
Paraguay-Bolivia 1 1 457 103 75 3,8
Chile 1 1 228 48 47 2,3
Europa P olon ia 4 4 739 145 37 1,8
Oriental Lituania/Kaliningrado 1 1 24 2 29 1,4
Rusia 2 2 1921 285 1243 74,6
Ucrania 2 2 674 148 23 1,1
Ucrania/Rumania 1 48 10 2 0,1
Rumania/Bulgaria 1 1 148 37 8 0,4
R eino Unido 2 2 134 26 17 0,7
España 1 1 42 8 3 0.1
Francia 2 3 727 136 234 4,7
A lem ania 1 2 80 17 14 0,6
Holanda 1 3 152 26 58 3
Europa Suiza 1 49 10 0 0,0
Occidental Dinamarca 1 1 159 32 0 0,0
M arruecos 2 2 95 20 5 0,2
Argelia 7 11 3418 707 121 5,7
Tú n ez 1 2 114 23 29 1,4
África Libia 3 5 943 122 614 26
Egipto 4 4 536 99 114 4,6Sur África 1 3 1158 389 0 0,0
China 7 18 4745 1116 644 32,2
Mongolia 2 2 56 4 86 3,4
Tailandia 1 1 22 5 0 0,0
Indonesia 5 7 302 46 234 7,9
Asia India 4 4 584 97 87 3,7
Pakistán 1 2 586 105 227 9,1
41 Countries outside the United States and http://www.eia.gov/analysis/studies/world shale gas
22
Techmcally Recoverable Shale Gaa Reaourcea
(Tcf)
Technically Recoverable Shale Oil Reaourcea
(Billion Barróla)
1 US
2 China
3 Argentina
4 Algena5 Cañada6 México7 Australia8 South Afnca
9 Russia
10 Braal
11 Others
'-..i1.115
802707573545437330285245
1,535
1 Russia2 US.3. China4 Argentina5 Libya6 Australia7 Venezuela8 México
9 Pakistán10 Cañada
11 Othere
© 2013. Advanced R esourcesA International. Inc.I e¡;cnd
TOTALTOTAL 7.795
Figura 4: Recursos de shale gas y oil gas a nivel mundial. Tomado de Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States (2013).
5.3. Producción y Consumo de Gas en la economía energética mundial.
El gas natural juega un papel clave en el cumplimiento de las demandas de energía de Estados
Unidos. El gas natural, carbón y petróleo (combustibles fósiles) suministran aproximadamente el
84% de la energía de la nación, y el gas natural aporta alrededor del 27% del total de dicho
suministro. En la Figura 5 se puede ver el comparativo del consumo de energía según la fuente
que la provea. El Departamento de energía de la EIA proyecta que la contribución del gas
natural para el suministro de energía EE.UU., seguirá siendo bastante constante por lo menos los
siguientes 30 años (U.S. NETL, 2013).
En la última década, el consumo de gas en los Estados Unidos ha crecido en 10%, de 22
trillones de pies cúbicos en el 2001 a 24 trillones de pies cúbicos en 2011. Esto se debe
principalmente al aumento en el consumo en el sector energético. No obstante ese crecimiento, la
economía norteamericana ha reducido la intensidad de las emisiones debido al cambio en sus
actividades económicas hacia una economía de servicios y la eficiencia del uso energético.
23
Figura 5 : Consumo de energía por recurso en EE.UU., Tomado de Annual Energy Outlook 2013
En cuanto a la producción la EIA y de U.S. Geological Survey (USGS) estiman que los
EE.UU. tienen más de 1.864 trillones de pies cúbicos (tcf) de gas natural técnicamente
recuperable (volumen de gas húmedo y gas natural líquido), incluyendo 318 tcf de reservas
probadas.
El auge en la producción de shale gas en Estados Unidos se evidencia por el suministro
agregado en los últimos 12 años, pasando de ser el 5% del total en el año 2004, 10% en el 2007
y 56% en el 2015, gas proveniente de las cuencas de Marcellus (Pennsylvania y West Virginia),
Haiynesville (Luisiana y Texas), Eagle Ford (Texas, Fayetteville (Arizona), Barnett (Texas)
Woodford (Oklahoma), Bakken (North Dakota), Antrim (Minnesota, Indiana y Ohio) Utica
(Ohio, Pennsylvania y West Virginia) principalmente (Staub, 2015).
La EIA estima que los recursos de shale gas técnicamente recuperable en los EE.UU., suman
567 tcf, para un total de gas natural de 2.431 tcf. (EIA, 2013). Según la EIA a nivel mundial, el
32 % de los recursos totales estimados de gas natural se encuentran en formaciones de esquisto.
En la actualidad, el gas de esquisto, arenas compactas y capas de carbón representa el 65% de
la producción en los EE.UU., para el año 2040 se espera que la producción aumente a 79%. (U.S.
NETL, 2013).
24
Argentina, Estados Unidos, Canadá, México y Brasil están entre los 10 países con más
recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables. La Figura 6 muestra un comparativo de
las reservas y recursos de gas para las Américas.
trillion cubic feet
1,600Estimated technically recoverable shale gas resources
1,400■ Estimated reservoired accumulations of undiscovered
technically recoverable gas resources1,200
■ Proved natural gas reserves claimed by government source
1,000
800
United Argentina Cañada Brazil México Venezuela Colombia Bolivia States
Figura 6: Reservas y recursos de gas para las Américas. Tomado de (U.S. EIA, 2014)
Para el Oeste Europeo, se estima que para producir un tcf de shale gas en 10 años (cerca del
5% del total del consumo de gas de Europa del Oeste), se requería perforar alrededor de 800
pozos por año (IEA, 2009). En Abril de 2010 había tan solo 100 terrenos de perforación en
Europa occidental comparado con 2.575 en Estados Unidos, de los cuales 379 eran para crudo y
1491 para gas.
Europa no cuenta con una robusta infraestructura para proyectos de gas no convencional y
tardarán años en desarrollarla hasta que no se vea con claridad que son proyectos rentables y que
superen todos los requisitos de ley. Por ahora solo Hungría tiene incentivos fiscales que
favorecen a los no convencionales. Tampoco hay interés en las compañías que ven cómo la
tecnología de perforación horizontal y de fracturamiento hidráulico está en manos de compañías
norteamericanas que entrarían en ventaja sobre distribuidores de equipos y prestadores de
servicio en Europa,
25
En el mundo, las reservas de shale técnicamente recuperable ascendían al 30% del total den
recursos de gas natural con 7,299 tcf de un total de 22,882 tcf., (Staub, 2015). La Figura 7
muestra las estimaciones de los recursos de gas a nivel mundial.
Figura 7: Estimación mundial de reservas de gas. Tomado de Stevens (2010)
5.4. Economía y Geopolítica del Gas Natural y Shale Gas
Según la EIA/ARI las proyecciones a largo plazo proporcionan una base para el examen y
discusión de las tendencias del mercado y sirven como punto de partida para el análisis de los
posibles cambios en la energía de EEUU., así como sus políticas, normas, reglamentos, y el
potencial de tecnologías más avanzadas.
Los futuros precios del crudo y el gas natural puede variar sustancialmente, dependiendo de
las estimaciones sobre el tamaño de los recursos mundiales y nacionales y su disponibilidad, la
demanda de productos derivados del petróleo y el gas natural (sobre todo en países fuera de la
OCDE), los niveles de producción, y los suministros de otros combustibles. Estas proyecciones
están también influenciadas por los supuestos sobre los precios del petróleo y gas (mercado de
futuros) Como referencia, el precio de contado del gas natural Henry Hub (dólares/2013) se
eleva de $ 3.69 / millón Unidades Térmicas Británicas (BTU) en 2015 a $ 4.88 / millón de BTU
que están proyectados para el 2020 y a $ 7,85 / millón de BTU en 2040. El aumento en la 7
7 Datos del 2013
26
demanda de los mercados nacionales e internacionales conduciría a la producción de recursos
cada vez más costoso (U.S.DOE, 2015).
El crecimiento de la producción de EE.UU., (liderado por el petróleo y gas natural) y el
crecimiento sólo moderado de la demanda reducen la dependencia de EE.UU. de los suministros
energéticos importados (Dunn & Mcclelland, 2013). Según la U.S.DOE (2015) las importaciones
y exportaciones de energía entrarán en equilibrio en los Estados Unidos a partir del 2028. El gaso
natural es la exportación de energía dominante EE.UU., mientras que los combustibles líquidos
continúan siendo importados.
Desde la década de los 70’, ha aumentado el interés por encontrar nuevas formas de entender,
cuantificar y desarrollar el gas no convencional. Una combinación que va desde el aumento de
los precios del gas natural, mejoras fiscales hasta los avances tecnológicos, han hecho posible
aumentar la producción de gas natural a partir de yacimientos no convencionales.
El desarrollo del shale gas es beneficioso para cualquier país en la medida que refuerza la
política de seguridad del Estado al diversificar los proveedores y fortalecer la resiliencia frente a
disrupciones del mercado (Mason, Muehlenbachs, & Olmstead, 2015) y en último término, evitar
la dependencia de otras naciones para suplir un recurso energético estratégico (MIT 2010).
Desde el año 2007, la producción de shale gas en grandes volúmenes ha reducido
sustancialmente el precio en el mercado de Estados Unidos.
El mercado del gas, a diferencia del mercado del petróleo requiere contratos a largo plazo para
hacerlo viable. La razón se encuentra en la estructura de costos de los proyectos de gas y su
especificidad. Generalmente, producir gas y llevarlo a los mercados requiere el diseño y
construcción de proyectos con altos costos fijos y relativamente bajos costos variables. Para
optimizar su rentabilidad, los equipos deben funcionar a su máxima capacidad, y si las cuotas
presupuestadas no se cumplen, los márgenes de utilidad se reducen exponencialmente (Mclellan,
1992). Esto explica por qué la industria busca asegurar contratos a largo plazo para cubrir las
fluctuaciones del mercado, asegurar el retorno lento de sus inversiones en un commodity de
bajos márgenes y distribuir los costos y riesgos entre vendedores y compradores. 8
8 Los combustibles líquidos (petróleo crudo y otros líquidos) incluyen petróleo crudo y productos para la refinación del petróleo, líquidos de gas natural, biocombustibles y líquidos derivados de otras fuentes de hidrocarburos (incluyendo el carbón líquido y gases a líquidos).
27
Los costos son también relativos a la curva de aprendizaje. Al aplicar una nueva tecnología, se
va descubriendo gradualmente cómo hacer mejor las cosas, reduciendo riesgos y aumentando la
productividad. En el shale gas el aprendizaje no está tan consolidado como en la explotación de
crudo. Otro de los segmentos del proceso de distribución del gas que incrementa los costos es el
transporte, sujeto a la llamada “tiranía de la distancia”. El gas es un combustible de alto
volumen9, considerado un commodity y su comercialización es bastante restringida al plano
regional. Movilizar recursos entre regiones incrementará sustancialmente los costos del gas, por
esta razón este mercado necesita un período de estabilización para considerar su viabilidad
comercial. El gas que no se transporta por gasoducto debe ser procesado en Plantas de
Licuefacción para reducir su volumen al estado líquido y ser transportados en grandes tanqueros,
algunos son en sí mismos Plantas de Licuefacción. En puerto este gas líquido recobra su estado
en una Planta de Regasificación. El incremento en la producción de shale gas y la crisis
económica de 2008 afectó directamente las inversiones en Liquid Natural Gas (LNG) en los
Estados Unidos. La IEA informó que en el 2008 se estaban construyendo 6 plantas de
regasificación con capacidad para 69 bcm (Billones de metros cúbicos por año) por año y otras
19 plantas con capacidad de 280 bcm por año habían recibido aprobación. Sin embargo, el
promedio de utilización de las plantas de regasificación existentes era solo de 9.3% (Meagher,
2010). Los Estados Unidos no requerirán de la importación de LNG en los próximos 20 años.
La reducción en las importaciones de LNG ha beneficiado a los países europeos que pueden
disponer de más gas en el mercado a menor precio y de otros proveedores lo que les da mayor
independencia geopolítica de su proveedor Rusia. Un importante cambio de paradigma se ha
dado en Europa con la mayor disponibilidad de gas. Rusia ha aceptado bajar los precios del gas y
permitido que una porción de su gas esté indexado en el spot market, en mercados regionales y
no ligado al precio del petróleo (Medlock III, Myers Jaffe, & Hartley, 2011).
El incremento de la producción de shale no solo en EEUU., sino en otros países también ha
contribuido a la disminución del poder relativo que tenían estados productores de petróleo,
particularmente de Rusia, países del medio oriente y Venezuela. Su participación se reducido del
33% al 26%. Como los recursos de gas están localizados generalmente en proximidades a
9 El petróleo contiene un promedio de 1, 010,000 British Thermal Units (btus) por pie cúbico. El gas transportado por tuberías de baja presión contiene 180,000 btus por pie cúbico. El gas natural a presión ambiente contiene menos de 1.000 btus por pie cúbico. Esta gran diferencia en la relación energía volumen implica que se debe transportar más gas para producir la misma energía equivalente de una unidad de petróleo.
28
mercados de usuarios finales donde se utiliza para la industria, generación de energía y gas
domiciliario, esta proximidad brinda seguridad energética y beneficios económicos (Ames,
Corridore, Ephross, & Hirs, 2012). Los bajos costos del gas doméstico son una oportunidad para
que el gobierno norteamericano pueda disponer de recursos para apoyar la diversificación de su
flota automotriz.
Un importante factor geopolítico es el hecho de que Estados Unidos y China los grandes
consumidores de gas y a la vez los países con mayores reservas probadas, tienen durante este
boom del shale la oportunidad de diversificar su oferta energética.
Otro factor a favor del desarrollo del shale gas en EEUU., es que los propietarios de las
líneas de transporte no ejercen el monopolio del mercado a través de sus líneas. Funciona un
sistema de subastas de manera que el productor escoge el mejor precio para transportar el gas.
El sistema de propiedad sobre el subsuelo en los Estados Unidos facilita a los empresarios
negociar directamente con los propietarios los términos de acceso a los minerales. En Europa y
otros países el propietario es el Estado lo que dificulta la negociación.
En Europa y China nuevas políticas estatales están orientadas al desarrollo de fuentes
energéticas alternativas así como a promover programas de economía ambiental como el de
Comercio de Derechos de Emisión (Cap-and-Trade). 10 De otro lado los impuestos, cargas
fiduciarias y de seguros contra riesgo upstream pueden hacer que se invierta menos en el
desarrollo de shale gas.
En el caso de Colombia, se está promoviendo una mayor inversión extranjera en el sector de
hidrocarburos. Dentro de las estrategias para incentivar dicha inversión el gobierno ha reducido
la participación de Ecopetrol en pozos de menos de 60 millones de barriles de un 50% a 30%, ha
creado la Licencias Express11, creó un sistema variable de pago de regalías según el tamaño del
campo; además se permite a dichas empresas tener un 100% participación en nuevos proyectos.
10 Una autoridad central (normalmente un gobierno o una organización internacional) establece un límite sobre la cantidad de gases contaminantes que pueden ser emitidos. Las empresas son obligadas a gestionar un número de bonos (también conocidos como derechos o créditos), que representan el derecho a emitir una cantidad determinada de residuos. Las compañías que necesiten aumentar las emisiones por encima de su límite deberán comprar créditos a otras compañías que contaminen por debajo del límite que marca el número de créditos que le ha sido concedido. La transferencia de créditos es entendida como una compra.11 En el año 2014, una licencia ambiental se demora cerca de 24 meses en ser expedida lo que para muchos tiene frenados varios proyectos de desarrollo. Lo que busca el gobierno es reducir a 3,5 meses el tiempo de expedición de las licencia. Para los ambientalistas eso supone otorgar permisos de explotación sin los debidos estudios ni consultas. Para los empresarios, esto aceleraría los trámites y el comienzo de la actividad de producción.
29
Ecopetrol debe competir como cualquier otra empresa. Con la privatización del 10% de
Ecopetrol, se espera financiar proyectos de upstream (U.S. EIA, 2014).
El país aspira a convertirse en exportador de gas natural y está incentivando la inversión
extranjera en el sector del gas, dentro de las estrategias para lograrlo están: promover la
estabilidad jurídica - la ley requiere que la inversión mínima por un período de 3 y 20 años sea
de US $ 1.2 millones, y una cuota basada en la inversión-; el gobierno nacional privatizó Ecogas,
subsidiaria de gas de Ecopetrol. El Ministerio de Minas y Energía promulgó el Decreto N ° 2100
de 2011que tiene como objetivo hacer de Colombia autosuficiente en términos de gas natural
mediante la ampliación de las actividades de upstream, la promoción de las exportaciones y
asegurar el abastecimiento interno sin romper contratos actuales. Mediante el Decreto N ° 4923,
de 2011 el gobierno pretende atraer la inversión ofreciendo un descuento del 40% en las regalías
de gas no convencional. El modelo de contratación elaborado en 2012 establece valores
diferenciados para las regalías de gas dependiendo del tipo de pozos: 80% aplicada a producción
de gas en tierra firme y aguas poco profundas; 60% a pozos de hidrocarburos convencionales en
aguas profundas (más de 10.000 pies), tasas a las exportaciones cuando el índice de la Costa del
Golfo de Estados Unidos Henry Hub sea más alto que el precio de referencia establecido en el
contrato que se pagaría a partir del quinto año de producción. Los impuestos efectivos serían del
38.5% y una tarifa de superficie de US $ 0.88 - 5.24 por hectárea (US. EIA, 2014).
5.5. Reseña histórica del Fracturamiento Hidráulico (Fracking).
El shale gas se extrajo por primera vez como un combustible utilizable en 1821 a partir de
fracturas poco profundas y de baja presión, en Fredonia, Nueva York. El primer proceso de
fracturación hidráulica, ocurrió en los EE.UU. en 1947. En la década de 1970, la disminución de
potencial de producción de gas convencional llevó al gobierno de Estados Unidos a patrocinar
proyectos de investigación y proyectos piloto que culminaron con importantes avances en el área
de técnicas de perforación y fracturamiento hidráulico. Hasta entonces, la extracción de gas de
esquisto no fue considerado para ser comercialmente viable (Norton Rose Fulbright, 2013).
Hacia 1998 George Mitchell, un ingeniero y empresario texano, invirtió gran parte de sus
recursos en el perfeccionamiento de la fractura hidráulica. Esta técnica permitiría liberar grandes
cantidades de shale oil y shale gas contenidas en formaciones rocosas a gran profundidad.
30
Mitchell fue adquirida por Devon Energy. El éxito de Mitchell atrajo imitadores y rivales
atraídos por aprender la nueva tecnología. The Barnett shale in Texas fue el primer recurso no
convencional que se explotó usando perforación horizontal y altos volúmenes de fracturamiento
hidráulico hacia 1981, pero no fue hasta 1999 que pudieron liberar grandes cantidades de gas con
el uso de un mix de agua, arenas y químicos. Otras compañías empezaron a buscar otras cuencas
de shale, incluyendo el Fayetteville y Woodford en Arkansas y Oklahoma, desarrollado por
primera vez en 2004, y Haynesville en Louisiana, desarrollado por primera vez en 2008 (Ridley,
2001).
Del 2005 al 2011 se realizó una explotación a gran escala en Barnett, siendo la tasa de
producción inicial promedio de 35%, es decir, de 44.7 a 61 millones de metros cúbicos al día.
Este crecimiento también se ha observado en otros campos de no convencionales. Una de las
razones que explican este crecimiento es el aprendizaje continuo sobre geología y procesos de
extracción que las compañías realizan mientras explotan estos recursos. También lo explica el
aumento en la intensidad de extracción. En 2005 la perforación horizontal en Barnett shale era de
unos 600 metros, mientras que en el 2011 creció un 75% a un promedio de 1.070 metros. De
igual manera, el agua usada para el fracturamiento paso de 9.9 a 17.4 millones de litros por pozo
(Jackson et al., 2014).
La exploración sísmica como técnica de recolección de información geológica para identificar
la potencia y la configuración de los yacimientos es antigua, pero el creciente poder
computacional de los ordenadores llevó al desarrollo de sofisticadas reconstrucciones 3D de
estratos de roca en la década del 2000 lo que ha contribuido a obtener imágenes más detalladas
de potenciales yacimientos de shale gas.
En Diciembre de 2004 se comienza a estimular el la cuenca Renz 1 en Pennsylvania, y
durante los tres años siguientes se perfecciono la técnica para extracción de shale gas en la
formación Marcellus. Para el 2007 este campo había logrado producir 22 millones de pies
cúbicos por día, en 7 pozos. Para el 2011 habían llegado a 516 billones de pies cúbicos, lo que
equivale a 25 años de consumo en Estados Unidos y el valor potencialmente de US $ 2 billones.
Esto podría resultar demasiado optimista: el valor de la proporción que se recuperó, entre 10% y
40%, dependía del precio del gas y de la evolución de la tecnología. Sin embargo, es posible que
Marcellus pudiera ser no sólo el campo de gas más grande jamás descubierto en América del
Norte, sino que, posiblemente más grande que cualquier campo de gas convencional en Rusia,
31
Oriente Medio o África del Norte a excepción del campo gigante de South Pars compartido por
Qatar e Irán (Ridley, 2001).
En Estados Unidos, Colorado es uno de los mayores productores de Gas y Crudo. Tiene 150
años de historia de producción, con 47.000 pozos activos y se perforan cerca de 3000 nuevos
pozos cada año. En el año 2011 su producción llegó a 1.68 trillones de pies cúbicos de gas (el
quinto estado en US) y 39 millones de barriles (el 9 estado en US). Es un reto combinar los
procesos de generación energética con su condición de ser un destino turístico internacional por
excelencia para actividades al aire libre, con 55 montañas de más de 14.000 pies de altura, 4
parques nacionales y 41 reservas de vida salvaje, 12 millones de esquiadores anuales, más de un
millón de licencias de pesca y 650.000 licencias de caza (Jackson et al., 2014).
Cabe decir que a industria del fracking en USA se ha desarrollado más por las pequeñas
empresas e independientes que han tomado sus riesgos. Este sector de la economía es generador
de energía y empleo de una manera diferente al de las grandes empresas (Medlock III et al.,
2011).
El fracturamiento hidráulico en Colombia aún no ha hecho historia. Apenas en la Ronda 2014
se adjudicó el primer pozo para su desarrollo mediante esta técnica. En la Figura 8, se presenta
una reseña de la historia del petróleo en Colombia resaltando los grandes hitos
32
Figura 8: Línea de tiempo. Historia del petróleo en Colombia. Elaboración propia. Datos tomados de ANH (2011)
33
5.6. Proceso técnico de la Fractura Hidráulica
El Fracturamiento Hidráulico, es una técnica extractiva que se utiliza para recuperar el gas
atrapado en formaciones de shale. Estas formaciones geológicas se encuentran dispuestas en
láminas apretadas que no permiten que el gas sea recuperado por medio de las técnicas
convencionales, por lo que se requiere de una técnica de perforación horizontal, además de
pequeñas detonaciones, que acompañadas por una mezcla de químicos, agua y arena, permiten la
extracción de shale gas (Vargas, 2012). La estimulación hidráulica se lleva a cabo al finalizar la
perforación de un pozo. El propósito es crear micro fracturas en el yacimiento de interés para
liberar el hidrocarburo. El proceso consiste en inyectar un fluido a la capa objetivo que contiene
el hidrocarburo, que debido a la alta presión con el que es inyectado, crea micro fisuras (de un
grosor menor a una hebra de cabello) en las formaciones rocosas que permiten la liberación del
crudo o gas a través del pozo. Este proceso se repite en intervalos regulares a lo largo del pozo
horizontal lo que se denomina estimulación multi-etapa. Las micro fisuras creadas se extienden
en un radio de 100 a 200 metros del centro del pozo perforado. Este proceso dura
aproximadamente dos semanas (Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), 2014). La cantidad
de hidrocarburo recuperado está directamente relacionada con el buen manejo de esta técnica. De
la complejidad de la fractura inducida depende el volumen de roca estimulado, y de ahí, el
recobro esperado, además, el recobro último es función del número de fracturas que se hagan en
un mismo intervalo.
5.6.1. Perforación.
La mayoría de los recursos de shale gas se encuentran a profundidades de entre 1.800 metros
o más por debajo del nivel del suelo, su espesor puede variar e incluso ser relativamente delgado
como en el caso de la formación Marcellus shale que está entre los 15 y 60 m de espesor,
dependiendo de la ubicación (Corrie E Clark, Burnham, Harto, & Horner, 2012). Un pozo
vertical se perfora a poco menos de la capa acuífero más cercano por debajo de la superficie
(Norton Rose Fulbright, 2013).
Para un proceso de extracción más eficiente se requiere de una perforación horizontal a través
la formación de shale. Esto se consigue mediante la perforación vertical hasta que la broca
alcanza una distancia de alrededor de 275 m de la formación. En este punto, se utiliza un taladro
direccional para ir creando gradualmente una curva de 90° de modo que en el pozo, el agujero
34
perforado delimita con la cara de la roca, se convierte en horizontal a medida que alcanza la
profundidad óptima dentro de la formación de shale (Corrie E Clark et al., 2012).
Se portara un pozovertical, ai «gual queen los yacimientos:on k-eocicoaies
La broca desciende a u n a profundidadde miles de metros, según la zona deexp lo ra ran y la capa objetiva Puedellegar incluso a mas de 5 000 metros, loque equivaldría m ete r en la tierra la alturade 26 torres Colpat- a. una tras de otra
Una ve2 encontrada la capa oformación objetivo en la profundidadla broca es dirigida norizontalmentey atfi puede ten er una trayectoriaentre »os i 000 y 2 000 metros
lina ti berta airevestim iento (acero)se cementa y se utilizapara aislar y protege*los acuiferos somerosIsuperfitialeslproporcionando la pnncipalbarrera m a ila r ente jilos lodos d e perforaciónei fluido de estimulacióndel hidrocarburo que see «traerá
La perforación horizontal v laestimularán hidráulica sonte rn o lo sias que la industria v e n eutilizando con éxito por décadas para Por la rjtu raleza decubrir una m ayor sección d e la hidráulica puede producir micro sismicidad, sinformarán rocosa. Se logra desviando em barga cualquier movimiento e s im perceptiblela tubería d e perfo rador, para llegar en la superficie, debido a la profundidad defde una forma eficiente y segura a las pozo. La ciencia y la experiencia en o tras p aísesform aciones profundas de la roca afirma que la microsismicidad producida pordonde se encuentra el hidrocarburo estim ulación hidráulica rvo re p rese n ta un riesgo
considerable
Figura 9: Proceso de perforación. (Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), 2014)
5.6.2. Instalación de carcasas para la perforación y uso de los pozos.
Una vez que se ha perforado a través del acuífero, se retira el taladro para enseguida insertar
el casing que aislará el pozo perforado de las zonas de agua subterránea. Cabe recordar que una
de las ventajas de la perforación horizontal es que se puede utilizar una misma plataforma para
perforar varios pozos radialmente direccionando la broca. Después de que haya alcanzado toda
la longitud horizontal se cementa desde el extremo de la perforación horizontal a por lo menos
un punto más allá de la curva donde el pozo es vertical como se puede ver en la Figura 10. Este
proceso está destinado a evitar la fuga del gas natural desde el pozo hasta la roca que separa la
35
formación de shale de la superficie y para prevenir el escape de gas natural a la superficie a
través del anillo (Corrie E Clark et al., 2012). El cemento es bombeado a través del Casing desde
una apertura que se encuentra ubicada en la parte inferior de este, posteriormente este es
bombeado hacia arriba entre los lados del Casing y las paredes de pozo sellándolo
completamente y aislando del acuífero. Se pueden necesitar una o más cadenas intermedias de
carcasa en estos pozos profundos, lo que proporciona varias capas de protección a través de las
zonas de agua dulce, esto con el fin de evitar la contaminación del acuífero por los fluidos
hidráulicos de fractura que se bombean hacia abajo del pozo como parte del proceso de
fracturación, y la contaminación por cualquier gas liberado que fluya en el pozo (Norton Rose
Fulbright, 2013).
Figura 10: Tuberías y revestimiento para un pozo horizontal. Tomado de All Consulting. (Norton Rose Fulbright, 2013).
5.6.3. Fractura Hidráulica.
El primer paso en el proceso de fracturación hidráulica es perforar el revestimiento de
producción en los puntos estratégicos a lo largo del lateral. Esto se conoce como la "perff Una
pistola de perforación es llevada por el agujero del pozo hacia la sección de destino, esta dispara
electrónicamente pequeñas cargas través de la carcasa y el manguito de cemento, y una corta
36
distancia en la formación de shale creando pequeños agujeros en el revestimiento del pozo, que
se extienden una corta distancia en la formación de esquisto envolvente, para permitir en última
instancia la bombeo de fluidos de fracturación hidráulica en la pizarra y el eventual flujo de gas
natural, el petróleo y el agua salada de la pizarra en el pozo. La pistola de perforación se extrae
desde el agujero del pozo y esté está ahora listo para el fracturamiento hidráulico, para abrir las
fisuras en la formación de esquisto y liberar el gas atrapado.
Durante este proceso se bombean a alta presión y a través de las perforaciones, un promedio
de 8,700-20,820 m3 (2,3 a 5.5 millones de gal) de un fluido compuesto por 98% -99,5% de agua
y agentes apuntalantes (generalmente arena). Este fluido de fractura (0,5% -2,0% de volumen) se
compone de una mezcla de productos químicos que mejoran las propiedades del fluido (U.S.
DOE, 2009). , más adelante haremos especial énfasis en este tema. En la Figura 11 se puede
evidenciar la composición de los fluidos de fractura.
Figura 11: Composición volumétrica de los fluidos de fracturamiento. Tomado de (Norton Rose Fulbright, 2013)
El proceso de fracturación hidráulica generalmente crea una fractura vertical que se extiende a
lo lejos del pozo, conectando los poros y fracturas que existen en el la roca y creando una vía
para que fluyan los fluidos. Los apuntalantes mantienen las fracturas abiertas para que una vez 12
12Estos productos químicos incluyen ácidos para mejorar el flujo de gas y mantener las fracturas "limpias", biocidas para prevenir el crecimiento de organismos y la obstrucción de los fracturas, inhibidores de corrosión y para proteger la integridad de los geles o gomas que se suman a la viscosidad los reductores de líquido y suspender el agente de sostén, y de fricción que mejoran el flujo del fluido, por lo tanto, la transmisión de la presión de las bombas en la superficie hasta el fondo del pozo y en las partes más profundas de las fracturas inducidas. (U.S. DOE, 2009)
37
que se ha reducido la presión y el líquido fluya hacia fuera del pozo. Se Fractura en promedio
300 m (1.000 ft) del pozo por sección, por lo que cada pozo debe ser fracturado hidráulicamente
en múltiples etapas, comenzando en el extremo más alejado del pozo. Se utilizan tapones
mecánicos para aislar cada etapa de la fractura hidráulica y deben ser removidos para permitir el
flujo cuando la fracturación hidráulica se haya completado (Corrie E Clark et al., 2012).
Después de la fractura las válvulas en la superficie del pozo se abren para permitir que el
líquido (comúnmente conocida como agua de retorno o flowback water ) fluya desde el fondo a
la parte superior del pozo (Corrie E Clark et al., 2012).
Una de las principales formas de gestionar el agua de retorno que se produce en el proceso de
producción de gas o petróleo ha sido tradicionalmente la reinyección subterránea. En la mayoría
de los casos esta puede ser la mejor opción para gestionar las aguas de retorno producto del
fracturamiento hidráulico. Este proceso utiliza pozos de eliminación para verter estas aguas miles
de pies bajo tierra en formaciones rocosas porosas que están separadas de las aguas subterráneas
por múltiples capas de rocas impermeables a miles de pies de espesor. La inyección subterránea
del agua de retorno no es posible en todas las zona, debe haber una formación porosa y
permeable capaz de recibir fluidos inyectados cerca del pozo principal, si no está disponible
localmente, puede ser posible transportar el agua producida a un lugar más distante de campo de
producción 13 14 (U.S. DOE, 2009).
El tratamiento de las aguas de retorno puede ser factible a través de cualquiera de los sistemas
de plantas de tratamiento de aguas residuales municipales o instalaciones de tratamiento
comerciales en las zonas urbanas más grandes, donde ya existen instalaciones de tratamiento. Al
igual que en la inyección subterránea, el transporte a instalaciones de tratamiento puede o puede
no ser práctico. La reutilización de los fluidos de fracturamiento está siendo evaluada por las
empresas de servicios y operadores para determinar el grado de tratamiento necesario para su
13El agua de retorno no sólo contiene la mezcla patentada de los productos químicos presentes en el fluido de fracturamiento hidráulico, sino que además pueden contener líquidos y otros componentes presentes de forma natural en el depósito, incluidos los hidrocarburos, sales, minerales y materiales radiactivos naturales. La composición química del agua varía significativamente según el flujo de retorno de la formación y el tiempo después de la finalización del proceso.14En las obras urbanas bien desarrolladas como Barnett shale en torno a la ciudad de Fort Worth, se han construido tuberías para el transporte de agua de retorno a los sitios de disposición y de inyección. Esto minimiza el transporte por carretera y las posibles emisiones de gases en las carreteras locales. Pozos de eliminación para inyección están permitidos bajo la supervisión The Federal Safe Drinking Water act (SDWA), Underground Injection Control (UIC) programas estatales equivalentes, con un riguroso proceso de monitoreo y con muchas salvaguardas ambientales para el lugar (U.S. DOE, 2009).
38
reutilización. El uso práctico dependerá del caudal y el volumen total de agua a tratar, los
componentes y las concentraciones que requieren, los objetivos de tratamiento y reutilización del
agua o de los requisitos de descarga (U.S. DOE, 2009).
5.6.4. Producción.
Durante la producción, el gas que se recupera desde el pozo se envía a las tuberías de pequeño
diámetro de recolección que se conectan a las tuberías de mayor tamaño que recogen gas de una
red de pozos de producción; aceite y salmuera se recogen generalmente en grandes tanques en el
lugar y transportados fuera del sitio. Debido a que la producción de gas shale a gran escala
comenzó hace relativamente poco tiempo, el tiempo de vida de producción de los pozos de
esquisto no se ha establecido plenamente. Hay un debate sustancial sobre el tema, se observa en
general que los pozos de gas de esquisto experimentan más rápidos descensos de producción que
los pozos convencionales. Después del período de producción inicial, el pozo puede ser limpiado
y estimulado varias veces o cerrado. Una vez que un pozo ya no produce a una tasa económica,
la cabeza del pozo se retira finalmente y el pozo se rellena con cemento para evitar fugas de los
fluidos del yacimiento en formaciones superficiales o a la superficie. La superficie es luego
recuperada, y el sitio es abandonado al titular del derecho de superficie de la tierra (Corrie E
Clark et al., 2012).
La mayor parte de las actividades durante el inicio del desarrollo de recursos shale se
concentran durante la perforación, esta es una actividad 24/7 pero solo dura entre 3 y 4 semanas
por pozo, dependiendo de la geología. En promedio de 6 a 8 pozos comúnmente son perforados
desde una misma plataforma. La plataforma de perforación es común actualmente en el
desarrollo de gas natural shale y está ampliamente reduce las huellas, los desplazamientos y la
actividad en superficie. Un inicio lento en las actividades está asociado con infraestructura
insuficiente la que debe desarrollarse y a la adaptación de la regulación a las nuevas actividades
(Laughner, 2012).
5.7. Principales diferencias entre hidrocarburos Convencionales y no convencionales.
La principal diferencia entre los hidrocarburos no convencionales con los hidrocarburos
convencionales es la tasa de flujo. Cuando se perfora en un yacimiento convencional, se obtiene
39
casi de inmediato un flujo de crudo o de gas. Los yacimientos no convencionales, en cambio,
necesitan ser estimulados para que haya flujo.Tabla 3: Hidrocarburos Convencionales Vs. No Convencionales. Principales diferencias.
CONVENCIONAL * NO CONVENCIONALTrampas estructurales localizadas Depósitos de tipo continuo. Las fracturas naturales o
inducidas son críticas en la producciónInfluencia hidrodinámica Mínima influencia hidrodinámicaImportancia de la porosidad La porosidad no es tan importantePermeabilidad >0.1md Permeabilidad <0.1 mdPermeabilidad no es función de la presión
Permeabilidad función de la presión
Comportamiento tradicional de Presión, Volumen y Temperatura
Compleja relación Presión, Volumen y Temperatura
Mínimo esfuerzo de extracción Importante esfuerzo de extracción por estimulación. Es el gran reto en costo y tecnología
Significativa historia de producción Historia de producción muy limitadaCon frecuencia ciclo de vida extenso
Mayor desarrollo en la fase temprana del ciclo de vida
Pocos pozos para comercialización Muchos pozos para su comercializaciónReservas medidas en unidades volumétricas
Reservas medidas de forma análoga
Evaluación anticipada del proyecto Proyecciones calculadas con base en la perforación. Altoantes de perforación factor de incertidumbre. Estimaciones son "estadísticas", se
deben perforar varios pozos para tener promediosEl flujo depende de la El flujo es independiente de la configuración/límites delconfiguración/límites del yacimiento
yacimiento
Métodos tradicionales de = estimación de reservas
Métodos tradicionales de estimación de reservas
Fuente: Elaboración propia a partir de los documentos consultados.
5.8. Impactos asociados a los procesos de producción.
El fracturamiento hidráulico ha incrementado la disponibilidad de gas en el mercado. Después
de un pico en los precios en el año 2008, los precios del gas natural en Estados Unidos han caído
dramáticamente y los analistas de la industria pronostican que estos permanecerán bajos por las
40
próximas décadas. Las implicaciones económicas son importantes para todos los sectores de la
economía. Por su bajo contenido en carbón comparado con otros combustibles fósiles, algunos
incluso lo describen como el “puente azul para un futuro verde” (Rotman, 2012).
Al mismo tiempo, esta forma de producción trae consigo nuevos impactos potenciales para el
medio ambiente y las comunidades que son importante destacar y dimensionar. Algunos de ellos
son comunes a la producción de hidrocarburos convencionales, pero pueden ser exacerbadas
entre otras razones porque se requieren más pozos de gas shale para mantener una producción
constante y mayor suministro de agua. Otros impactos son nuevos, en particular el uso de
aditivos químicos y la reinyección de aguas residuales (Davis, 2012).
5.8.1. Alta demanda de Agua.
Uno de los impactos más significativos de la producción de hidrocarburos no convencionales
es su alta demanda de agua para la operación.
La cantidad de agua que se utiliza en un pozo de hidrocarburos no convencionales varía en
gran medida con la geología del yacimiento, la construcción del pozo, el tipo de fracturamiento y
la fase del proceso. En Norte América, por ejemplo, un pozo requiere típicamente alrededor de 5
a 12 millones de galones de agua al comienzo del fracturamiento, fase en la que más se requiere
este recurso, docenas de veces más que lo usado en perforación vertical convencional (IEA,
2012). La EPA estima que 70 billones de galones de agua fueron usados en EEUU. en el 2011
para fracturamiento de 35.000 pozos.
Un solo pozo puede tener una extensión lateral entre 1 y 3 kilómetros y estar dividido en 20
secciones de unos 100 metros cada una. Un pozo típico en las cuencas de Barnett, Marcellus oo
Fayetteville requiere entre 8.000 a 80.000 M (2 a 20 millones de galones) de agua (Jackson et
al., 2014). Comparado con el uso para agricultura y termoeléctricas, en algunas regiones el uso
es muy inferior. El Eagle Ford shale in South Texas, utiliza 12 millones de galones por pozo y se
encuentra en un Estado que es particularmente afectado por sequías. En contraste, el promedio de
consumo anual de agua residencial es de 127,400 lo cual significa que con el agua de un pozo se
suplen las necesidades de 94 hogares en un año (Breitling Oil and Gas, 2012). En Texas, la
cantidad de agua usada en fracturamiento hidráulico anualmente es aproximadamente el 1% del
total del uso del agua (Jackson et al., 2014). En algunos condados de Barnett, el uso total del
41
agua superficial y subterránea era entre el 10 y 30%. El uso total durante los picos de extracción
puede llegar al 40 y 135% del uso en los yacimientos de Barnett, Haynesville o Eagle Ford.
El uso de grandes cantidades de agua para el fracturamiento hidráulico implica un alto riesgo
para las reservas de aguas subterráneas y superficiales donde este recurso es escaso.
Adicionalmente, los niveles de extracción de agua para uso de fracturamiento hidráulico ponen
en peligro la vida silvestre (Goldman et al., 2013). De allí la importancia de tener en cuenta la
Estacionalidad para los procesos de inyección, pues este indicador permite determinar la
disponibilidad de agua para los proyectos de manera que no afecten el suministro humano, ni los
requerimientos de la industria agropecuaria ni la flora y fauna del lugar.
5.8.2. Contaminación de aguas subterráneas.
Si bien las operaciones de fracturamiento hidráulico ocurren a profundidades superiores a los
1.000 metros, es preciso tener en cuenta que los acuíferos que se encuentran a menor
profundidad deben ser perforados para llegar a los estratos más profundos donde se encuentra el
yacimiento (Gordalla, Ewers, & Frimmel, 2013). Entre el 50 y el 95% del fluido inyectado en el
uso del fracturamiento hidráulico no llega a la superficie como flujo de retorno (flowback) pues
es absorbido por las formaciones rocosas subterráneas (King, 2012). La profundidad y las
distancias entre acuífero y plano de producción también son factores que determinan el grado de
contaminación, pero estos varían según configuraciones geológicas de cada lugar.
Se han documentado varios casos de contaminación de acuíferos por fluidos del
fracturamiento hidráulico y gases incluyendo metano y compuestos orgánicos volátiles en
proximidades de la explotación de shale gas y crudo. Entre las causas más importantes están la
construcción de los pozos con medidas que están por debajo de los estándares y las fallas en los
pozos que producen fugas, migraciones de gas y derrames contaminando el acuífero. Estudios
realizados en Pennsylvania, sugieren, que el 3% de los pozos están construidos inadecuadamente
poniendo en riesgo de contaminación con metano el agua (Vidic, 2013).
La contaminación depende también de las diferentes estructuras geológicas del sitio que
pueden producir migraciones de gases y líquidos a través de estructuras permeables sin que
requieran intervención humana, y también de las técnicas de extracción y de sellamiento de
pozos y fallas en las piscinas o tanques de almacenamiento (Vidic, 2013).
42
En los yacimientos no convencionales de Norte América, el fracturamiento hidráulico se
realiza a profundidades del orden entre 4.000 a 12.000 pies (1.200-3.600 m) de la superficie, a
miles de pies de donde se encuentran los acuíferos de agua dulce. Estos, tienen generalmente
menos de 4000 partes por millón (ppt) de Sólidos Disueltos Totales (SDT) y están por lo general
a un nivel superficial. Los acuitardos15 y otros tipos de acuíferos pueden tener mayor salinidad y
no ser aprovechables para el consumo humano.
5.8.3. Contaminación por Aguas de Producción.
Se denominan Aguas de Producción a aquellas aguas que se encuentran de manera natural
bajo la superficie de la tierra y que generalmente están conformadas por salmueras (salinas e
hipersalinas) y en ocasiones por un amplio espectro de químicos y materiales en suspensión,
algunos tóxicos como el Bario, Arsénico, radiactivos como el Radio y compuestos orgánicos
volátiles (VOCs) como el Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno BTEX.16 Durante el proceso
de fracturamiento hidráulico, estas aguas fluyen a la superficie por capilaridad durante períodos
extensos de producción de gas y petróleo.
En el caso de E.E.U.U., Texas es el estado que más volúmenes de agua de producción genera,
con más de 7,3 bbl, lo que representa el 35% del total nacional. Otros estados con volúmenes de
agua producidos superiores a 1 mil millones de barriles son California (12%), Wyoming (11%),
Oklahoma (11%), Kansas (6%), y Luisiana (5%) respectivamente (Veil & Clark, 2011).
5.8.4. Contaminación por aguas de retorno
Un gran reto en la explotación de gas y petróleo es la generación de aguas de retorno. En
Estados Unidos estas operaciones generan más de 2 billones de galones de aguas residuales al
día. Sin embargo la EPA excluyó a estos residuos como peligrosos en la Ley de Conservación y
Recuperación de Recursos.
El agua residual de la exploración de gas y petróleo es clasificada como Agua de Retorno
“flowback” y consiste en un 10-40% de fluidos químicos bombeados que retornan a la superficie
15Los acuitardos son formaciones geológicas semipermeables, que conteniendo apreciables cantidades de agua la transmiten muy lentamente, por lo que no son aptos para el emplazamiento de captaciones de aguas subterráneas, sin embargo bajo condiciones especiales permiten una recarga vertical de otros acuíferos.16Los compuestos orgánicos btex se encuentran en estado natural pero también se han inyectado en bajas proporciones como aditivos químicos para el fracturamiento hidráulico, siendo mayor su presencia en las aguas de producción que en las de retorno.
43
y que están mezclados con salmueras naturales. El fluido de retorno contiene diferentes
componentes químicos que originalmente pueden ser de los aditivos que componen el fluido de
fracturamiento o de sustancias que naturalmente se encuentran en los yacimientos como son el
Radio 226. Estos componentes pueden a través de tratamiento ser precipitados de manera que el
residuo sólido sea tratado para su disposición final. Las instalaciones en donde se realice la
disposición de este fluido deben contar con un programa de monitoreo de radioactividad (Vidic,
2013).
En la formación Marcellus de Pennsylvania en 2011, el 43% de las aguas que emergían eran
agua de retorno, 45% aguas de producción y el restante eran fluidos de perforación.
La contaminación debida a las fracturas naturales o producida por el hombre puede ser más o
menos alta según la configuración geológica y prácticas de perforación. La contaminación puede
darse por fugas y derrames, por la migración de fluidos del fracturamiento hidráulico en los
pozos abandonados, por fallas en el taponamiento, filtraciones en las piscinas o tanques de
almacenamiento de fluidos de retorno o aguas de producción o inadecuado tratamiento antes de
la disposición (Vidic, 2013). También pueden migrar estos fluidos de fracturamiento hidráulico a
través de grietas naturales (Myers, 2012). Desde 2008 se han presentado 100 violaciones
relativas a fugas superficiales y derramamientos en Pennsylvania y 77 en Colorado (0.5% de los
pozos activos) afectando el uso del agua por un período de un año en dichos estados.
En Ohio y Texas en un período de 25 años se reportaron 185 casos de contaminación,
fundamentalmente por piscinas de descarga y fallas en la integridad del pozo. Ohio tiene
aproximadamente 60.000 pozos en producción, con una tasa de incidentes de cerca de 0.1%, y
Texas con 211 incidentes, 0.02%. Otron importante caso en investigación se dio Pavillion,
Wyoming donde investigadores de EPA encontraron benceno cancerígeno en cantidades 50
veces superiores a los niveles seguros en aguas subterráneas así como contaminantes como el
tolueno y 2 Butoxyethanol, un solvente común en los fluidos de fracturamiento hidráulico. Una
investigación de 100 pozos de agua potable en Barnett shale encontró altos niveles de arsénico,
selenio estroncio y solidos disueltos en pozos a menos de 3 km de pozos de gas (McHugh,
Molofsky, Daus, & Connor, 2014). Otro estudio reveló que componentes con potencial de
alterar sistema endocrino estaban por encima de los niveles de tolerancia en el oeste de Colorado
(Jackson et al., 2014).
44
Otro escenario de contaminación se presenta cuando una fractura hidráulica se conecta
accidentalmente con una fractura natural, un pozo abandonado u otro conducto subterráneo
permitiendo la migración hacia arriba de fluidos. Estudios realizados en la región de Marcellus
en Pennsylvania evidenciaron contaminación del agua por gas (Gas Migration) en algunas
residencias y concluyeron que hay más posibilidades de contaminación por pozos abandonados
con deficiente revestimiento que por conexión de fracturas.
Contaminación Indirecta de las aguas. De manera indirecta, las aguas de escorrentía vierten
combustible de equipos, fugas de almacenamiento, y desechos industriales y orgánicos de las
plataformas a las aguas superficiales.
La disposición de aguas de retorno en USA se realiza de diversas maneras, siendo la
inyección profunda la más extendida (95%). Estas aguas residuales son también transportadas a
instalaciones para su tratamiento o son recicladas in-situ para el proceso (Veil & Clark, 2011).
Las aguas residuales requieren un tratamiento complejo debido a la presencia de altas
concentraciones salinas, componentes químicos del flowback y eventualmente materiales
radiactivos. No en todos los sitios donde se manejan estas aguas existen plantas de tratamiento
preparadas para manejar grandes volúmenes de fluidos ni disponen de la tecnología capaz de
separar y procesar químicos. Estas plantas, según los expertos, están en alto riesgo (Lutz, Lewis,
& Doyle, 2013). Adicionalmente, estas plantas especializadas son costosas y transportar el agua
residual a ellas es difícil y riesgoso (Alan J Krupnick, 2013). Antes de entrar a las instalaciones
de purificación, se han encontrado niveles de sólidos disueltos (Total Disolved Solids) cuatro
veces superiores al agua de mar y con altos niveles de bario, radio y orgánicos como el benceno.
En otras plantas si bien se logra reducir en un 90% la presencia de metales, los niveles de
concentración salina persisten en niveles increíbles ente 5000 y 10000 veces superiores al agua
río arriba y aportaba el 80% de la sal total disuelta en el río en el punto de salida de las
instalaciones. La concentración de Radio en los sedimentos en el punto de descarga era 200 más
alto que en sedimentos encontrados antes de las instalaciones. En varios casos ha sido necesario
dragar y llevar sedimentos a instalaciones especializadas para el manejo de radioactivos.
El manejo negligente de las aguas residuales por parte de operadores ocasionaron
contaminación en 2013 en Ohio y más de 1000 incidentes de disposición ilegal de aguas
contaminadas en North Dakota (Goldman et al., 2013). Un estudio realizado en el 2012 demostró
la relación entre consumo de agua y alimento vegetal por parte del ganado y su alta tasa de
45
muertes y defectos al nacimiento (Bamberger & Oswald, 2012). La contaminación también
puede migrar a la cadena alimenticia humana de carne y productos lácteos.
Un experimento llevado a cabo en West Virginia mostró que la mitad de un bosque de 0.2
hectáreas fue destruido en menos de dos años después de usar aguas de retorno para su riego.
5.8.5. Aditivos químicos impactan la calidad de las aguas superficiales.
Los fluidos de fracturación son utilizados para lubricación de las brocas, otros para
mantenimiento del pozo, otros para facilitar la apertura y flujo de gas a través de las
perforaciones. Se inyecta para transmitir energía a la formación según la presión y tasa de
inyección. También transporta el puntal por tubulares y su recuperación debe ser fácil y
compatible con los minerales y fluidos de la formación. Su uso depende de la geoquímica del
lugar y de las necesidades del pozo (Epa, 2012). El fluido de fracturación está compuesto por un
fluido base, aditivos y puntales.
Los fluidos básicos pueden estar constituidos por agua o aceite. El CO2, N2 o ambos se usan
como energéticos para recuperar el fluido. Contienen agentes gelificantes parar mejorar su
eficiencia y facilitar el transporte del puntal o agentes reticulantes, que se usan para hacer más
densos algunos fluidos de fracturación.
Los aditivos se usan para modificar las propiedades físicas de los fluidos y facilitar su
penetración y extracción. Los usos principales son:
Reductores de fricción: se utilizan en agua aceitosa para disminuir las pérdidas por fricción en
la tubería, mientras se inyectan los fluidos de fracturación.
Interruptores automáticos. Reducen la viscosidad de los fluidos y facilitan el desplazamiento
de los líquidos fuera de la formación y durante su recuperación.
Tensoactivos. Reducen la tensión superficial y facilitan la recuperación del líquido.
No-emulsionantes. Evitan la disgregación del fluido y de los líquidos del yacimiento.
Agentes temporales de control de arcilla. Evitan la dilatación de la arcilla y contienen su
migración.
Gelificantes. Forman una red macromolecular tridimensional sólida que conserva su propia
fase líquida en sus nodos. Pueden generar condiciones bacterianas.
Biocidas. Eliminan bacterias del agua de reposición, evitan la disolución de los agentes
gelificantes y minimizan el endurecimiento de los yacimientos durante el tratamiento.
46
Los Puntales mantienen abierta la fractura a la longitud y altura del intervalo y funcionan
como vía permeable para acelerar el flujo del pozo. La permeabilidad depende del tamaño y
distribución de la fractura, la presión de cierre y los posibles daños al puntal bien por el
tratamiento de líquidos residuales, o por la conducción de otros flujos. A mayor proporción del
puntal, mayor permeabilidad y mayor dificultad de colocación (Calibración). Los puntales más
grandes abren áreas más amplias al flujo, pero pueden reducir el diámetro de perforación, el cual
debe ser seis veces mayor que el diámetro del puntal. El ancho de la fractura debe ser tres veces
mayor que el diámetro del puntal (Waxman, Markey, & DeGette, 2011). En la Figura 12 se
relacionan los fluidos de fractura según su función.
El fluido: función y composición* Fluido de fracturación = Fluido base + Aditivos + Puntales* Funciones del fluido de fracturación:
- Transmitir energía a la formación según la presión y la tasa de inyección- Transportar el puntal por tubulares, terminación, región del pozo y fractura- Su recuperación debe ser fácil y compatible con los minerales y fluidos de la formación
* Fluidos de fracturación básicos- Los fluidos pueden estar basados en agua o en aceite- El C 0 2, N 2 o ambos se usan como energéticos para recuperar el fluido- Contienen agentes gelificantes (de 1 a 10 centipoises para espesar fluidos de fracturación), mejorar su
eficiencia y facilitar el transporte del puntal. 15- Los reticulantes se usan para espesar algunos fluidos de fracturación (de 100 a 1.000 centipoises).
Componentes de los fluidos de fr acturación* Reductores de fricción. Se utilizan en agua aceitosa para disminuir las pérdidas por fricción en la tubería,
mientras se inyectan los fluidos de fractur ación.* Interruptores automáticos. Reducen la viscosidad de los fluidos y facilitan el desplazamiento de los líquidos
fuera de la formación y durante su recuperación.* Tensoactivos. Reducen la tensión superficial y facilitan la recuperación del líquido.* No-emulsionantes. Evitan la disgregación del fluido y de los líquidos del yacimiento.* Agentes temporales de control de arcilla. Evitan la hinchazón de la arcilla y contienen su migración.* Gelificantes. Forman una red macromolecular tridimensional sólida que conserva su propia fase líquida en
sus nodos. Pueden generar condiciones bacterianas.* Biocidas. Eliminan bacterias del agua de reposición, evitan la disolución de los agentes gelificantes y
minimizan el endurecimiento de los yacimientos durante el tratamiento.
Puntales: usos v selección* La permeabilidad depende del tamaño y distribución de la fractura, la presión de cierre y los posibles daños al
pmital bien por el tratamiento de líquidos residuales, o por la conducción de otros flujos.* Los puntales mantienen abierta la fractura a la longitud y altura del intervalo y funcionan como via permeable
para acelerar el flujo al pozo.* Calibración. A mayor proporción del puntal, mayor permeabilidad y mayor dificultad de colocación.* Los puntales más grandes abren áreas más amplias al flujo, pero pueden reducir el diámetro de perforación, el
cual debe ser seis veces mayor que el diámetro del puntal. El ancho de la fractura debe ser tres veces mayor que el diámetro del puntal.
Figura 12: Fluidos de fracturación. Tomado de (Richardson, Gottlieb, Krupnick, & Wiseman, 2013).
47
La EPA ha identificado más de 1000 aditivos químicos usados en el fracturamiento
hidráulico, (Ver Anexo 1) incluyendo ácidos como el clorhídrico, bactericidas, disolventes,
reductores de fricción.
The European Drinking Water Directive ha establecido que concentraciones de fluidos del
fracturamiento hidráulico disueltos entre 1:10.000 hasta 1:100.000 están por debajo de los
valores de referencia que afectan la salud (Gordalla et al., 2013). Las especificaciones de los
químicos inyectados se han mantenido como secreto industrial y cuando se ha requerido
información sobre los mismos, son descritos con nombres genéricos o comerciales haciendo
difícil identificar o aislar los componentes en caso de requerirse intervenciones clínicas o realizar
trabajos de remediación.
La Ley de Política Energética (Clean Air Act, Clean Water Act, Safe Drinking Water Act)
firmada por el Presidente George Bush en 2005 eximía a la industria de hidrocarburos de revelar
el nombre de los aditivos químicos usados en el fracturamiento hidráulico, una polémica
concesión a la industria que fue conocida como “Halliburton Loophole”. Hay poca información
disponible sobre la toxicidad de estos químicos (Epa, 2012).
Los aditivos químicos no son contaminantes únicamente por su inyección. El inadecuado
almacenamiento y transporte en los sitios de perforación, hace que los riesgos de fugas sean
altos.
5.8.6. Contaminación por aguas residuales inyectadas.
La reinyección se utiliza desde hace décadas en todo el mundo, en zonas de tradición
petrolera para eliminar aguas residuales, especialmente enormes cantidades de agua no potable
que salen a la superficie asociadas a la extracción de petróleo convencional. Gran parte de las
aguas residuales que no son reusadas en el proceso, son reinyectadas a alta presión. En Estados
Unidos hay aproximadamente 180.000 pozos Tipo II para disposición de residuos de la industria
de gas y petróleo) , para algunos, estos tienen bajo impacto en aguas superficiales (C. E. Clark
17 Dick Cheney era el vicepresidente durante el período presidencial de George Bush. Cheney había sido el presidente de Halliburton, empresa que patentó el fracturamiento hidráulico en los años 40 y es una de las tres más grandes compañías que produce los fluidos para esta industria.
18 La EPA ha clasificado los pozos de inyección en seis clases según el proceso, la profundidad y el tipo de impacto que puedan tener. Pozos Tipo I se usan para residuos peligrosos y no peligrosos inyectados en formaciones rocosas profundas y aisladas.
48
& Veil, 2009). La EPA estima que en Estados Unidos se inyectan diariamente 2 billones de
galones de salmuera. Pennsylvania, envía a Ohio un porcentaje importante de sus aguas
residuales para su disposición en pozos de inyección por cuanto Ohio cuenta con más pozos para
este propósito lo que implica unos riesgos asociados para los municipios y para los vecinos por
donde transitan vehículos transportando altos volúmenes de aguas residuales. Los gobiernos
locales exigen a las compañías de fracking bonos para cubrir reparación de vías y
mantenimiento. El costo del envío está en el rango de 3 a 7 dólares por barril lo que podría llegaro
costar para un nuevo pozo cerca de 100.000 dólares para transportar unos 1.670 m de flowbacko
y un valor adicional de 20.000 dólares por día para transportar cerca de 405 m de aguas de
producción (Easton, 2016). La EPA controla la expedición de permisos, inspecciones y el
monitoreo de la inyección de aguas residuales desde 1985.19
5.8.7. Afectaciones en el Aire
La extracción de recursos fósiles de formaciones de baja permeabilidad es un proceso
industrial que emite contaminantes de aire en cada etapa de producción. Los hidrocarburos no
convencionales requieren mayor densidad de pozos, (un pozo por cada diez hectáreas) y
perforación continua para mantener los niveles de producción debido al rápido decline de la
producción de gas en el tiempo. Puesto que la producción se extiende por décadas en una región,
los efectos contaminantes en el aire siguen ese patrón.
Desde la etapa de preparación del sitio, la construcción de plataformas, montaje de la red de
tuberías de conducción, de las estaciones de compresión y las de procesamiento hay
contaminación. La construcción de instalaciones, vías, limpieza de las plataformas, y la actividad
de perforación generan CO2, Material Particulado (PM) y óxidos de Nitrógeno (NOx) de
vehículos y equipos Diésel usados para inyección de agua, sal y químicos durante el proceso de
fracturamiento hidráulico. En ocasiones los flujos de retorno son almacenados en piscinas
abiertas permitiendo que el metano y compuestos orgánicos volátiles (Volatile Organic
Compounds, VOCs) contaminen el aire.
Tipo II se usa exclusivamente para fluidos asociados a la producción de gas y petróleo. Tipo III para fluidos usados para disolver y extraer minerales. Tipo IV para inyectar desechos peligrosos o radioactivos en o sobre formaciones geológicas que pueden ser fuente de agua potable. Tipo V son aquellos donde se pueden inyectar fluidos no peligrosos. Tipo VI se usan para la inyección de Dióxido de Carbono en el subsuelo.19 https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/tag/deep-injection-well/
49
Durante el proceso de producción y procesamiento (deshidratación y separación), se pueden
dar fugas de gas o vapores. La combustión de gas (Flaring) que se realiza en algunos lugares por20razones de seguridad, es contaminante, también las emisiones por combustión incompleta
(International Association of Oil & Gas Producers, 2000). Además de metano GHG (Green
House Gas) y VOCs también se encuentran benceno, conocido por sus efectos cancerígenos y
contaminantes como el tolueno y H2S.
En Pennsylvania, se evidenció que fueron los equipos de las estaciones de compresión los
que contribuyeron mayormente a la contaminación del aire (más de 80% de VOCs, 50% de Nox,
60% de PM y 60% de SO2). En la cuenca de Denver, 6000 tanques de condensación y
almacenamiento de gas y petróleo contribuyeron cerca del 70% del total de emisiones VOC de la
región muy a pesar de las estrictas condiciones de control del estado.
Las emisiones totales de metano según la EPA están estimadas entre el 0.2% y el 1.5% de la
producción bruta de gas natural. Los estudios atmosféricos han encontrado fugas estimadas entre
los 15.000 y 55.000 kg de CH4 por hora liberados a la atmósfera en la cuenca de Uinta,
equivalente al 6.2 - 11.7% del gas natural producido en la región. En esta cuenca, el estimativo
de las emisiones de metano entre el pozo y el usuario es del 1.4%.
Para evaluar los impactos en el aire de las emisiones de la extracción local y de aquellas
dispersadas por el viento y para realizar mitigaciones de impacto se requiere información acerca
del volumen y fuentes de emisión. Para la medición se tienen en cuenta cuatro coeficientes
empíricos: Control estimado de la eficiencia de las antorchas, implementación de la normativa de
mitigación en la región, efectividad de la norma y eficiencia de captura (Jackson et al., 2014).
El inventario de emisiones se basa en perfiles de composición química para estimar emisiones
teniendo en cuenta VOCs de distintas categorías de fuentes en un campo de producción. Estos
perfiles promedio se obtienen de mediciones de la composición del gas o petróleo crudos,
vapores emitidos de los tanques de almacenamiento y deshidratadores, o de emisiones furtivas de
los vapores de los equipos usados en los procesos. La otra forma de estimación es a través de
estudios de las cuencas donde se encuentran los pozos. Se han encontrado en ellas, metanol
(usado como un aditivo anticongelante), alkanos de alto peso molecular (C6+) y aromáticos que
se sospecha son cancerígenos y que incluyen BTEX.
20El grado de eficiencia alcanzado en la combustión de gas por el método de f la r in g se estima entre el 90 y 98%.
50
Las piscinas que acumulan fluidos de retorno y aguas de producción, al igual que los tanques
son los que más arrojan agentes polucionantes a la atmósfera.
El proceso de perforación, extracción y transporte a través de gasoductos tampoco está exento
de fugas de metano un potente gas de efecto invernadero que es 25 veces más fuerte que el
dióxido de carbono en un período de 100 años. Estudios han mostrado que las fugas de gas
metano constituyen entre un 1 a 9% del total de gas que se produce.
Los operarios de los pozos de producción están expuestos a mayores cantidades de
contaminantes pero adicionalmente a polvo de silicio a unos niveles 10 veces superiores a los
permitidos por el Instituto Nacional de Salud Ocupacional de Estados Unidos. También estos
materiales obstruyen la visibilidad en lugares próximos o distantes si son aerotransportados por
corrientes de aire.
El fracturamiento hidráulico ha contribuido a la reducción de emisiones de carbón debido al
progresivo cambio de fuentes de producción energéticas del carbón al gas de esquisto por su bajo
precio (EIA 2013 Citado por Goldman). Se estima que los bajos costos del gas natural
incrementarán su consumo aproximadamente en un 3% en Estados Unidos y presionarán el
cambio de otras fuentes energéticas como el carbón, la energía nuclear y las fuentes renovables
hacia el gas. Unos expertos consideran que el uso de gas reduciría los niveles de GHC al
desplazar al carbón en la generación de energía, para otros, en cambio, no alteraría
substancialmente las concentraciones globales de GHC.
5.8.8. Afectaciones en el Suelo y territorio.
Para la explotación y producción a gran escala se requiere de grandes extensiones de tierra y
en algunos lugares los propietarios locales se oponen a este tipo de desarrollos (Stevens, 2010).
Para dimensionar el impacto de los hidrocarburos no convencionales en la perspectiva del
paisaje, en el 2010 en Arabia Saudita, con una superficie de 2.218.000 Km había 2.811 pozos en
producción. En Venezuela, con 916.000 Km unos 14.651 pozos, en cambio en el bloque de
Barnett en Texas con 13.000 Km2 había 8.960 pozos Stevens (2010).
La baja productividad de los pozos de no convencionales obliga a desarrollar más pozos por
unidad de área causando una disrupción de la continuidad del uso de la tierra. Adicionalmente,
en Estados Unidos, la legislación establece que el propietario de la tierra tiene derecho sobre el
subsuelo y participa de las utilidades de la producción lo que hace que tengan incentivos y sean
51
más complacientes con este tipo de actividad. En Europa, al igual que en muchos países del
mundo, el subsuelo es del Estado, por consiguiente al no haber incentivos para los propietarios,
es más factible encontrar oposición a la explotación de hidrocarburos no convencionales o que la
población adopte una actitud de nimbiyism .
En cuanto a otros impactos asociados al suelo, los estudios realizados indican que la
construcción y las perturbaciones al paisaje ocasionados por el fracturamiento pueden alterar el
uso y lastimar los ecosistemas causando erosión y fragmentación de los hábitats silvestres y de
patrones de migración (Papoulias, 2013). Cuando los operadores preparan el sitio para construir
una plataforma, hacen el tendido de líneas de conducción de gas y durante el proceso de
extracción, se causa erosión y desplazamiento de tierras hacia corrientes de agua cercanas por
escorrentía. También hay afectación del volumen y flujo de aguas superficiales debido a la
reducción de los niveles de aguas subterráneas. La sedimentación como subproducto de los
procesos de construcción de pozos es un proceso que afecta las aguas superficiales y en ellas la
vida acuática produciendo turbiedad, destruyendo hábitats y reduciendo la fotosíntesis y
oxigenación del agua. El derramamiento accidental de aguas residuales es un potencial
contaminante. En 2007 una fuga en un depósito de almacenamiento en Acorn Creek en Kentucky
causó la muerte masiva de peces afectando significativamente dos especies que se encuentran en
estado de extinción (Papoulias, 2013).
5.8.9. Afectación a las Comunidades.
Las perspectivas de las comunidades con respecto a la realización de actividades de
exploración y producción de hidrocarburos en su territorio tienen un amplio espectro, desde
posiciones radicales de oposición hasta un apoyo incondicional a la actividad productiva. Las
comunidades, como grupos de interés centrales en el Plan de Desarrollo de una nación y un
territorio son sujetos de derecho y por consiguiente sus derechos, expectativas, su cultura, sus
necesidades y sus perspectivas de trascendencia y desarrollo no pueden ni omitirse ni ser
representadas por entidades ajenas a sus intereses. 21 22
21Nimbiyism. (Not In M y Backyard), o sí, pero aquí no, es una actitud de ciudadanos que apoyan un proyecto en tanto no afecte sus intereses personales. En este contexto, la ambigüedad de su discurso es una posición intermedia y cómoda entre la oposición ambientalista y el apoyo a la explotación comercial de hidrocarburos.22El ph del agua corriente bajó a 5.6 y la conductividad a 35.000 ps/cm.
52
Los modelos de desarrollo de los países pueden, según el caso, dar mayor o menor
importancia a los intereses particulares de las comunidades sobre los intereses económicos de la
nación. En un sistema colectivista, el desarrollo de proyectos de hidrocarburos en ecosistemas
altamente sensibles puede admitirse en nombre del desarrollo estratégico del país, no así en
estados donde los recursos naturales son representados por organismos estatales y organizaciones
y agencias trasnacionales que buscan su sostenibilidad.
En el desarrollo del fracturamiento hidráulico en Estados Unidos cuenta con el apoyo de
algunos residentes que como en el caso del estado de Nueva York, reciben hasta US 5.500 por
acre y 20% de regalías sobre el gas que se produzca en ese campo (Keferputz, 2010). Aceptar
estos beneficios en el presente puede afectar profundamente el futuro del ecosistema y unido a
este las posibilidades de desarrollo futuro del territorio.
Las comunidades velan por sus propios intereses de distintas maneras. Como se ha dicho, la
legislación americana es distinta a la colombiana en cuanto a los beneficios directos por regalías
de la explotación de hidrocarburos, pero es natural que en caso de aprobarse un proyecto de este
tipo las comunidades busquen beneficios en términos de empleo, desarrollo de la cadena
productiva para suministros y servicios conexos a la producción (Bodell, 2013), mejoramiento de
su calidad de vida, desarrollo productivo, y programas de desarrollo local de diversa índole.
Otras preocupaciones de las comunidades están relacionadas con el impacto en el paisaje, el
fraccionamiento del territorio, el ruido, la luminosidad, el tráfico pesado, la afectación a las
condiciones de salud impactos que se comparten con los hidrocarburos convencionales.
Salud. Para las comunidades, los efectos en la salud por la exposición directa o indirecta a
químicos de las aguas de retorno resultado de la fractura hidráulica, aguas de producción y
emisiones de gases al igual que al polvo de sílica tanto de trabajadores de las minas como de los
sitios de perforación y residentes cercanos a estos ha despertado las alertas de Instituciones de
salud del gobierno y otras entidades por sus nocivos efectos en la salud (OSHA, 2013).
Ganadería. Otro de los impactos en las comunidades se ve en la ganadería. Los animales
están expuestos continuamente al aire, suelo y aguas y tienen ciclos reproductivos más frecuentes
(según estudios realizados en diferentes estados de EEUU). Esta condición hace que algunos
científicos propongan usarlos como centinelas para el monitoreo de los impactos del
fracturamiento hidráulico en seres humanos. Muchos resultados no pueden ser concluyentes
debido al carácter clasificado y falta de transparencia de la industria para revelar el contenido de
53
los químicos presentes en los fluidos de perforación y explotación y los acuerdos de
confidencialidad firmados con los propietarios que los protegen. Sin esta transparencia, la
explotación del gas seguirá siendo un incontrolable experimento de salud a gran escala
(Bamberger & Oswald, 2012).
Actividades socio-económicas. El impacto socioeconómico de estas actividades también es
importante en la medida que al afectar la vida silvestre, se afecta el turismo en regiones donde el
avistamiento de aves, la pesca deportiva y la caza son atractivos para el turismo nacional e
internacional.
A nivel regional estos desarrollos pueden tener aspectos positivos. Los negocios generan
impuestos (76.2% de incremento en Williston, North Dakota) donde se realizaban importantes
actividades relacionadas con el fracturamiento hidráulico. Más aún su tasa de desempleo en el
2010 fue de 0% y la del estado del 3% poco después de la crisis del 2008, algo excepcional en la
economía americana (Goldman et al., 2013). Estos resultados no suelen ser de gran aliento
puesto que estos lugares con economías dependientes del gas no suelen elaborar proyectos de
largo alcance que garanticen su sostenibilidad económica más allá de la fase de producción. Más
grave aún es que comunidades cercanas a las áreas de explotación pero que no gozan de los
privilegios de regalías deben afrontar los costos de salud y afectaciones medioambientales que
estas crean.
Los costos y beneficios de la explotación de hidrocarburos no convencionales no están
confinadas a las áreas de perforación y no están distribuidas proporcionalmente a las
comunidades afectadas. La inversión en mano de obra es mínima comparada con los beneficios
obtenidos de la actividad de fracturamiento hidráulico (Kelsey, 2012). La industria del gas
empleó 600.000 trabajadores en 2010 se esperaba que para el 2015 emplease 1.000.000 de
trabajadores. Sin embargo, la gran mayoría de los empleos de alto nivel técnico y administrativo
que requiere esta explotación no son llenados con profesionales de la región sino con
profesionales itinerantes de otras regiones (WKYC, 2013). En el caso de Ohio, el desarrollo de la
formación de shale de Utica generó cerca de 65.000 empleos en 2014 con un promedio anual de
ganancia de 50.000 dólares (un incremento de 7.000 dólares del ingreso de 2011). Así mismo se
dio un aumento proyectado de 1% (4.9 billones USD) en el producto bruto del estado como
resultado del desarrollo en shale. El incremento en la actividad, implica un incremento en la
fuerza laboral, especialmente durante la perforación. Se necesita un total de 420 personas (13 de
54
tiempo completo equivalente) para perforar un pozo. La etapa de pre-perforación y de
operaciones no requiere la misma cantidad de personal. Cuando los precios del gas están bajos,
disminuye la actividad de perforación que a su vez resulta en menor demanda de empleos
(Laughner, 2012).
Estos hallazgos hacen pensar si los costos económicos y otros inconvenientes asociados
superan realmente los beneficios al nivel local. Los estudios han demostrado que todo desarrollo
de la industria de hidrocarburos en una región trae consigo un incremento en la población que se
desplaza buscando oportunidades de trabajo en los distintos eslabones de la cadena de
suministros o servicios. Estas ciudades emergentes (Boomtowns) se caracterizan por su alta
densificación poblacional en áreas no preparadas con los servicios necesarios y de calidad para
proveer agua potable, energía, alcantarillado y servicios sociales como la educación, salud, y la
institucionalidad capacitada y eficaz para administrar justicia y garantizar la convivencia y el
respeto de los derechos de los habitantes.
La vivienda informal en trailers o en vecindarios transitorios ofrece riesgos de convivencia y
salud. La alta demanda de vivienda y otros bienes ejercen presión al alza del precio de
arrendamientos y servicios encareciendo el costo de vida para los residentes. La disrupción del
ambiente, los altos niveles de ruido, la frenética actividad de construcción, la emergencia de
estilos de vida urbanos en lo que fueran serenas praderas y bucólicos paisajes son transformados,
para algunos destruidos, en función del desarrollo económico, no siempre para los lugareños
(Dobb, 2013).
Como en la conquista del Oeste americano, la mano de obra atraída por el desarrollo de
proyectos de fracturamiento hidráulico está formada por hombres generalmente jóvenes. Esta
circunstancia ha sido asociada a los incremento de violencia, abuso de drogas y alcohol,
crímenes contra la mujer y prostitución (Ellis, 2011).
Muchos de estos proyectos promueven el surgimiento de comunidades fantasma, que surgen
de un momento a otro y una vez termina el proyecto desaparecen. Aquellas que permanecen
quedan atadas a un territorio con pocas o nulas posibilidades de autosuficiencia y que exigen del
Estado una conectividad que no es eficiente y que más bien desvía recursos a lugares donde no
hay condiciones de posibilidad para el progreso y menos para obtener recursos fiscales quedando
así aisladas dentro de los planes regionales y nacionales de desarrollo.
55
La degradación del territorio por efectos de la explotación de no convencionales se traduce
también en una caída de precios del valor de la tierra. En un estudio realizado en el condado de
Washington en Pennsylvania durante el 2004-2009 se encontró que las propiedades cercanas a
campos de producción que tenían servicio de acueducto central, tenían un valor superior al 10%.
Aquellas que se surtían del pozo se depreciaban en un 16% (A. Krupnick, Gordon, & Olmstead,
2013).
5.8.10. Sismicidad
La sismicidad inducida (induced seismicity) es la causada por la actividad humana por encima
del nivel de fondo sísmico natural en un determinando marco tectónico. La sismicidad
desencadenada (triggered seismicity) se produce cuando la actividad humana afecta a los
intervalos de recurrencia entre terremotos, a la magnitud y a otros atributos. La física de las dos
es la misma. Según la Sociedad Geológica Británica (BGS) cualquier proceso de inyección de
agua o fluidos en las rocas a gran profundidad puede causar el fracturamiento de la roca y
producir sismicidad, particularmente en procesos de extracción de petróleo, ingeniería geotermal23y producción de shale gas.
El fracturamiento hidráulico puede inducir sismicidad de dos formas: por la energía liberada
al fracturar las rocas mediante micro detonaciones, que generalmente solo pueden ser detectadas
con equipos de monitoreo altamente sensibles y por la reinyección de aguas residuales asociadas
con la estimulación y producción. En unos casos la inyección de fluidos causa sismicidad, en
otras, la extracción. Las fracturas producidas/estimuladas por la inyección pueden extenderse
hasta varios centenares de metros dentro de la roca (Davies, Mathias, Moss, Hustoft, & Newport,
2012). De aquí que en la evaluación del riesgo de los proyectos de fracturación hidráulica resulte
necesario evaluar la potencialidad y los efectos de la sismicidad inducida.
Los efectos del fracturamiento hidráulico con respecto a la sismicidad no son inmediatos. En
el proceso de estimulación de las formaciones para la producción de gas no convencional se
utiliza “slickwater”, agua con una cantidad limitada de arena, reductores de fricción y otros
aditivos químicos que mejoran la eficiencia de la fracturación hidráulica. Su baja viscosidad
permite que el fluido de fracturación fluya hacia fuera de la fractura hidráulica en muchas de las
pequeñas fracturas que normalmente se dan en las pizarras. El slickwater aumenta la presión del 23
23 http://www.bgs.ac.uk/research/earthquakes/BlackpoolMay2011.html
56
agua en esas microfracturas, induciendo desplazamientos por cizalla o sucesos micro-sísmicos
que generalmente tienen magnitudes menores de -1.5 en la escala de Richter (Zoback,
Copithorne, Kitasei, & Copithorne, 2010). Es decir, la sílica y otros elementos apuntalantes
inyectados en las fisuras actúan como rodamientos que facilitan el desplazamiento de unas capas
sobre las otras al aliviarse la fricción entre ellas. La energía liberada depende entre otros factores
de las presiones tectónicas a las que está sometido el yacimiento. Si la masa rocosa está
inicialmente bajo grandes tensiones tectónicas, la energía añadida por la acción humana puede
tener una influencia desestabilizante e incluso pequeñas acciones pueden desencadenar fuerte
sismicidad (Adushkin, Rodionov, Turuntaev, & Yudin, 2000).
La mayoría de los microsismos producidos por este proceso son de una magnitud M <1. Los
eventos de menos de M2 se consideran micro-sismicidad. Sin embargo, cuando el fluido de
inyección penetra en las fallas geológicas preexistentes puede dar lugar a aceleraciones del suelo
más importantes que pueden ser percibidas por las personas desde la superficie (Broomfield,
2012). Estos sucesos son los que deben anticiparse en los estudios geológicos.
En Blackpool, Inglaterra, se evidenciaron dos eventos de sismicidad, uno de 2.3 y otro de 1.5
de magnitud en la escala de Richter en 2011 con un mes de diferencia. La correlación entre los
eventos sísmicos y la inyección de fluidos de fracturación en la zona adyacente fue reconocida
por The British Geological Survey, por consiguiente no podrían ser considerados como eventos
aislados. Si bien el escenario de mayor sismicidad inducida por fracturamiento hidráulico podría
registrar grado 3 de magnitud, no deja de ser preocupante sus efectos para la integridad de los
pozos. En los pozos de Preese Hall 1 donde se reportaron estos eventos, el pozo presentó una
deformación del diámetro del mismo entre los 2.580 y 2.630 metros de profundidad (Broderick,
Anderson, Wood, Gilbert, & Sharmina, 2011). En Eola Field, Garvin County, South-Central
Oklahoma, el 18 de enero de 2011 se detectaron más de 50 eventos sísmicos, 43 de los cuales lo
suficientemente grandes como para poder localizar sus epicentros a una distancia de <5 km desde
el pozo y que inicialmente se asociaron con un proyecto activo de fracking. Estudios posteriores
demostraron que había una clara correlación entre la inyección y la sismicidad aunque
inyecciones subsiguientes a profundidades menores no tenían sismicidad (Holland, 2011).
No se conocen totalmente las relaciones entre los parámetros operacionales, tales como tasa y
volumen de inyección, presión y temperatura de inyección, duración de la inyección, tasas de
incremento (en rampa) de la inyección y la ocurrencia y comportamiento de los sucesos
57
inducidos que permitan afinar las proyecciones. Además de depender de dichos parámetros
operacionales, los cambios en las presiones del yacimiento y los niveles de sismicidad inducida
(número de sucesos y sus magnitudes) están influidos por un cierto número de factores
regionales: el régimen local de esfuerzos, la orientación y localización de las fallas, grado de
fricción, y por los parámetros petrofísicos del yacimiento, particularmente la permeabilidad de la
roca (Nicol, Carne, Gerstenberger, & Christophersen, 2013).
Estos riesgos asociados con la explotación del gas de esquisto pueden minimizarse mediante
tecnologías y protocolos de buenas prácticas. El monitoreo de la sismicidad regional e inducida
es un componente importante de los proyectos a escala comercial. Predecir la sismicidad
potencial con anterioridad a la inyección permite identificar las medidas de reducción de riesgos
que pudieran tomarse, en su caso, para mantener los niveles de sismicidad inducida dentro de
unos límites aceptables. Así mismo, y con base en la experiencia en el área de Blackpool en
Inglaterra, los expertos coinciden en que un evento sísmico de magnitud 0.5 ML podría utilizarse
como un valor umbral tipo, pues es el equivalente al causado por vehículos, trenes o actividades
agrícolas y es menor que el movimiento máximo regulado para otras actividades industriales
(Green, Christopher, Styles, & Baptie, 2012).
5.9. Amenazas y vulnerabilidad en la explotación de hidrocarburos.
El manejo de los riesgos asociados al desarrollo de shale Gas debe ser una iniciativa
multidimensional e interdisciplinaria que permita identificar e investigar aquellos que
representan mayor riesgo y evaluar los marcos normativos para su desarrollo y control (Alan J
Krupnick, 2013). Es importante la anticipación de eventos que impliquen afectación de salud,
seguridad de las personas, continuidad de las operaciones, lesión a la imagen corporativa,
detrimento del patrimonio o utilidades de la empresa y accionistas, conflicto con grupos de
interés para lo cual es importante realizar estudios regionales que permitan dar claridad sobre los
procesos a realizar en las etapas de desarrollo de la actividad.
Según Conesa, (1993) una evaluación ambiental busca establecer un equilibrio entre el
desarrollo de la actividad humana y el Medio Ambiente, sin pretender llegar a ser una figura
negativa u obstruccionista, ni un freno al desarrollo, sino un instrumento operativo para impedir
sobreexplotaciones del medio natural y evitar un desarrollismo negativo y anárquico.
58
En cualquier proyecto indudablemente habrá un impacto sobre el entorno y este deberá ser
minimizado en la medida de lo posible lo cual requiere de la elaboración de estudios de impacto
ambiental que permitan conocer el estado actual de las zonas que serán intervenidas y las
posibles afectaciones del proyecto, obra o actividad, y evaluar los impactos, darles seguimiento y
aplicar instrumento de control.
Es necesario para los procesos de desarrollo tener en cuenta la jerarquía de la intervención
ambiental: evitar, mitigar, compensar.
El área de influencia varía de proyecto a proyecto. La línea base también puede ayudar a
determinar los rumbos estratégicos.
Krupnick, (2013) realizó un estudio en el que invitó a dialogar los grupos de interés alrededor
del tema del fracturamiento hidráulico. Los expertos de Center for Energy Economics and Policy
(CEEP), han venido trabajando para encontrar un punto común entre las partes y crear "Vías de
Diálogo (Ver Figura 13). Este informe es el primero basado en encuestas y análisis estadístico de
los expertos en el gobierno, la industria, las universidades y organizaciones no gubernamentales
(ONGs) para identificar los riesgos ambientales prioritarios relacionados con el fracturamiento
hidráulico. Los expertos están convencidos que la regulación y prácticas de la industria son
actualmente insuficientes para proteger a las comunidades y el medio ambiente.
Industry
\ las de acción prioritarias. 4 grapas
\ u s de acción prioritarias. 3 grupos
v us de acción prioritarias. 2 grupos
\ us de acción prioritarias. 1 grapa
Academia Government
Figura 13: Principales grupos de interés. Tomado de (Alan J; Krupnick, 2013)
59
Se pidió a los 215 expertos que respondieron a las preguntas de una encuesta que elaboraron
especialmente para este estudio, elegir entre un total de 264 "Vías de Riesgo" que enlazan
actividades de desarrollo del fracturamiento hidráulico específicamente, entre los que se
encontraron la contaminación del aire, el ruido o la contaminación de las aguas subterráneas.
También fueron dando la oportunidad de elegir entre 14 posibles accidentes y proporcionar su
evaluación cualitativa de la probabilidad de que estos accidentes pudiesen ocurrir y qué tan grave
podría ser.
Los hallazgos se enmarcan en la retórica del debate público actual. Uno de los resultados
clave fue el alto grado de consenso entre los expertos acerca de los riesgos específicos para
mitigar. "Los Riesgos de Consenso" son aquellos que los entrevistados de los cuatro grupos de
expertos con más frecuencia identificaron como que no necesitarían ninguna otra medida
reglamentaria o voluntaria.
Varios de los riesgos de consenso se refieren a los impactos que han recibido menos atención
en el debate popular. Por ejemplo, los expertos frecuentemente identifican los impactos
potenciales sobre los lagos, ríos y arroyos (aguas superficiales) como una prioridad, y los riesgos
potenciales menos identificados son los acuíferos subterráneos (agua subterránea).
De hecho, sólo 2 de los 12 riesgos de consenso identificados por los expertos son únicos al
proceso de desarrollo del fracturamiento hidráulico y ambos tienen potenciales impactos sobre
las aguas superficiales. Los 10 riesgos de consenso restantes se relacionan con las prácticas
comunes a gas y la explotación de petróleo convencional, tales como la construcción de
carreteras, ubicación de plataformas y oleoductos y las preocupaciones sobre el casing y las
posibles fugas y la cementación (Alan J; Krupnick, 2013).
Basados en el estudio se reconstruye la matriz de análisis que tiene en cuenta el riesgo
asociado a cada actividad para cada fase del proceso según los criterios y el consenso de los
grupos de interés. En el anexo 2 se encontrará la matriz completa.
5.10. Riesgos asociados a la actividad de acuerdo a la fase de desarrollo.
A continuación se describe cada fase del proyecto y las actividades que desarrollan en cada
una. Es importante destacar que las actividades según los expertos deben ser tenidas en cuenta en
la elaboración de la línea base en los proyectos de shale gas.
60
5.10.1. Preparación del sitio para la perforación del pozo.
Debe ser localizado el lugar del donde se encuentra el yacimiento de shale, posteriormente
será escavado y preparado para su posterior perforación, muchas veces la preparación del terreno
puede incluir una nivelación del lugar donde se ubicaran los pozos, muchas de estas actividades
tienen impactos que no son tenidos en cuenta durante la evaluación de los riesgos asociados a la
actividad, pero para los especialistas son de gran importancia a la hora de cualquier evaluación.
5.10.2. Actividades de perforación.
La perforación comienza haciendo un solo pozo vertical en la formación deseada. Uno o más
pozos laterales son perforados desde el extremo del pozo vertical, en ángulo para pasar
horizontalmente a través de la formación de esquisto.
Toda actividad de perforación en el planeta implica un riesgo potencial de que líquidos y
gases atrapados en la corteza lleguen a la superficie (Jackson et al., 2014). Una explotación con
condiciones subóptimas de integridad de los pozos suponen un alto riesgo para la salud, el medio
ambiente y eleva los costos. Fluidos de gas o líquidos pueden escapar a través de grietas o
defectos del casing por sellamientos defectuosos, juntas o del cemento. La acumulación de
presión dentro del pozo puede producir también fugas en el medio ambiente. También puede
ocurrir en las tuberías de transporte superficial donde los fluidos pueden llegar fácilmente a
aguas superficiales o a la atmósfera.
5.10.3. Fractura y Finalización.
Durante la fractura hidráulica (un componente para la finalización del proceso), arenas
petrolíferas y aditivos son bombeados dentro del pozo a altísima presión para fracturar la
formación de shale.
Algunas fallas que inducen fugas ocurren en el proceso de perforación al insertar o remover
equipos de perforación o de análisis, fractura hidráulica, inyección de fluidos a diferentes
temperaturas. Las altas presiones entre 4.000 y 7.000 psi a las que se trabaja pueden también
crear agujeros en el revestimiento. La presión standard para fracturar es de 20.000 psi., (Jackson
et al., 2014).
61
5.10.4. Explotación de pozos y producción.
En esta etapa de shale gas se saca de la formación a través de la perforación y se separa de
otros gases y líquidos antes de ser enviado a los oleoductos. Puede haber impactos asociados a la
calidad del aire por CO2, metano y CAP, en los acuíferos por filtraciones de fluidos de fractura y
aditivos que se usan durante esta fase.
5.10.5. Almacenamiento y disposición de fluidos de fractura, agua de retorno y aguas de
producción.
La fracturación hidráulica requiere varios millones de galones de agua. El almacenamiento,
tratamiento y disposición de grandes cantidades de agua dulce, agua de retorno y agua de
producción son las actividades clave en esta etapa del proceso. La corrosión química ocurre
principalmente en tuberías que conducen salmueras con CO2 y H2S.
5.10.6. Otras actividades.
En esta fase del proceso se tienen en cuenta las actividades de upstream para las entradas de
alimentación al proceso de desarrollo, y las actividades downstream que mueven el gas hacia los
mercados.
Una vez que el pozo está en producción, se pueden necesitar ciertos reacondicionamientos
para llevar a cabo el mantenimiento o tratamientos correctivos incluyendo la eliminación de la
tubería de producción. Al final de la vida de un pozo se requiere una preparación para su
abandono permanente, proceso que incluye taponamiento y pruebas de integridad.
Algunos estudios han mostrado que con el tiempo los pozos también pueden conservar su
autosellamiento: precipitaciones de carbono cierran espacios entre el cemento y la roca, decrece
la permeabilidad del cemento fracturado, la roca que rodea el pozo eventualmente invade el
anillo de perforación. Un daño importante lo causan aquellos pozos antiguos abandonados sin el
adecuado tratamiento y sello -entre 1994 y 2012 se abandonaron entre 35.000 a 48.000 sin
sellamiento- (Jackson et al., 2014).
Otras actividades que constituyen riesgo para los ecosistemas son: accidente de camiones,
falla de cañería, falla de revestimiento de cemento, explosión superficial, explosión subterránea,
falla de válvula superficial, ruptura de manguera, falla de represamiento, derrame en tanques,
62
ruptura de tubería, comunicación de conductos subterráneos del pozo, otros accidentes por
derrame.
5.11. Grupos de interés
El hilo conductor de este estudio es el enfoque holístico, sostenible y dialogal para la
elaboración de políticas sobre fracturamiento hidráulico dentro del marco de una construcción
colectiva del medio ambiente (Velilla, 2014). Se tienen en cuenta varios actores en la toma de
decisiones: los ecosistemas, como sujeto de derecho e interlocutor per se; los inversionistas,
industria de hidrocarburos y servicios asociados; las comunidades y sociedad civil; el gobierno
nacional y sus instituciones; la academia; los Organismos Internacionales y Organizaciones No
Gubernamentales (ONGs). Los grupos de interés no se agotan en los mencionados, pues incluso
dentro de cada uno de ellos se puede hablar de subsectores que tienen sus intereses y se verán
afectados de una manera específica, pero en el escenario de exploración/producción de HNC se
han seleccionado los que están involucrados de una manera directa. En los capítulos anteriores se
han considerado los impactos al ecosistema y a las comunidades y en el del Marco Normativo se
analizará el tema del shale gas desde la visión del gobierno y la institucionalidad.
Desde la perspectiva inversionista y de las empresas de hidrocarburos y de soporte en
Colombia, hay gran expectativa con respecto al progreso de los Tratados de Libre Comercio con
Canadá y Estados Unidos, y la ratificación del TLC negociado con la Comunidad Económica
Europea. La empresa privada se vería beneficiada en los próximos años si se reducen de manera
importante los aranceles de bienes y servicios para estos proyectos, sobre todo porque se
requerirán importaciones de buena parte de ellos mientras se desarrolla una industria local
robusta que atienda esas necesidades. Las empresas esperan incentivos como la exención del
IVA a la venta de hidrocarburos en el mercado local, las reducciones temporales en renta (10
años) y/o exención temporal de regalías (15 años) (A. Hernández, 2012). En un informe de
Campetrol , la empresa privada considera que puesto que el fracking requiere un largo proceso
de ensayo y error para determinar el potencial productivo de los pozos - a diferencia del sistema
de evaluación de los convencionales- estas deben retener mayor cantidad de área para acometer
las actividades de estimulación hasta determinar las ratas de retorno que justifiquen entrar en fase 24
24 Cámara colombiana de bienes y servicios petroleros.
63
de producción. La industria en el 2012 recomendó al Gobierno Nacional para este propósito
incrementar el plazo para exploración de HNC de 6 a 9 años, duplicar el programa de evaluación
de 2 a 4 años y de producción de 24 a 30 año; que el aviso de descubrimiento se realice al cabo
de perforar, estimular, hacer análisis geológico y completar el pozo exploratorio y no a los 4
meses después de terminar el pozo como se hace en el caso de los convencionales. También
propusieron que la devolución de áreas se diera al final del período exploratorio permitiéndoles
retener el 50% del área asignada excluidas las áreas en evaluación y producción en caso de que
se presente un programa exploratorio. Se solicitó el otorgamiento de derechos para explotar
hidrocarburos convencionales y no convencionales bajo el mismo contrato evitando así
conflictos futuros en caso de coexistencia de explotaciones de los dos yacimientos por diferentes
operadores. Para la distribución del gas, las empresas consiguieron que el gobierno ofrezca
estímulos al poder escoger el mecanismo de comercialización que deseen - los campos de gas
convencional con volúmenes superiores a 30 millones de pies cúbicos al día deben hacerlo a
través de subastas.
El alto potencial económico del desarrollo del gas y crudo obtenido por el fracturamiento
hidráulico, combinado con la falta de información preexistente sobre estas tecnologías ha dejado
la investigación en temas de salud y medio ambiente vulnerable a la interferencia e influencia de
fuerzas políticas y corporativas. Se han construido barreras que evitan la transparencia para el
análisis de sus implicaciones a corto y largo plazo (Goldman et al., 2013).
En 1987 la EPA encontró docenas de casos de contaminación de agua causados por el
fracturamiento hidráulico. Todos excepto uno fueron descartados del estudio a causa de la
presión de representantes de la industria que eran miembros de un equipo que supervisaba el
estudio (Urbina, 2011). En el 2002 oficiales de la EPA acudieron al Congreso norteamericano
para presentar su preocupación por los altos niveles de Benceno en el agua subterránea que
excedían los estándares para agua potable. Sin embargo, cuando el reporte oficial fue dado a
conocer, la EPA había cambiado su posición para afirmar que la actividad no generaba nocivos
niveles de benceno. La agencia no dio explicación sobre este cambio de perspectiva. En este
como en otros muchos casos los investigadores no han podido avanzar pues las compañías
presionan a los propietarios a firmar cláusulas que prohíben divulgar los acuerdos y dar
información. En otro caso en el 2004, la EPA concluyó que el metano presente en el lecho de
carbón no presentaba ningún peligro para las fuentes subterráneas de agua potable. Uno de los
64
científicos de EPA llamó la atención sobre el reporte al notar que 5 de los 7 miembros del equipo
que redactó el informe tenían conflicto de interés y se beneficiaban del resultado del informe. Así
mismo, las conclusiones sobre el riesgo a la salud de una regulación laxa con respecto a esta
actividad que había sido presentados por la misma agencia anteriormente habían sido omitidos
(Browning & Kaplan, 2011). Más grave aún, la EPA endosó la responsabilidad de realizar
investigaciones exhaustivas sobre la contaminación de agua en Pavillion, Wyoming al mismo
estado teniendo conocimiento de que recibe fondos de Encana Corp, la compañía responsable
por la contaminación del agua (EPA, 2013). Otros casos muestran cómo la EPA después de
ordenar a compañías la remediación de daños por causa de los efectos contaminantes del
fracturamiento hidráulico en el agua de comunidades, levanta los cargos (Gilbert, 2015).
Numerosos casos de contaminación de agua relativos a las actividades del fracturamiento
hidráulico aún permanecen sin ser elucidadas. La información es considerada clasificada, o las
consecuencias minimizadas, o los afectados silenciados con dinero y cláusulas de no revelar
información (Gottlieb, M., Krupnick, A., & Wiseman, 2013). Los ciudadanos que inician una
acción contra una compañía, en la mayoría de los casos terminan en arreglos económicos o en la
venta de los predios a cambio de su silencio. Incluso los resultados de análisis técnicos realizados
como parte de una investigación son protegidos y sus resultados no son divulgados. Sin esta
información científica ni la posibilidad de acceder a los testimonios de los afectados, se socaban
las bases de toda acción legal. Otras empresas toman una perspectiva más agresiva con respecto
a los reclamantes utilizando medidas disuasivas como el Pleito Estratégico contra la
participación pública cuya intención es la intimidación y silenciamiento de los críticos ante el
costo de una defensa legal hasta que abandonen su oposición o crítica . Algunos acuerdos han
llegado incluso a extender la prohibición a hijos de los afectados que firmaron el acuerdo de no
divulgación para que no hablasen del asunto por el resto de sus vidas (Breiner, 2013).
Algunas compañías han optado por intimidar a todos los residentes vecinos de las áreas de
producción de shale gas mediante comunicados en los que advierten sobre los efectos
socioeconómicos devastadores que tendría en la comunidad el abandonar las operaciones 25
25Strategic Lawsuit Against Public Participation (SLAPP).
65
(Detrow, 2012). La industria ha incluso anticipado estudios y resultados llevados a cabo por la
EPA para evitar su desarrollo y publicación. 26 27
La academia también se ha visto comprometida en esta controversia. Es aceptable que la
empresa privada invierta enormes sumas en la academia para favorecer la investigación de
manera general o para adelantar estudios sobre en proyectos particulares. La financiación de
estos estudios no implica necesariamente que los estudios sean tendenciosos, sesgados o carentes
de objetividad en la medida en que los potenciales conflictos de interés sean reportados. Algunas
entidades, no obstante, sí intentan a través de sus contribuciones a la academia utilizar el
prestigio de esta para justificar sus metas. Estas interferencias no siempre son fáciles de advertir.
En un estudio publicado por la Universidad del Sur de California se discutían los beneficios del
fracturamiento hidráulico para el estado. Uno de los co-autores era el fundador y presidente de
una firma de consultoría de hidrocarburos. Estos vínculos no habían sido revelados. Estos
conflictos de interés también se verificaron en un estudio en la Universidad de Texas en Austin
donde el director no hizo explícita su afiliación con una empresa de energía con altos intereses en
el fracturamiento hidráulico y de la cual había recibido compensaciones. Un caso similar ocurrió
con una publicación que respaldaba las iniciativas de explotación de shale como una fuente de
transición de bajo contenido de carbón. Las interferencias han sido en algunos casos tan
evidentes que han obligado incluso al cierre de institutos de investigación por su ostensible sesgo
a favor de la industria (Goldman et al., 2013).
Las investigaciones no pueden prosperar porque si bien la mayoría de los pozos se encuentran
en propiedad privada, la industria ha adquirido con el tiempo estos predios. En Pennsylvania,
93% de los pozos se encuentran en terrenos privados. De esta manera las compañías restringen el
acceso para verificación de actividades y su cumplimiento con la normativa.
Entre el año 2001 y 2011 la industria del gas y petróleo invirtió 750 millones de dólares en
cabildeo en el gobierno federal americano para evitar que se formule una normativa nociva para
26La EPA realiza un estudio amplio sobre los impactos del desarrollo del petróleo y gas no convencionales sobre los recursos hídricos. Antes de que el estudio inicie, la American Petroleum Institute (API), American Natural Gas Alliance (ANGA) elaboraron un documento de 166 páginas en oposición a este plan de estudio. Y la American Exploration & Production Council (AXPC), La ANGA , Api y The Independent Petroleum Association Of America (IPAA) enviaron una carta al congreso reclamando que el estudio utilizó métodos inapropiados y sobredimensionaron el alcance debido a la falta de información.27En el Año 2012 la Universidad Estatal de Nueva York y Búfalo cerraron el instituto de investigación sobre shale y sociedad en respuesta a las críticas internas y externas que recibía por los nexos de sus profesores con la industria del gas. En sus publicaciones se decía que las regulaciones sobre shale hacían de esta fuente una operación segura en el estado de Pennsylvania y que podría entonces hacerse de igual manera en el estado de Nueva York.
66
sus intereses, particularmente en el fracturamiento hidráulico (Browning & Kaplan, 2011).
Miembros del gobierno han tenido vínculos con la empresa privada, han recibido contribuciones
para financiar campañas o conseguido apoyo para cargos importantes en el gobierno o
corporaciones.
Organizaciones Internacionales como las Naciones Unidas a través del PNUD han apoyado
proyectos para promover el diálogo entre comunidades y empresa como la Estrategia Territorial
para la Gestión Equitativa y Sostenible del Sector Hidrocarburos que tuvo lugar en Colombia
entre los años 2013-2015 . Las compañías que realizan fracturamiento hidráulico también
encuentran vehemente oposición de residentes, la sociedad civil y de grupos ambientalistas.
Mediante campañas educativas, creación de colectivos científicos, páginas web, demandas
interpuestas en los condados, estados y a nivel federal se ha movilizado la opinión pública contra
el desarrollo del fracturamiento hidráulico en los países y se han presionado iniciativas
internacionales. Las acciones civiles también toman un tinte más vehemente con iniciativas de
bloqueos a sitios de exploración, manifestaciones, e incluso acciones violentas. Trabajadores de
una firma de energía que realiza exploración de gas en Co Fermanagh, Irlanda del Norte fueron
atacados en sus residencias con artefactos explosivos presumiblemente por vecinos opuestos a
que se realice fracturamiento hidráulico en el territorio. Los grupos ambientalistas han
invocado para este tipo de actividades extractivas el Principio de Precaución según el cual, si
una acción se sospecha que está causando daño al ambiente, en la ausencia de un consenso
científico, la carga de la prueba recae en el individuo o la organización que inicia la acción. La
industria de crudo y gas ha rechazado siempre este análisis y han abordado el problema de la
misma manera que la industria de tabaco que por décadas negó todo vínculo entre el tabaquismo 28 29 30
28 El proyecto de la Estrategia Territorial para la Gestión Equitativa y Sostenible del Sector Hidrocarburos es una iniciativa del Gobierno Nacional que promueve las visiones participativas del desarrollo humano sostenible en las regiones con actividad hidrocarburífera, como instrumento para la construcción de la paz territorial con el asesoramiento y apoyo técnico del PNUD29http://www.telegraph.co.uk/news/earth/energy/fracturamiento hidráulico/11011749/fracturamiento hidráulico-firm- workers-home-attacked-with-petrol-bombs-in-northern-ireland.html30Mediante resolución tomada por el consejo europeo en diciembre del 2000 en Niza, los estados miembro de la Unión Europea precisaron el Principio de Precaución. Cuando una evaluación pluridisciplinaria, contradictoria, independiente y transparente, realizada sobre la base de datos disponibles, no permite concluir con certeza sobre un cierto nivel de riesgo, entonces las medidas de gestión del riesgo deben ser tomadas sobre la base de una apreciación política que determine el nivel de protección buscado. Dichas medidas deben, cuando es posible la elección, representar las soluciones menos restrictivas para los intercambios comerciales, respetar el principio teniendo en cuenta riesgos a corto y a largo plazo, y por último ser reexaminadas frecuentemente de acuerdo con la evolución de los conocimientos científicos. Por último, el consejo europeo acentuó la importancia de la consulta e información a la sociedad civil.
67
y el cáncer. Esto es, si no hay una prueba más allá de toda duda razonable el impacto ambiental
debido al fracturamiento hidráulico, esta relación es rechazada (Bamberger & Oswald, 2012).
Según A. Krupnick et al., (2013) el debate en US sobre el desarrollo de shale gas se
caracteriza por la falta de consenso en sus implicaciones ambientales, económicas y sociales. De
un lado ofrece una promesa de ser una fuente para la producción energética de bajo costo de uso
industrial, comercial, doméstico e incluso para el transporte. De otro lado, hay grandes temores y
preocupaciones por su impacto en la salud y el medio ambiente.
Entre los factores que dificultan la comprensión de este fenómeno se encuentra la alta
complejidad, la falta de información longitudinal, y la diversidad de valores sociales con
respecto a tomar o no acciones con respecto a estos desarrollos.
Los detractores del fracking son señalados por realizar estudios imprecisos, tendenciosos y
que desorientan a la población. De otro lado, quienes lo promueven ven que la burocracia y las
complejas condiciones y requisitos para esta iniciativa están frenando intencionalmente su
desarrollo. Los académicos, los investigadores de agencias y actores políticos son señalados de
ser cooptados por la industria.
En encuesta realizada por RFF entre una muestra de 1600 adultos en Pennsylvania y Texas,
los investigadores encontraron que la mayoría de los encuestados manifestaban preocupación por
los riesgos ambientales, particularmente acuíferos y aguas superficiales, sin embargo, la mayoría
aprobaría el desarrollo de shale gas bajo condiciones seguras. Incluso estarían dispuestos a pagar
entre 20 -30 dólares al año para eliminar los riesgos para 1000 pozos de agua (Alan J Krupnick,
2013). El público en general no distingue entre el riesgo del fracturamiento hidráulico per se y el
de los daños ocasionados por desperfectos en cañerías y recubrimiento de cemento de los pozos.
5.12. Legislación ambiental Nacional e Internacional
A continuación se presenta el análisis de documentos normativos para la regulación de los
hidrocarburos no convencionales en el contexto nacional e internacional. Es importante aclarar,
que se acude específicamente en el contexto global a EEUU, debido a que este país es el pionero
en los estudios sobre el tema y es un referente de regulación normativa y de técnicas de
exploración y explotación. Para el desarrollo de este procedimiento se utilizó una matriz de
análisis, cruzando cada documento con el contexto de análisis y las categorías: alcances,
limitaciones y aportes al proyecto. Los documentos se seleccionaron teniendo en cuenta su
68
relevancia en la regulación de la actividad minera de hidrocarburos en los contextos
mencionados (Ver Anexo 3).
5.12.1. Legislación Internacional.
El marco normativo para la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales y
la institucionalidad que lo regula, monitorea y sanciona evolucionan en la medida en que nuevas
tecnologías se desarrollan y los diferentes stakeholders evidencian impactos emergentes e
interrelaciones que requieren una legislación que proteja sus intereses. En países como Estados
Unidos, donde estos procedimientos tuvieron origen y están altamente desarrollados, existe una
legislación tanto federal como estatal más comprehensiva comparada con países que han
declarado moratoria a estos procedimientos como Francia, o apenas han dado curso a la fase de
adjudicación de bloques para exploración como en Colombia.
La legislación se hace necesaria para lograr un equilibrio entre los planes de desarrollo
económico y social de los países que encuentran en el shale gas una fuente energética
abundante , más económica, menos contaminante que el carbón, que reduce la dependencia de
las importaciones y promueve el desarrollo social a través de la generación de empleo y de otro
lado los potenciales impactos a los recursos naturales, a la salud y calidad de vida de los
ciudadanos particularmente en las áreas de explotación. La legislación debe estar en
concordancia con principios y acuerdos internacionales que protejan estos recursos velando por
su sostenibilidad más allá de las fronteras donde se realizan estas actividades.
5.12.2. Legislación Americana.
Para entender el comportamiento de los distintos grupos de interés en Estados Unidos con
respecto al fracking es necesario considerar el sistema de propiedad sobre los derechos mineros
en ese país. En Estados Unidos, los derechos de propiedad sobre los recursos mineros varían de
estado a estado. En general, los derechos son divididos (Split o Severed) en derechos de
propiedad superficial y derechos de propiedad del subsuelo. Quien tenga los derechos sobre el
subsuelo puede controlar los derechos mineros y desarrollar y extraer sus recursos. El gobierno
federal es propietario de los derechos de aproximadamente 31% de todos los minerales del 31
31The Energy Information Administration afirma que los Estados Unidos tienen suficiente gas para suplir la demanda del país por los próximos 110 años.
69
subsuelo del país, pero gran parte de los derechos de explotación de estos recursos han sido
cedidos a la industria de hidrocarburos. Las regalías, e ingresos por leasing son ingresos para los
gobiernos locales y el federal. En la mayoría de los casos, los derechos sobre petróleo y gas son
entregados en leasing, no en venta. Se estima que solo entre el 15-25% de los propietarios tienen
derecho sobre el subsuelo, es una cifra difícil de estimar por la celeridad con la que se mueven
estos títulos en el mercado. Como los costos de exploración y producción son altos, los
propietarios firman acuerdos con compañías que desarrollan los pozos. Estas adquieren los
derechos de propiedad o pagan unas regalías. Como los propietarios reciben importantes
recursos de la industria, son proclives a favorecer su explotación.
En cuanto a la legislación federal ambiental, se han formulado diversas leyes orientadas a la
protección de los recursos naturales. Se destacan la de protección de recursos en general
(National Environmental Pocily Act -NEPA, 1970), el aire (Clean Air Act, 1970), agua (Clean
Water Act, 1972), agua potable (Safe Drinking Water Act, 1974), la preservación y recuperación
de los recursos (Resource Conservation and Recovery Act, 1976), respuesta, compensación y
responsabilidades ambientales (Comprehensive Environmental Response, Compensación and
Liablility Act, 1980), plan de emergencia y transparencia (Emergency Planning and Community
Right-To-Know Act, 1986).
Los estados de Texas, Oklahoma, Ohio, Pennsylvania y West Virginia cuentan con el mayor
número de pozos de shale gas. Utilizan diferentes herramientas para regular la fractura
hidráulica, desde regulaciones federales centralizadas de obligatorio cumplimiento, hasta
sistemas flexibles por estándares de desempeño y permisos otorgados caso por caso (Alan J
Krupnick, 2013). La regulación centralizada (CAC por sus siglas en inglés) es la herramienta
más extensamente usada por los estados y que cubre cerca del 80% de los elementos normativos.
Los permisos caso a caso se otorgan en el 14% de las solicitudes y por estándares de desempeño
en un 1%. Montana y Maryland son los más estrictos en la regulación y Virginia el que menos
estricto es. * 33
2 Mineral rights and fracking. http://frackwire.com/mineral-rights/33Command and control (CAC). Se refiere a un tipo de regulación de una industria o actividad con base en una legislación que la prohibe o permite. Este sistema difiere de otros como el de usar incentivos económicos, impuestos, subsidios para que se cumpla con los objetivos.
70
Estas diferentes perspectivas sobre el diseño normativo y su aplicación a nivel estatal (Suzuki,
2014)se pueden constatar en los siguientes casos: Pennsylvania, tiene una estricta normativa
para el fracturamiento hidráulico incluida en la regulación de operaciones de hidrocarburos. La
normativa distingue prácticas en diferentes formaciones. Allí el estado puede suspender una
operación si no se cumple con la norma. Existe una extensa normativa con respecto a la gestión
de desechos, composición de fluidos y reporte de incidentes. Más aún, el Estado provee asesoría
para el tratamiento de fluidos de retorno y aguas de producción para facilitar a las compañías
cumplir con la normativa estatal y regional. Los operadores, por ejemplo deben instalar la línea
de revestimiento del pozo con equipos que permitan controlar la presión y la tensión del proceso
de perforación.
Texas, en cambio, no tiene una normativa específica para el fracturamiento hidráulico. Más
aún, el organismo regulador de la exploración y producción de gas es la Railroad Commission of
Texas -RCT- que no exige un permiso especial para realizar fracturamiento hidráulico. La
Suprema Corte de Texas determinó que ni la Comisión reguladora ni la legislatura regularían
esta actividad. El Estado tampoco exige una evaluación ambiental como condición previa para la
estas actividades. Sí es necesario levantar un estudio cartográfico mostrando dónde se realizarán
las actividades, y de manera genérica, estas no deben causar ni permitir la polución de cuerpos de
agua subterráneos ni superficiales. También se exige un permiso para transportar desechos fuera
del campo de explotación. Los operadores pueden almacenar las aguas residuales en piscinas si
la comisión determina que allí no se producirá contaminación de agua.
A pesar de esas fragilidades en la normativa, Texas ha sido uno de los primeros estados en
exigir a los operadores que revelen el contenido de los fluidos usados en el fracturamiento
hidráulico.
En el Estado de Nueva York, el artículo 23 de la ley de Conservación Ambiental del Estado
establece una jurisdicción para regular la extracción de gas a través de la División de Recursos
Minerales. El plan de regulación prescribe sobre el uso de la tierra y exige permisos y reportes
periódicos. Autoriza a los gobiernos locales a manejar ciertas actividades, pero son responsables
de temas de sanidad pública y gestión de desechos. El estado ha asumido un rol importante en la
regulación del fracturamiento hidráulico. Pese a ello, algunas de sus normas no cumplen con los
estándares establecidos por la EPA, como la permisividad de ciertos químicos en los fluidos de
retorno. Otra debilidad de su normativa se encuentra en el asignar la función de control de
71
gestión de residuos, regulación de vías, respuestas de emergencia y asuntos de salud pública a los
gobiernos regionales que no tienen los recursos suficientes para asumir estas responsabilidades.
Más grave aún es que las compañías que realizan el fracturamiento no están obligadas al
cumplimiento sino vinculadas por una “acción voluntaria”.
En Colorado lo que hizo exitoso el tema regulatorio fue la autorización legislativa, que fue un
proceso incluyente, y que las reglas fueron aprobadas unánimemente, en el marco de una
cooperación interinstitucional. Allí tardaron 8 meses en redactar un borrador con la normativa
de protección ambiental en 2008. Requirió el trabajo de 40 especialistas de varias agencias
(Hidrocarburos, Salud, Medio Ambiente y Vida Salvaje). 1700 personas participaron en las cinco
grandes reuniones, 37 reuniones técnicas con 250 especialistas y más de 2000 comentarios.
Después, tardaron otros 9 meses para adoptar la normativa final, que incluyó numerosas horas de
debate, testimonios, y análisis de más de 20.000 páginas de documentos. Fue un proceso
legítimo, autorizado, incluyente y sus normativas fueron aprobadas de forma unánime (Neslin,
2012). Entre los elementos destacados de la Regulación responsable en Colorado están:
Promover la Transparencia: exigir y permitir publicaciones en línea, notificar a las
comunidades, crear mecanismos de recepción de quejas, no cumplimiento y comentarios.
Promover la coordinación con gobierno local
Exigir Permisos Ambientales
Optimizar la eficiencia de la operación
Distinguir entre impactos superficiales y profundos
Incrementar personal y eliminar cuellos de botella y retrasos
Extender la duración de las licencias a dos años (Neslin, 2012)
Desarrollar una normativa que tenga en cuenta peculiaridades de cada cuenca, paisaje y
necesidades de las comunidades
Implementar la normativa responsablemente con entrenamiento y orientaciones
Esta legislación ambiental en Colorado evalúa resultados después de tres años en los
siguientes temas:
Energía: Incremento en un 30% en la producción de crudo, 10% en gas y más proyectos en
desarrollo que en estados vecinos
Medio Ambiente: incremento de perforaciones de sistema cerrado sin piscina (pitless drilling)
de 31 a 70%. Reciclaje del 61% de los fluidos del fracturamiento hidráulico, 85% de procesos
72
verdes, perforaciones distantes de construcciones existentes superiores a 300 metros con un
incremento de 68 a 76%, 14 planes de mitigación de vida silvestre en 750 millas cuadradas
(Neslin, 2012).
Estos casos muestran cómo los estados determinan las áreas de regulación y las
inconsistencias y exenciones otorgadas por las leyes federales para la exploración y explotación
usando la técnica del fracturamiento hidráulico (Powers, 2012). Como resultado de las
enmiendas a la ley sobre Agua Potable, la regulación del fracturamiento hidráulico queda
prácticamente a merced de la legislación de los estados, no del gobierno federal (Groat &
Grimshaw, 2012). Esto tiene varias implicaciones: si bien la regulación es de carácter público, es
difícil encontrar y de interpretar; predominan vacíos sobre las implicaciones del alto uso de agua
en el proceso y sobre la manera de gestionar los residuos contaminantes. El acceso a la
información también es regulada de distinta manera en los estados, siendo unos más
transparentes que otros en revelar la composición de fluidos usados en las distintas formaciones.
Como los estados con reservas de gas y petróleo para extracción por fracturamiento hidráulico
deben hacer un balance entre sus beneficios económicos y el potencial daño ambiental y a la
salud humana, estos quedan más vulnerables a presiones políticas, económicas y sociales. La
investigación sobre impactos que era de carácter interestatal, por razón de las presiones, empieza
a fragmentarse y a ser realizada y utilizada regionalmente para justificar propósitos estatales.
Desde la perspectiva de las comunidades, organizaciones no gubernamentales y sectores
independientes, los vacíos y alcance limitado de las leyes y la injerencia de los intereses de las
compañías en los centros de investigación entre otros factores, han permitido la inclusión de
cláusulas como la de eximir a la industria de extracción de petróleo y gas de los estudios de
impacto y del Inventario de Tóxicos, no realizar estudios agregados de polución de petróleo y
gas para elaborar parámetros de regulación, excluir de la lista de factores contaminantes de las
aguas residuales del fracturamiento hidráulico si son manejados por el Estado y no requerir
permiso para su manejo, excluir el fracturamiento hidráulico de la definición de inyección
subterránea a menos que los fluidos contengan diésel, considerar que los desechos de
fracturamiento hidráulico no califican como tales por los costos de cumplimiento. Incluso los
conductores de vehículos utilizados en esta industria son eximidos de cumplir algunos numerales
que exige la ley de tránsito con respecto a las horas de trabajo.
73
Dos casos ponen en evidencia los vacíos de ley y la injerencia de la empresa privada en las
políticas ambientales: En el año 1986, el Congreso de Estados Unidos promulgó la ley sobre
Planeación de Emergencia y Derecho a la información de las Comunidades que buscaba
promover la transparencia y acceso a la información sobre los químicos, los usos y el manejo de
desechos de la industria. En Mayo de 2013 la Oficina de Manejo de tierras dio a conocer una
versión revisada de las nuevas regulaciones para el fracturamiento hidráulico. Sin embargo esta
legislación tenía un alcance muy limitado pues la Oficina solo tenía jurisdicción sobre tierras que
eran de la nación o de grupos tribales. La ley también prescribe que las compañías solo están
obligadas a revelar los contenidos químicos una vez el proceso de perforación esté completo.
Uno de los más conocidos casos de interferencia de la empresa privada en la política pública
con respecto al fracturamiento hidráulico es el llamado Halliburton Loophole. Esta fue una
exención recomendada por el Comité de Política Energética, un equipo de expertos convocado
por el Gobierno de George Bush para asesorar en temas de política energética. El Comité fue
presidido por el Vicepresidente Richard Cheney quien fue el presidente de la Junta Directiva y
Director entre los años 1995 y 2000 de Halliburton, una de las grandes compañías relacionadas
con la explotación de hidrocarburos no convencionales. Un borrador inicial del comité destacaba
los riesgos de una posible contaminación por el fracturamiento hidráulico, pero estas
observaciones no aparecieron en el reporte final (Los Angeles Times, 2004). Una consecuencia
del Halliburton Loophole es que la EPA no puede regular la mayoría de las operaciones del
fracturamiento hidráulico. Una medida tibia y de corto alcance fue una reglamentación de la
EPA sobre operaciones que usan diésel en el fracturamiento hidráulico. El diésel se usa en el
proceso pero en una fracción de los pozos explotados, por lo tanto no cobija la mayoría de las
operaciones.
Para los expertos, y también como resultado de las distintas consultas con las comunidades
donde se realizan o se inician estas actividades, la divulgación de químicos usados en la
perforación como los resultantes de aguas de retorno, producidas y de disposición así como otros
químicos usados en actividades de soporte debe ser comprehensiva, oportuna, estandarizada y
obligatoria para todas las regiones, jurisdicciones y debe ser divulgada al público y con acceso
para verificación a las entidades científicas y particularmente de salud. Esta información no solo
debe contener la descripción del químico sino las concentraciones y el volumen total usado. Se
deben solucionar las contradicciones entre políticas y agencias pues unas piden revelar los
74
nombres de los químicos más no la concentración, o solo aquellos químicos que están en una
lista oficial que requieren publicación. También deberían revelar los contenidos de las aguas de
retorno, de las producidas y de las aguas residuales. El portal FracFocus fue creado para dar a
conocer el contenido de los químicos utilizados, sin embargo ha sido criticado pues los nombres
usados no corresponden a estándares internacionales sino en ocasiones a nombres genéricos.
Una medida responsable y de carácter global del Departamento de Estado de los Estados
Unidos fue la formulación de la Iniciativa Global de shale Gas para colaborar con otros países
en el desarrollo de los recursos de gas de una manera económica y segura. Esta iniciativa e
incluye asistencia técnica y legal y apoyo en temas financieros y medioambientales. Este
mecanismo es controversial por cuanto Estados Unidos aún tiene muchos temas ambientales por
resolver relacionados con el fracturamiento hidráulico.
5.12.2.1. Sistema de sanciones en Estados Unidos.El cumplimiento de la ley es el factor esencial para evaluar la coherencia de un Estado en
cuanto a la formulación de políticas ambientales y el ejecutar las acciones y sanciones que se
derivan de estas políticas públicas.
En este sentido, y en opinión de sectores ambientalistas, en los Estados Unidos, hay un
desalineamiento en los incentivos que lleva a los productores de gas a invertir menos en la
protección ambiental. Las utilidades de la perforación son apropiadas inmediatamente, mientras
que los daños ambientales pueden no aparecer de manera inmediata sino ser visibles mucho
después de terminadas las operaciones. Para cuando se hagan evidentes, los productores pueden
haber terminado sus operaciones, transferido a otros o al estado o no estar en capacidad de
financiar los procesos de mitigación del impacto y remediación o compensar a los afectados.
El sistema Tort en Estados Unidos 34 ha sido diseñado para subsanar daños en estos casos. Sin
embargo la ley de bancarrota limita las obligaciones de las empresas substancialmente, esto
afecta particularmente a las empresas de gas de pequeño y mediano tamaño que son la mayoría
34 En los países del Com m on Law, el Tort es un agravio o ilícito civil {civil wrong), cometido por una persona legalmente responsable (lega lly liable) llamado tortfeasor, que causa un perjuicio, un daño o una pérdida (injury, loss o r harm ) a un tercero. El Tort Law es, en consecuencia, aquella parte del Derecho que se ocupa de los actos ilícitos cometidos por personas físicas (individuals) y jurídicas (legal entities) que, sin embargo, no pueden ser considerados delitos penales (crim es) ni incumplimientos de contratos (breach o f contract). No existe, por tanto, delito (crim e o offense), ni incumplimiento de contrato pues no existe relación contractual (contractual relation) entre el que lo comete y el perjudicado. El tort se considera un motivo de reclamación perteneciente al Derecho civil (grounds o f action in Civil Law). Tomado de www.traduccionjurídica.es
75
en este país. Por consiguiente, este sistema no funciona bien como factor disuasivo para las los
operadores que no cumplan los estándares en comparación con otras industrias.
Desde los años 20 la oficina de Gestión de Tierras (Bureau of Land Management -BLM-) ha
exigido a los productores de gas que operan en tierras públicas que depositen un Bono antes de
iniciar actividades de perforación. Algunos estados exigen requisitos de depósito superiores a los
mínimos federales.
Estos fondos son usados para tareas de limpieza en caso de accidentes y para garantizar que el
productor deje todo en orden una vez concluya el proceso de producción. El Estado no tiene por
qué responder por los daños de la industria.
Esta perspectiva tiene sentido, pero los requisitos actuales están tan desactualizados y son tan
bajos que no pueden cubrir los costos de riesgos asociados con esta actividad. Actualmente el
bono en depósito es de 10.000 por cada licencia de leasing. Este fue creado en 1960 y desde
entonces no ha sido actualizado con la inflación.
Varias propuestas se han presentado para actualizarlo a 60.000 dólares y que en adelante esté
atado a la inflación. Los estados estarían en libertad de imponer otros requisitos y valores por
encima de este mínimo federal.
Una de las propuestas incluso pretende eliminar provisiones que permiten a las compañías
cumplir con las obligaciones del bono firmando un bono en blanco. Esta estrategia reduce el
monto promedio destinado a remediación y en ocasiones no alcanza a cubrir daños ocasionados
por múltiples pozos y menos aún para pozos longevos.
Si el productor minimiza los riesgos al medio ambiente, recibe el valor del bono con intereses.
El que causa daños, no. Esta es una solución de mercado para una falla de mercado.
La EPA dispone de un fondo destinado a la remediación de sitios de vertimientos en todo el
país. En los últimos años se invirtieron 35 billones de dólares en la limpieza de 800 sitios. La
EPA ha identificado cerca de 47.000 sitios peligrosos que requieren este tipo de intervenciones.
En los primeros años de existencia de este fondo, solo se recaudó 15% de los costos de
remediación de la empresa privada, el faltante lo aportó el gobierno (GAO, 1994).
Los responsables de las políticas públicas tienen a mano distintas herramientas para evitar
estos resultados. Lo importante es definir las políticas antes de que se causen los daños. Las
herramientas más comunes son los impuestos, topes/cuotas y regulaciones taxativas. Su
implementación depende del contexto. Las emisiones de agentes contaminantes como el dióxido
76
de azufre y los óxidos de nitrógeno se manejan mejor con impuestos y topes/cuotas pues los
daños ocasionados son bien conocidos y las emisiones son fáciles de monitorear. En otros casos,
como en el uso del DDT, los efectos de este químico eran tan vastos y los sustitutos eran tan
efectivos, que lo mejor era prohibirlo y sancionar con pesadas multas a los infractores. En los
casos de baja probabilidad y altos costos ambientales, las pólizas de seguro y los bonos son
estrategias más efectivas.
En el caso, por ejemplo del uso de energía nuclear los riesgos son cubiertos con pólizas de
seguro. La Comisión Reguladora de Energía Nuclear establece estándares para cada una de las
fases de esta industria, construcción, operación, almacenamiento de residuos. El seguro no es un
substituto para la regulación pero contribuye a financiar los costos de remediación en caso de un
accidente.
Los bonos, si no hay daños, se retornan con intereses, si los hay, se hacen efectivos. A
diferencia de las pólizas de seguro, hay un retorno y adicionalmente, y es de gran impacto, aíslan
a la empresa de las consecuencias.
En Estados Unidos, se le solicita a la persona que infringe la ley ambiental que devuelva
cualquier beneficio que haya obtenido como resultado de esa infracción. Eso es diferente a
imponer una multa. Es pues mucho más costoso infringir la ley que sencillamente cumplirla.
Una importante Ley del Congreso de Estados Unidos fue la creación del Superfund en 1980.
En ella se establece que se deben tomar en consideración aquellas obras y sitios que habían sido
huérfanos o abandonados, sin doliente, en los cuales podía haber residuos peligrosos y emisiones
que podían presentar problemas a la salud. ¿Quién iba a pagar esos daños y la depreciación
ambiental? El concepto del gobierno fue que el que daña paga, aunque este daño se haya causado
años atrás. Primero había que limpiar, contener la fuente de contaminación y proceder a la
reparación y compensación. El principio es que los recursos siempre han pertenecido al público y
están bajo el fideicomiso y cuidado del gobierno. El daño se define como el costo-valor de lo que
ese recurso natural implica para el pueblo. Esto supone entender que los recursos tienen un uso
directo (potencial piscícola), indirecto (minerales que promueven flora y fauna) o pasivo
(componente estético, paisajístico), el valor que genera un ecosistema por el hecho de que exista
o su función en el ecosistema para conservar la biodiversidad.
La tasación de impactos es compleja. Es viable y factible fijar un valor de mercado a un
impacto directo o indirecto en el medio ambiente, mas no lo es para el uso pasivo pues implicaría
77
tasar pérdidas por afectación al turismo y a factores de patrimonio cultural, por ejemplo. En este
sentido es difícil también realizar una restauración completa de un recurso hídrico local. Se
podría realizar una restitución del recurso natural equivalente, idealmente dentro de la misma
zona o del mismo manto de agua. Esto muestra cómo los impactos requieren una métrica
compleja y alternativas creativas.
Para los recursos de uso pasivo, hay varias metodologías de estimación, aunque todas
imperfectas y complejas. Una es hacer un estudio del costo de mercado para el público para ver
cómo el público valora el recurso, con preguntas como la distancia a la que estaría dispuesto
viajar para disfrutar de ese recurso, número de visitas realizadas o que le gustaría realizar, cuánto
estaría dispuesto a pagar para reemplazar su existencia. Otra metodología es estimar el costo de
restitución del hábitat en otro lugar.
En el caso de métodos de evaluación en la industria de hidrocarburos, el Estatuto Petrolero de
los Estados Unidos tiene una legislación muy clara y estricta. La explosión y hundimiento de la
plataforma Deepwater Horizon operada por BP en el Golfo de México en abril de 2010 dejó
pérdidas incalculables para toda la vida. Cobró la vida de once personas, derramó
aproximadamente 5.5 millones de barriles de crudo, el doble de la cantidad derramada en Alaska
por el trágico accidente del Exxon Valdez en 1989. Los daños de la operación del Deepwater
fueron multifacéticos. La pérdida de vidas humanas, daño a la vida salvaje y acuática, a las
costas, a las labores de pesca - principal fuente de ingresos de la gente de la región del golfo - a
la industria del turismo a los negocios locales y a los hogares. Los estados tuvieron que
incrementar los impuestos y tasas contributivas locales para compensar este déficit.
Las disposiciones jurídicas con las cuales se intervino inicialmente fueron el Acta de Polución
por Crudo, el Acta de Agua Limpia y el Acta del Tratado de Aves Migratorias. Dentro del
Código civil, las responsabilidades individuales para las personas dentro de las cortes de Estados
Unidos.
Los costos incurridos en la limpieza pudieron ser pagados por la BP. En caso de que una
compañía tuviese un derrame superior a sus activos, a su capacidad de pago, el costo de la
limpieza sería cubierto por el fideicomiso de responsabilidad, que es un impuesto de cinco
centavos por barril de crudo producido. Se cubren los daños extensivos a mamíferos marinos y
terrestres, aves, peces, crustáceos y ecosistemas. También los daños extensivos a humedales o
zonas de conservación, la pérdida del uso por recreación y pérdida de los recursos culturales.
78
La limpieza no tiene límite, pero sí hay un tope para los daños compensatorios que es de 75
millones de dólares, por ejemplo para la industria pesquera o turística.
En el caso de Deepwater, BP acordó un mecanismo de excepción para los pagos de
compensación y fijó un fondo de 20.000 millones de dólares. Los camaroneros y pescadores iban
a este fondo y reclamaban el promedio anual de sus ventas.
BP también tuvo cargos criminales: 5.500 millones por cargos de perjuicios con relación a la
negligencia en los oficiales de la Deepwater Horizon; 1.150 millones por reembolso al fondo de
garantía para derrames de petróleo; 2.394 millones por restauración de recursos naturales; 100
millones al Fondo de Compensación de Hudales de Norteamérica por violación al Tratado de
Acta de Aves Migratorias; medio millón de dólares por obstrucción a la investigación del
Congreso, y la compañía está bajo una prueba de comportamiento criminal a cinco años. Aún
hay demandas por resolver como la toma de decisiones de oficiales de BP y la responsabilidad
civil para Transocean (a cargo de la plataforma y operadores del taladro) y Halliburton y
Deepwater a caro del pozo en sí y los revestimientos.
5.12.3. Legislación Europea.
En los Estados Unidos se han perforado cerca de 50.000 pozos en los últimos 40 años
mientras que esta actividad de fracturamiento hidráulico es reciente en Europa (Weinstein,
2013). De allí que la legislación europea no esté tan desarrollada como la americana. En general,
las leyes mineras son responsabilidad de los Estados miembros de la Unión: hay 4 directrices
sobre actividad minera, diez más complementarias de esta actividad, y 40 relacionadas con shale
gas, y tight oil. No hay, sin embargo una legislación comprehensiva que dé cuenta de los retos
del fracturamiento hidráulico (Maican, 2013).
Las principales directrices medioambientales de la UE que sirven de base para la regulación
del fracturamiento hidráulico en los estados miembros son la Water Framework Directive,
Groundwater Directive, REACH, Natura 2000, Environmental Impact Assessment, Waste
Framework Directive and Noise Directive.
The Water Framework Directive establece que no se debe producir deterioro en la calidad de
las aguas subterráneas. Como entró en vigencia en el año 2000 cuando las implicaciones
ambientales y de salud del fracturamiento hidráulico aún no habían sido consideradas con rigor,
79
los riesgos no fueron incluidos. Tampoco cobija el potencial impacto del fracturamiento
hidráulico en las aguas superficiales.
Groundwater Directive, pretende reducir o limitar la contaminación de aguas subterráneas.
Requiere que las firmas que realizan actividades de explotación de shale gas realicen pruebas de
impacto ambiental y se sometan a controles de los niveles de químicos permitidos en el agua.
Reach Chemical Regulation controla qué químicos son permitidos en el mercado.
Waste Framework Directive permite regular la gestión de las aguas residuales del
fracturamiento hidráulico.
En general, estas directivas pueden aplicarse a algunas actividades del fracturamiento
hidráulico, no lo hacen de una manera explícita ni comprehensiva sobre todas las implicaciones
de esta actividad.
Life Cycle Analysis no tiene un estudio profundo de los análisis del costo beneficio del
fracturamiento hidráulico, una herramienta que permitiría a los Estados de la Unión tomar
decisiones que analicen los beneficios y riesgos y den información vital al público. Las
directrices no tienen en cuenta si debe prohibirse el uso de ciertos químicos en los procesos de
fracturamiento hidráulico. La UE no exige la entrega de estadísticas sobre las cantidades de
fluidos inyectados y el número de proyectos en curso. Adicionalmente, no se obliga a revelar los
químicos usados. No se exige el análisis del ciclo de vida ni la participación de la comunidad a
nivel regional para asegurar que las comunidades son tenidas en cuenta en la toma de decisiones
para prevenir riesgos. Los estudios sobre incidentes y reclamos deben ser realizados y
gestionados por una entidad independiente de la UE.
Hay discrepancias entre los expertos de la UE sobre sí están reguladas todas las fases del
proceso de fracturamiento hidráulico. Unos aducen que en la fase exploratoria esta actividad
debe ser regulada por Water Framework Directive and Mining Water Directive. Otros ven que
hay vacíos en los impactos en las aguas superficiales.
En general, estas directrices no son reguladoras del fracturamiento hidráulico, por eso la
normativa tiene vacíos al respecto. Es importante señalar que los mecanismos de regulación de la
Unión Europea solo requieren un proceso de evaluación de impactos ambientales cuando la tasa
de producción del pozo es superior a los 500 metros cúbicos por día. Este parámetro es muy alto
y por ello existe un riesgo ambiental de explotaciones inferiores a este mínimo. Los expertos
recomiendan bajar este umbral.
80
Dados los vacíos al respecto, los países tienen distintas perspectivas. Francia fue el primer
país en establecer una moratoria al fracturamiento hidráulico para la extracción de petróleo y gas
basada en los daños ambientales que podría causar. Esta prohibición es extensiva a la
competencia del estado a revocar permisos, aplicar multas y realizar condenas penales si las
compañías tienen planes de usar fracturamiento hidráulico en sus actividades. El presidente
Sarkosy fue enfático en mantener la moratoria hasta que hubiese pruebas claras de que éste no
dañaría el ambiente ni destruiría el paisaje. Admitió que es una estrategia energética importante
para su país (Francia tiene una de las reservas de shale gas más prometedoras de Europa) pero
que no se permitiría a precio de destruir la compleja naturaleza del suelo, y las redes de agua
subterránea.
Bulgaria, pese a su importante potencial de gas shale, su necesidad de suplir 4 billones de
metros cúbicos de gas anualmente, y la búsqueda de independencia de Rusia como proveedor de
gas, también estableció una moratoria en el año 2012 con una votación en el legislativo de 166 a
6 a favor de la iniciativa.
Polonia en cambio busca favorecer el fracturamiento hidráulico para la explotación de gas en
su territorio. En el 2012 el ministro de finanzas llamó a las compañías con permisos de
fracturamiento hidráulico a iniciar producción para el 2015. Entre los argumentos que justifican
esta posición se destacan el que Polonia tiene reservas de 5.3 trillones de metros cúbicos,
depende de la firma rusa Gazprom para suplir dos terceras partes de su consumo anual de gas y si
lo extrae por fracturamiento hidráulico podría costar la mitad de lo que cuesta el importarlo. El
control de esta actividad se realizaría por un sistema de licencias y cuotas. Cada compañía
autorizada a realizar esta actividad perforaría doce pozos con ese sistema anualmente. Polonia
autorizó a las compañías americanas ExxonMobil y Conoco-Phillips con experiencia en estos
procesos. Al momento ha concedido licencias a 20 firmas y ha iniciado pruebas de pozo. Entre
las dificultades encontradas están la falta de equipos, taladros y suficiente suministro de agua.
El Reino Unido ha sido uno de los promotores del fracturamiento hidráulico y ha realizado un
importante lobby para evitar que medidas de la Unión Europea orientadas a regular estrictamente
el fracturamiento hidráulico tengan efecto en el continente. El primer ministro Cameron ha
declarado públicamente que el fracturamiento hidráulico es una actividad segura y que nuevas
regulaciones demorarían inversiones e incrementarían los costos (Carrington, 2014). Millones de
Libras en incentivos se ofrecerán a autoridades locales para que acepten el fracturamiento
81
hidráulico. Los aliados del Reino Unido en esta campaña por derrotar acuerdos vinculantes de la
UE son Polonia, Hungría y República Checa. España, Francia y Alemania son los países de la
Unión que promueven medidas más estrictas para dar luz verde al fracturamiento hidráulico. El
Comisionado de la UE para el Medio Ambiente declaró en 2014 que la regulación existente aún
tiene vacíos.
En junio de 2012, la Real Sociedad de Ciencias del Reino Unido y la Academia Real de
Ingeniería respondieron al Director Científico y Asesor del Gobierno Sir John Beddington que la
actividad del fracturamiento hidráulico podría realizarse dentro de parámetros seguros ya que los
yacimientos de shale se encuentran a grandes profundidades con poco riesgo de contaminar
acuíferos a poca profundidad (Strimel, 2012).
La regulación europea podría fortalecerse implementando mecanismos como bajar el umbral
de producción para que sea requerido el análisis de impacto ambiental, colocando directrices no
sobre numerosos riesgos ambientales sino sobre los esenciales como cantidad y tipo de químicos
usados, manejo de aguas de retorno, el número de pozos permitidos en cada sitio, el tipo de
infraestructura de perforación por métodos de fracturamiento hidráulico y cantidad de agua
requerida para la operación.
También hay en curso el desarrollo de unos estándares de desempeño que proveen una
certificación de un tercero para la industria. Las Reglas de Oro de la Agencia Internacional de
Energía con sede en París determinan las líneas de estándares de desempeño que deben ser
tenidas en cuenta en la planeación de las actividades de no convencionales.
Las Reglas de Oro incluyen:
Establecer líneas base y socializar los proyectos de manera adecuada
Verificar donde se perfora para minimizar impactos y monitorear
Aislar los pozos y prevenir fugas
Tratar el agua con responsabilidad
Eliminar venteo y minimizar quemas y otras emisiones
Pensar anticipadamente en la escala de los proyectos
Asegurar un desempeño ambiental consistente y de alto nivel
Es importante tener en cuenta el mejoramiento continuo tanto para la industria como para las
autoridades.
82
5.12.4. Análisis de los principales documentos legales de la normativa internacional sobre la
exploración y producción de hidrocarburos no convencionales
Con relación al contexto internacional, donde se analizaron los instrumentos normativos de
EE.UU., teniendo en cuenta que ha sido el país pionero en el tema y referente de aplicación de
técnicas en otros países, se encontró a nivel de alcances una reglamentación sólida en cada una
de las fases del ciclo de producción del hidrocarburo, en donde a manera de ejemplo, el
documento Resource Conservation and Recovery Act. 1976 establece un sistema para gestión de
desechos en su ciclo de producción y regula el uso de tanques subterráneos de almacenamiento
de la industria de hidrocarburos. Así mismo, se evidencia la creación de agencias de
investigación como el DOE en 1977 cuyo objetivo era desarrollar las tecnologías que permitieran
establecer medios efectivos y amigables con el medio ambiente para localizar y producir gas
natural en los esquistos. Sin embargo, esta reglamentación puede condicionarse a los intereses
particulares de cada estado de la nación. En este sentido, el estudio de Brady & Crannell (2012),
hace un comparativo de las políticas estatales para la explotación de fracturamiento hidráulico,
evidenciándose regulaciones exigentes al sector de hidrocarburos en estados como Pennsylvania
e incluso prohibitivas como en el caso de New Jersey, en contraste con regulaciones un poco más
laxas en estados como Texas, en donde el ente de control es Texas Raildroad Commission
(Comisión de Ferrocarriles de Texas).
En cuanto a las limitaciones detectadas en los documentos consultados, estas se encuentran
principalmente asociadas al tema de manejo de aguas subterráneas y el uso de los químicos en la
etapa de explotación del hidrocarburo. Una consecuencia del Halliburton Loophole es que la
EPA no puede regular la mayoría de las operaciones del fracturamiento hidráulico, lo cual es un
gran vacío para la ley de aguas (Safe Drinking Water), se excluye a la industria de gas y petróleo
de sanciones y regulaciones en el sector ambiental, entre ellas, revelar los químicos empleados,
implementación de estrategias para el tratamiento de aguas de retorno, reportar procedimientos
técnicos, entre otros lo cual genera impactos significativos en el componente social y
ecosistémicos.
Después de esta exposición sumaria de los aspectos analizados en la matriz, es conveniente
mencionar que algunos de los aspectos que deben ser contemplados en Colombia a partir de la
experiencia en fracturamiento hidráulico de EE.UU., se encuentran relacionados con: el interés
en generar centros de investigación para innovar en prácticas de explotación del recurso, la
83
creación de una fiducia que respalde eventos catastróficos producto de la fractura hidráulica, la
elaboración de planes de contingencia, el apoyo del componente social y económico, desde la
generación de empleo y tener como referente la experiencia en asuntos de regulación, donde es
necesario no caer en los mismo vacíos legales del país, sino el por el contrario generar
normativas claras y sólidas que no sucumban a los intereses de un sector particular.
Es evidente que el tema en Colombia, aun es incipiente, teniendo en cuenta la trayectoria de
EEUU desde la década de los 70 y que su potencial de producción no es tan elevado en
comparación con países de la región como Argentina y Brasil, según lo planteado por Vargas,
(2012). Sin embargo, en necesario generar una reglamentación rigorosa sobre el tema teniendo
en cuenta que existen unos impactos ambientales asociados a la actividad de explotación,
principalmente en el componente hídrico, donde el uso de químicos y la disposición de las aguas
de producción y de retorno afectan el componente biótico y social.
5.12.5. Fuentes del Derecho Ambiental Colombiano
Las fuentes colombianas del derecho ambiental son de tipo constitucional y de tipo
parlamentario. En el caso de Colombia, la fuente principal se encuentra en la Constitución, la
cual se complementa con fuentes legislativas y reglamentarias. Colombia tiene 28 Normas
Constitucionales, 22 Leyes, 40 Decretos Reglamentarios y 23 Resoluciones (Velilla, 2014).
Entre los temas de mayor regulación en el mundo se pueden citar el agua, la polución, la
minería, la pesca, la montaña, la prevención de riesgos tecnológicos y naturales, desechos
tóxicos, protección del ambiente marino, organismos genéticamente modificados y
responsabilidad ambiental. Colombia, como Francia y Suecia disponen de un Código único del
Medio Ambiente que consolida las políticas ambientales.
Las Autoridades competentes en materia ambiental varían de conformidad con la estructura
del estado en los distintos países en términos de si es un estado federado o uno central. Las
competencias a nivel parlamentario son de proferir las leyes y a nivel gubernamental (nacional,
territorial, de agencias) es la aplicabilidad. No obstante, existen autoridades territoriales y locales
que sin poseer el carácter del legislador tienen como competencia la función administrativa,
consistente en regular su territorialidad, pero siempre estarán sujetas a la norma general del
gobierno central.
84
En cuanto a las Fuentes Supranacionales del Derecho, todos los países en tanto signatarios de
la carta de la ONU lo son a su vez de tratados internacionales, los cuales constituyen las fuentes
supranacionales a las que acude el juez en materia de derecho ambiental. Algunos de los tratados
internacionales tienen un carácter global, otros regionales, otros específicos.
Los principales tratados con un carácter general que orientan la legislación nacional son:
Convención marco de las Naciones Unidas sobre el cambio climático, (Río de Janeiro, 1992)
Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático (1997)
Convención de Aarhus sobre el acceso a la información, participación pública en la toma de
decisiones y el acceso a la justicia en asuntos ambientales (1998)
Convenio para la conservación de la diversidad y la protección de áreas silvestres
prioritarias en materia ambiental (1989).
Convención de Ramsar sobre los humedales (1971)
Convención sobre la protección del patrimonio cultural (Paris, 1972)
Convención sobre la conservación de la vida silvestre y del medio natural (Berna, 1979)
Convención de Viena para la protección de la capa de ozono (1977)
Convenio de Basilea sobre el control de los movimientos transfronterizos de los desechos
peligrosos y su eliminación (1989)
Convenio de Tampere sobre el suministro de recursos de telecomunicaciones para la
mitigación de catástrofes y operaciones de socorro (1998)
La convención sobre la diversidad biológica (1992)
Protocolo de Montreal sobre las sustancias que agotan la capa de ozono (1989)
Los principios generales del Derecho Ambiental más citados son
Principio de Precaución
Principio de Información
Principio de Participación (Francia)
Principio de “quien contamina paga ” (algunos países entre ellos Colombia)
Principio del Más Alto Nivel de Protección (Alemania)
Principio de Integridad Ambiental (Eslovenia, Alemania)
Principio de Desarrollo Sostenible (Alemania, Turquía, Suiza, Eslovenia)
Principio de integración (Eslovenia)
Principio de Cooperación (Eslovenia, Suiza, Alemania, República Checa)
85
Los jueces aplican y contribuyen al desarrollo de los principios generales del derecho
ambiental desde el principio de proporcionalidad y el de interpretación.
El derecho ambiental es reconocido en el mundo en un 58% como un derecho humano y el
42% como un derecho fundamental. En Colombia es también un derecho colectivo o
fundamental social.
Desde lo jurídico hay una tradición importante en Colombia con respecto al tema del medio
ambiente. Después de la Declaración de Estocolmo en 1972, se extiende a nuestro país el
Código de Recursos Naturales Renovables que contiene unas disposiciones fundamentales para
el medio ambiente. Colombia ha suscrito la mayoría de los tratados internacionales en materia de
medio ambiente como la Convención marco de las Naciones Unidas sobre cambio climático del
año 1992, el Convenio de Viena para la protección de la capa de ozono, el Convenio sobre
responsabilidad civil por contaminación de aguas y muchos otros. En la convención Río + 20,
fue aprobado el concepto de los objetivos de desarrollo sostenible que Colombia promovió. Estos
objetivos de desarrollo sostenible buscan integrar y consolidar las dimensiones del desarrollo
sostenible que son las dimensiones sociales, ambientales y económicas.
La Constitución Política de 1991 cuenta con aproximadamente cincuenta artículos que hacen
referencia a la protección del medio ambiente. La ley 99 de 1993 creó el Ministerio del Medio
Ambiente y el Sistema Nacional Ambiental, y adoptó el principio de Precaución, también se
adopta la Ley 99 donde el concepto de Desarrollo Sostenible es definido como el principio que
conduce al crecimiento económico y a la elevación de la calidad de vida sin agotar la base de
recursos naturales en defensa de las generaciones futuras. Igualmente, se adoptó la ley 472 de
1998 que crea las acciones populares como protección del medio ambiente (Velilla, 2014).
La jurisprudencia de la Corte Constitucional y del Consejo de Estado también ha sido amplia
para proteger el medio ambiente. Para señalar un caso, la sentencia C-359 de 1996 establece que
quien cause daño al ambiente debe indemnizarlo y esta debe comprender distintas variables, así
como que no solo está destinado a reparar o restaurar los elementos ambientales afectados, sino
también a minimizar o reducir sus efectos y reparar los perjuicios a las víctimas. Y la sentencia
C-150 de 2005 habló del mínimo vital o mínimo ambiental para salvaguardar la existencia del
ser humano.
La Corte Constitucional creó el concepto de la Función Ecológica que tiene la propiedad.
Según esta, la evolución del concepto de propiedad privada ha hecho que se transite de un
86
derecho con categoría absoluta a una atribución relativa, susceptible de limitación o restricción,
en aras de hacer efectivos los intereses públicos y sociales que brillan en la sociedad.
En una sentencia de 1977 a propósito de una acción popular contra varias entidades por una
omisión en el cumplimiento de sus funciones, ocasionada por un derrame de crudo en la
ensenada del municipio de San Andrés en Tumaco se definió el concepto de Daño Ambiental,
como el menoscabo de los beneficios con que cuenta un Estado o persona como consecuencia
del deterioro del medio ambiente. Otros avances con relación a la “propiedad ecológica” se
pueden encontrar en la inversión de la carga prueba en materia sancionatoria, para que cuando se
presente un daño ambiental, sean los infractores ambientales lo que deban probar que nos son los
responsables del daño que han causado.
Sin embargo tenemos una brecha enorme entre la fortaleza normativa y la dificultad en su
aplicación cotidiana (Velilla, 2014).
A continuación se discute la producción normativa que sirve de base para que de una manera
proactiva y preventiva las autoridades nacionales y regionales atentas a las voces de otros
stakeholders determinen la conveniencia o no de realizar fracturamiento hidráulico y de
aprobarse, bajo qué condiciones.
5.12.6. Descripción del marco legal vigente en Colombia.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ente responsable de la regulación y
monitoreo de la actividad de hidrocarburos en el país (Decreto Ley 1760 de 2003), adjudicó
bloques para exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales en la pasada Ronda
2014. Como se describió en el capítulo sobre Geología, en Colombia se han encontrado
prospectos de gas shale en las cuencas El Catatumbo, Valle del Magdalena Medio y Llanos
Orientales.
El marco legal actual que regula este tipo de actividades está principalmente condensado en
los Decretos Resoluci6n 18/ 1495 del 2 septiembre de 2009, Resolución 18 /0742 del 16 de mayo
del 2012, Resolución 9/0341 del 27 de Marzo de 2014 y Resolución no. 826 del 12 de agosto de
2014. A continuación se describen los alcances de algunos de estos documentos y su
contribución para una normativa más comprehensiva acerca del fracturamiento hidráulico para
Colombia.
87
Código de minas vigente (ley 685 de 2001). Este código da lincamientos para la exploración
técnica y la explotación de los recursos mineros de propiedad estatal y privada. Propone
estimular estas actividades en orden a satisfacer los requerimientos de la demanda interna y
externa de los mismos y a que su aprovechamiento se realice en forma armónica con los
principios y normas de explotación racional de los recursos naturales no renovables y del
ambiente, dentro de un concepto integral de desarrollo sostenible y del fortalecimiento
económico y social del país.
Tres temas relevantes de este código para el presente estudio son el de las medidas de
respaldo para la realización de estos proyectos, pues allí se exige a las empresas asegurar
debidamente ante la autoridad concedente las obligaciones que contraigan en el país, bien sea
con la garantía de la persona beneficiaría de la obra o servicio o con el aval de una entidad
bancaria o de una compañía de seguros que opere en Colombia. Un segundo elemento es en
cuanto a la gestión ambiental que resalta la aplicación del Principio de Precaución por parte de la
autoridad ambiental, esto con fin de eximir de exploración y explotación de hidrocarburos o
mineros a las zonas de protección ambiental. Un tercer elemento es el relacionado con el
involucramiento de las comunidades: las autoridades mineras deberán cumplir los parámetros
establecidos en torno a la consulta previa, esto es, dándole a los grupos étnicos las respectivas
oportunidades para conocer, revisar, debatir y decidir sobre el tema puesto a su consideración,
pudiendo al efecto resolver autónomamente sobre el ejercicio de su derecho de preferencia. El
dueño del predio podrá dar consentimiento para adelantar actividades mineras siempre y cuando
esto no represente peligro para la salud, si las zonas de interés están ubicadas en predios rurales.
Resolución 18/ 1495 del 2 septiembre de 2009. En esta resolución establecen medidas en
materia de exploración y explotación de hidrocarburos. El ministerio de minas y energía regula
las actividades relativas a la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales.
Resolución 18/0742 del 6 de mayo de 2012. Define los procedimientos para la exploración y
explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, con el fin de propender que las
actividades que desarrollen las personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, garanticen el
desarrollo sostenible de los recursos naturales no renovables.
Decreto 3004 del 26 de diciembre de 2013. En él se establecen los criterios y
procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no
convencionales.Acuerdo 3 del 26 de marzo de 2014. ANH. Incorpora estipulaciones especiales
88
para exploración y producción de los HNC. Los tiempos y duración de las fases del proceso;
condiciones contractuales especiales; plazos para entrega de propuestas de solicitud de contratos
adicionales para reunir los requisitos para aceptar la solicitud del contrato a aquellos contratistas
que deseen desarrollas proyectos de HNC. Estipula unos mínimos de capacidad económica o una
calificación de riesgo a escala internacional. Permite asociaciones de empresas para optar por un
contrato, siempre y cuando reúnan las condiciones establecidas en este acuerdo. Establece unos
requerimientos técnicos y operacionales. Solicita acreditación en materia ambiental y de
responsabilidad social. No se permite la explotación ni producción de gas metano a partir de
mantos de carbón, ni hidrocarburos en arenas bituminosas, de hacerlo será sujeto de sanción.
Resolución 9/0341 del 27 de marzo de 2014. La resolución propone un marco conceptual y
legal exclusivo con los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y
explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales. El glosario es amplio y explica
los conceptos pertinentes a la actividad como tal y regula las fases del proceso en las actividades
pertinentes a la fractura hidráulica. Este documento permite también evidenciar el inicio del
proceso de adjudicación de bloques para exploración y explotación de hidrocarburos no
convencionales.Resolución no. 826 del 12 de agosto de 2014. ANH. Adjudicación del área
vmm-9 de la cuenca valle media magdalena, clasificada como tipo 11- continental - yacimiento
no convencional- contrato de exploración y producción -E&P-, procedimiento de selección de
contratistas y asignación de áreas Ronda Colombia 2014.
5.12.7. Análisis de los principales documentos legales de la normativa nacional sobre la
exploración y producción de hidrocarburos no convencionales
De los resultados obtenidos de la matriz de análisis legal en el contexto nacional se evidencia
que la normativa es similar a la ya establecidas para los hidrocarburos convencionales. Es decir,
tanto los hidrocarburos convencionales como los no convencionales son de interés nacional y es
el estado quien tiene los derechos de propiedad y de regulación sobre estos recursos. Se
presentan los mismos mecanismos de regulación, en caso de que el recurso se encuentre en un
territorio de interés especial, evidenciándose mecanismos de participación como la consulta
previa y restricciones cuando el recurso se encuentra en un área de reserva forestal y/o en
parques naturales. En este sentido, el Pprincipio de Precaución es importante para las acciones
89
relacionas a la exploración y explotación del recurso, tal como se muestra, en el Código de
Minas vigente Ley 685 de 2001 (Ministerio de Minas y Energía et al., 2014).
Otro de los elementos presentes dentro de los alcances hace referencia a las generalidades
técnicas, de la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales, relacionadas a los
requerimientos técnicos propios de la actividad, los cuales en esencia mantienen los
componentes que se aplica a los convencionales tales como : línea base, licencias y estudios de
impacto ambiental. Al respecto es importante resaltar la Resolución 9/0341 del 27 de Marzo de
2014, uno de los documentos que presenta un marco conceptual y regulatorio propio para la
actividad de exploración y explotación de hidrocarburos a partir de yacimientos no
convencionales. Esta es una información importante para este estudio, teniendo en cuenta que
uno de los objetivos es describir las fases de producción del fracturamiento hidráulico, donde
será necesario conocer conceptos y actividades propias del proceso.
Adicionalmente, dentro de los alcances analizados se encuentra la adjudicación de bloques en
la cuenca del Valle del Magdalena Medio, para la exploración de los HNC, descrita en la
Resolución no. 826 del 12 de agosto de 2014 que refleja el estado actual del fracturamiento
hidráulico en Colombia, que en esencia se concentra en el estudio de posibles zonas para la
exploración. Frente a esto, es importante que los estudios e investigaciones que se realicen sobre
el tema, contemplen los impactos ambientales y sociales asociados a las cuencas, los cuales han
sido detallados para la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, pero que
dados los procedimientos técnicos propios del fracturamiento hidráulico es necesario que se
enfoquen a las faces propias de la actividad.
Ahora bien, respecto a las limitaciones detectadas en los documentos, se evidenció que se
encuentran asociados principalmente al componente técnico. Si bien, existe una reglamentación
sobre el tema, es similar a la dispuesta para los hidrocarburos convencionales. Es necesario que
los documentos de consulta a nivel técnico presenten una caracterización propia de la fractura
hidráulica. Al respecto, se detectó que la resolución 18/0742 del 16 de mayo de 2012 a pesar de
definir los procedimientos para la exploración y explotación de HNC, no hace evidente la técnica
utilizada durante el proceso de producción, aspecto que debe ser necesario en este tipo de
documentos, dado que es un referente de consulta en el tema. También, resulta necesario que se
describan en detalle las fases del ciclo de producción, elemento relevante en estudios de impacto
ambiental asociados a cada una de estas fases.
90
Respecto a los aportes de los documentos relativos a la propuesta, se encontró un marco
conceptual que aborda los principales términos y definiciones a tener en cuenta en la fase de
exploración y explotación, ya que se pretende describir el ciclo de producción de los HNC, para
lo cual será necesario conocer la terminología propia de la actividad.
Cabe resaltar que estos decretos tan sucintos no pueden dimensionar los alcances de las
operaciones del fracturamiento hidráulico. El tema es aún joven en nuestro país y la coyuntura de
los bajos precios de los hidrocarburos aún hace inviable la implementación de este tipo de
tecnología para incrementar la producción de gas. Si las decisiones sobre política pública están
direccionadas más por las reglas del mercado, una vez los precios del gas se incrementen y se
llegue a un punto de equilibrio con los costos de producción vía fracturamiento hidráulico,
probablemente se dará curso a estas operaciones. El escenario ideal, sin embargo es que la
política pública se diseñe teniendo en cuenta principalmente los objetivos de todos los grupos de
interés que buscan la sostenibilidad del medio ambiente y el mejoramiento de la calidad de vida,
la salud y el respeto a los entornos culturales. En este caso se daría un verdadero diálogo entre
estos grupos y los planes de desarrollo nacional.
Para tomar estas decisiones, es preciso tener en cuenta no solo la legislación nacional sino las
fuentes del derecho internacional ambiental que el país ha suscrito, la jurisprudencia, las
experiencias nacionales e internacionales, los estudios científicos pertinentes, las iniciativas
institucionales y la dinámica interinstitucional.
5.12.8. Otros instrumentos de gestión
5.12.8.1. Licencias ambientales.Uno de los principales insumos para la toma de decisiones con respecto a las licencias
ambientales es el estudio del impacto ambiental que debe ser valorado por un equipo
interdisciplinario a partir de unos términos de referencia claramente estructurados. Desde esta
perspectiva, es un contrasentido que la herramienta de valoración ambiental sea auto-reportada lo
que se presta a que las compañías presenten la información de manera sesgada, omitiendo
información crítica sobre los impactos ambientales reales y sus consecuencias a largo plazo. Sin
las herramientas, la capacitación y el recurso humano para realizar estas evaluaciones e
interpretarlas de manera técnica e interdisciplinaria los actos administrativos que se emitan serán
imperfectos.
91
Las licencias ambientales más allá de ser un acto administrativo que permite la ejecución de
un proyecto, de una obra o una actividad, es un instrumento de prevención de control de la
actividad de los particulares. Es un instrumento que limita la libertad económica de los
particulares, pues la propiedad en Colombia tiene una función ecológica, una función de control
y una función de conservación de los recursos naturales y del medio ambiente. Por esta razón
una licencia puede ser revocada si no se cumplen estos principios.
En Colombia en estos momentos se hace más énfasis en el licenciamiento ambiental que en el
seguimiento a esta licencia.
5.12.8.2. La Consulta Previa.La consulta tiene por objeto ponderar los intereses de los pueblos indígenas y los particulares
que en este caso son las empresas o de los que están haciendo los proyectos. Se busca proteger
los valores culturales, económicos y sociales de los pueblos indígenas. La consulta previa se
concibe como un proceso -no un momento o instancia- de comunicación constante. Debe
cumplir con que sea previa, libre e informada, se proceda de buena fe, busque el consentimiento
y el encuentro, incluya un estudio del impacto ambiental. En este análisis se evidencia si es
necesario aplicar el principio de precaución en proyectos que no se han iniciado o en un proyecto35en proceso.
El Convenio 169 de 1989 de la OIT es la carta de navegación en el ordenamiento jurídico
colombiano para la consulta previa; más de 22 países han ratificado este convenio de los cuales
la mayoría son países latinoamericanos en donde está incluida Colombia.
Sin embargo, en la Declaración de las Naciones Unidas sobre Derechos de las comunidades
indígenas del Año 2007, en donde se hace referencia a la consulta previa, Colombia hizo una
reserva o salvaguarda a dicha declaración, razón por la que no aplica en nuestro país el derecho
al poder de veto de las comunidades étnicas de manera categórica. La OIT que hace seguimiento
al Convenio 169 ha indicado que ningún segmento de la población nacional tiene derecho a vetar
las políticas de desarrollo que aplican a todo el país y que son de interés general.
El Decreto 1320 de 1998 y la Directiva Presidencial 01 de 2010 hacen referencia a cómo se
realiza el proceso de consulta previa en términos generales, razón por la que existe un vacío en
nuestro ordenamiento jurídico colombiano respecto a la regulación de este derecho fundamental. 35
35Luz Helena Sarmiento, directora de Autoridad Nacional De Licencias Ambientales, Ministra del Medio Ambiente (Velilla, 2014).
92
No existe una ley estatutaria que regule lo referente a la consulta previa y esto ha dejado que
algunas autoridades públicas, autoridades ambientales y otros organismos públicos no tengan la
posibilidad de cumplir unos estándares generales en forma estricta lo que ha conllevado a que se
presenten ciertas problemáticas.
Entre las dificultades encontradas para su aplicación, se destaca el de la referenciación
geográfica de las comunidades. Otro problema es la representatividad y legitimidad de los líderes
y autoridades de las comunidades étnicas. Esto significa que no siempre los representantes están
autorizados por las mismas comunidades a ser sus interlocutores válidos ante las empresas y
entidades del gobierno. Otro tema también de tonos grises es el que la consulta previa se debe
realizar en aquellos casos en los que se puede generar una afectación directa a las comunidades
étnicas, siendo esto un concepto indeterminado.
En cuanto a los procedimientos para dirimir desacuerdos en torno a la consulta las
Comunidades étnicas han reemplazado las acciones de nulidad 36 por las acciones de tutela; han
acudido a estas acciones para proteger sus derechos. Este tema ha generado un conflicto entre el
Consejo de Estado y la Corte Constitucional, pues reemplaza el control judicial que hace el
Consejo de Estado en las decisiones administrativas por el control constitucional, tanto en el
principio de precaución como en la consulta previa. Esto ha cambiado tanto el tema de los
límites territoriales como los límites en las decisiones que se están tomando.
En cuanto a la comprensión del territorio, antes del año 2002, se manejaba el territorio
reconocido de las comunidades. A partir de allí, se ha incluido en algunas sentencias la
ampliación del territorio delimitada por la cosmovisión de los pueblos indígenas. Este es un tema
de definición que ha puesto a la consulta en un momento difícil y no eficaz. Adicionalmente, la
consulta no tiene término para la finalización. Esto a los inversionistas, no les da estabilidad
jurídica.
Adicionalmente, las empresas no cuentan con una información exhaustiva sobre la presencia
de comunidades en el territorio expedida y actualizada por una entidad. También es complejo
determinar si el trabajo casual y eventual como jornaleros en un área convierte ese territorio en el
36La acción de nulidad, de larga tradición legislativa (ley 130 de 1913) y jurisprudencial en nuestro medio, tiene como finalidad específica la de servir de instrumento para pretender o buscar la invalidez de un acto administrativo, proveniente de cualquiera de las ramas del poder público, por estimarse contrario a la norma superior de derecho a la cual debe estar sujeto. Corte constitucional, sentencia no. C-513 de 1994
93
área de influencia de un proyecto, requiera consulta previa. Esta falta de reglas claras genera un37escenario de desconfianza mutua.
De allí la importancia de implementar una reglamentación o una ley estatutaria que de
seguridad jurídica a las partes e en materia de consulta previa, tanto para las comunidades étnicas
como para los interesados en proyectos, obras o actividades, como para el gobierno, en caso de
expedición de medidas legislativas o administrativas.
La Consulta Previa y el Principio de Precaución van de la mano y su congruencia se hace más
intensa en zonas de reserva, de particular valor económico como ecosistemas o por sus38características de biodiversidad.
Para las compañías, actualmente existe un convenio con el ICONTEC por parte del Ministerio
y del a Agencia Nacional de Hidrocarburos que pretende definir buenas prácticas en materia de
cConsulta Previa. Se va a trabajar con el Ministerio del Interior y el INCODER para que las
compañías y la industria tengan estándares y referentes en materia de consulta previa.
5.12.8.3. Ley de Regalías.En cuanto a la Ley de Regalías, en el año 2011 se surtió el proceso con comunidades negras,
afrocolombianas, raizales y palenqueras, pero en él no participaron las comunidades indígenas
quienes argumentaron que al no haberse tramitado la Consulta Previa del acto legislativo que
modificaba el sistema general de regalías, no aceptaban el proceso de Consulta Previa de dicha
medida legislativa. La sentencia C-068 de 2013 de la Corte Constitucional señaló que ésta
corporación verificó que las entidades gubernamentales cumplieron con su obligación
constitucional de someter a consideración de la comunidades tradicionales el proyecto de ley de
regalías pero que al mismo tiempo constató su renuencia a participar, sin embargo, si no se
llegaba a un acuerdo, no existía razón para frenar el proceso legislativo en asuntos que a la vez
son de interés general.37 38 39 40
Esta sentencia pone de manifiesto la necesidad de que se expida una ley estatutaria con el fin
de definir los derechos como deberes para los interesados en proyectos para las comunidades
37Ana María Saavedra. Consultora privada en temas de comunidades étnicas y consulta previa (Velilla, 2014).38María Clara Galvis, docente de investigación de la Universidad Externado de Colombia y consultora en derecho interamericano (Velilla, 2014).39Instituto Colombiano de Desarrollo Rural.40Corte Constitucional. Sentencia C-068 De 2013.
94
étnicas a fin de generar seguridad jurídica en los procesos fundamentados en el respeto de las
partes, las garantías de buena fe y de información suficiente.
5.12.9. Interinstitucionalidad
Las Corporaciones Autónomas Regionales han realizado alianzas, convenios, mesas de
trabajo para dar a conocer la reglamentación, pero también y fundamentalmente para compartir
responsabilidades con otras entidades, organismos e instituciones que tienen saberes y
aprendizajes importantes.41 42
Diálogos y alianzas con la empresa privada han permitido desarrollar agendas conjuntas para
la eco-eficiencia que incluye el uso de menos recursos siendo más eficientes en la gestión
económica, el diseño de ciclos cerrados de agua para evitar vertimientos, la construcción de
líneas base para monitorear impactos, la creación de estrategias holísticas para medir el retorno a
la inversión con indicadores que van más allá de los retornos financieros y consideran el impacto
en la comunidad, la generación de empleo, la descripción de ciclos de vida de los productos para
identificar los puntos de alto consumo energético y de recursos para optimizarlos en su
manufactura.
Desde el entorno de empresa privada, la aceleración en la expedición de licencias ambientales
es un requisito para la aceleración económica del país y evita el desgaste administrativo de las
empresas. Así mismo, el gremio de los industriales exige del gobierno una adaptación de las
regulaciones ambientales de manera que tengan en cuenta la realidad colombiana para que así no42se pierda la competitividad del sector privado.
La institucionalidad también se ha visto fortalecida con la creación de la Dirección de
Consulta Previa en el Ministerio del Interior y la oficina de Asuntos Ambientales del Ministerio
de Minas y Energía, constituida para orientar al a industria para que actúe debidamente en el
aspecto social y ambiental.43 Esta agencia también articularía las entidades ambientales con las
mineras para facilitar la divulgación de información para las comunidades campesinas y étnicas
acerca de las actividades, los impactos y la participación que podrían tener ellas dentro de la
actividad. Esta oficina también daría seguridad jurídica a la inversión extranjera en la medida en
41Olga Lucía Vélez, directora de Medio Ambiente de las Empresas Públicas de Medellín (Velilla, 2014).42Intervención de Nicolás Contreras Valenzuela, Organización Corona (Ibid).43Intervención de Lorena Bolívar Herrera, coordinadora en oficina de Asuntos Ambientales y Sociales Del Ministerio de Minas Y Energía (Ibid).
95
que daría una imagen de solidez y de cumplimiento con regulaciones internacionales y criterios
de sostenibilidad necesarios para impulsar la actividad minero energética en el país.
La Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas cumple la función de
enlace entre la industria, el ministerio y las autoridades a nivel nacional, departamental y
municipal y otros actores del sector. Una de sus funciones es la expedición de conceptos previos
no vinculantes encaminados a las declaratorias de áreas de exclusión de carácter ambiental. 44
La Contraloría General de la República vigila la gestión fiscal, la administración de los
recursos particulares de las entidades que manejan fondos y bienes de la nación, así como de
todos aquellos particulares que tienen acceso a manejar este tipo de fondos. Generalmente actúa
a través de tres ejes: gestión de las instituciones con énfasis en aquellas vinculadas a una cuenca,
por ejemplo, control fiscal y control social. En el primer caso en las mesas interinstitucionales se
deben establecer las competencias de cada una de estas entidades y los recursos que maneja para
usarlos de manera eficiente.
En el eje fiscal, revisa la política pública para hacer ajustes y a nivel social, se apoya en las
contralorías departamentales para hacer seguimiento a las auditorías en la cooperación. Una
herramienta importante es la Función de Advertencia. A este respecto la Contraloría General de
la Nación en el 2012 profirió la Función de Advertencia dirigida a los ministerios de Minas y
Energía, de Ambiente y Desarrollo Sostenible, a la ANLA y ANH “con el propósito de prevenir
a la administración para que en la regulación técnico ambiental para efectos de la exploración,
explotación y licenciamiento de Hidrocarburos No Convencionales, proceso en el que
intervienen diferentes actores con diferentes responsabilidades, se tenga en cuenta el Principio de
Precaución, ante el riesgo latente para el patrimonio ambiental por la posible contaminación de
aguas subterráneas, la afectación de fuentes hídricas, el riesgo para centros urbanos en el área de
influencia, la salubridad pública y el riesgo geológico, por la forma de explotación mediante
fracturamiento hidráulico” (Contraloría General de la República, 2012).
Hay acciones de tipo constitucional, acciones contencioso administrativas y acciones en el
ámbito del derecho civil que permiten defender los recursos naturales y la salud de los
colombianos con un criterio profundo de hacer respetar la soberanía nacional.
44Germán Erasso Camacho. Asesor de la Organización de Naciones Unidas (Velilla, 2014).
96
En Colombia se dictan actos administrativos que no se cumplen. Eso fue precisamente lo que
llevó a la constitución a crear acciones de cumplimiento, a fin de que se hagan efectivas las leyes
o los actos administrativos. Las acciones de cumplimento tienen una limitación: no pueden
ejercerse para aquello que implique gasto. Es un contrasentido por cuanto todo lo que hay que
hacer por parte del Estado implica gasto.
Puede ocurrir que no haya necesidad de acudir a estas acciones de cumplimiento si son unas
acciones dirigidas a establecer la responsabilidad del Estado, función que realiza la jurisdicción
de lo contencioso administrativo.45
Uno de los principales retos de la articulación interinstitucional está centrado en la
identificación del suelo y las actividades productivas que se van a permitir en esos suelos. 46
En opinión de funcionarios de la rama legislativa, es infortunada la decadencia del poder
ejecutivo en lo que se refiere a la gestión ambiental. En los años noventa Colombia hizo avances
importantes en los instrumentos económicos de la agestión ambiental, como la tasa retributiva
para la contaminación de las aguas, que en su momento recibió elogios por el Banco Mundial.
Este principio “el que contamina paga” el día de hoy es prácticamente inoperante en gran medida
por una captura de los órganos de decisión del Estado por parte del sector privado. La misma
inoperancia en el control se observó en cuanto a la tasa del uso del agua. Este vacío del Estado,
el Gobierno, el poder ejecutivo ha llevado a una creciente judicialización de la gestión ambiental,
de manera que hay más órdenes del Consejo de Estado, de la Corte Suprema y de entes como la
Contraloría, la Procuraduría, la Defensoría del Pueblo exigiendo acciones concretas para que
proteja el derecho a un medio ambiente sano porque el Estado está omitiendo su deber.
Esta inoperancia del Estado se refleja en la lentitud de los procesos que se resuelve en el caso
actual a través de las denominadas “licencias express” convirtiendo a la licencia ambiental de la
ANLA en un trámite despojándola de su sentido como política pública y de su función
preventiva. El mismo Estado se salta su normativa, reconoce su inoperancia para favorecer a la
empresa y cumplir de esta manera uno de sus objetivos de gobierno como es el de la minería
como una locomotora del desarrollo.
En este sentido, la Procuraduría cumple una función netamente preventiva y por
consiguiente determina un acompañamiento y no una coadministración con la autoridad
45Alfredo Beltrán Sierra. Ex magistrado Corte Constitucional (Velilla, 2014).46Santiago Martínez. jefe de la oficina jurídica del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (Ibid).
97
ambiental. Puede exigir que se suspendan actividades hasta que no se corrijan los
incumplimientos a la licencia ambiental que se acordaron.
El cuidado y la guarda del medio ambiente, así como las sostenibilidad de la gestión
ambiental es una responsabilidad de todos los actores. No solamente es un actor institucional el
que tiene la responsabilidad, sino también los operadores económicos y la comunidad. Por ello la
institucionalidad debe empoderarse de sus competencias y funciones de modo que se determine
en la rigurosidad científica y técnica la valía y la eficacia de la gestión ambiental. Las
comunidades deben ser también parte importante de la solución. No se puede, desde los centros
de decisión, declarar una zona como área protegida sin contar con que las comunidades viven allí
y serían afectadas directamente por esas resoluciones. Estas comunidades deben ser tenidas en
cuenta para que encuentren otras formas de subsistencia pero idealmente para que sean agentes
de cuidado de ese entorno.
EL SINA como órgano interinstitucional, debe buscar la articulación y armonización
efectiva de los diferentes grupos de interés y cumplir un papel estratégico para alcanzar la
sostenibilidad en el manejo de los recursos renovables. Una sólida formación sobre los temas
que constituyen la gestión ambiental es necesaria para que las entidades regionales se fortalezcan
de manera que sus funciones no sean residuales como instrumento de legitimación procesal o de
socialización sino aliadas esenciales en la gestión de construcción colectiva del medio ambiente
que es el verdadero objetivo de la participación ciudadana.
El sector económico debe considerar que el componente ambiental no puede ser percibido
como una carga de producción sino como un valor agregado dentro de la producción porque esa
es la sostenibilidad.47 48 49
El derecho al medio ambiente es un derecho colectivo y la ley debe garantizar que la gente
participe en la defensa de esos intereses. Para que la comunidad efectivamente participe en las
47Sistema Nacional Ambiental. El SINA está liderando por el ministerio del medio ambiente, como organismo rector de la política y la normatividad ambiental. Lo integran, además, 34 corporaciones autónomas regionales y de desarrollo sostenible; cinco institutos de investigación; cinco autoridades ambientales urbanas en las principales ciudades y una unidad de parques nacionales naturales. (SINA institucional). También están entes territoriales (SINA territorial), algunos institutos y entidades estatales con responsabilidades ambientales como Corpoica (SINA sectorial) y los actores no estatales (SINA social) encabezados por las organizaciones no gubernamentales -ONGs, las organizaciones comunitarias, de base o de segundo grado, y las organizaciones étnico territoriales, representantes de pueblos indígenas, afro colombianos y/o campesinos. Actores relevantes son también las universidades y organismos de investigación científica y tecnológica.48Jorge Iván Hurtado. Delegado de la Procuraduría para asuntos ambientales y agrarios (Velilla, 2014).49Ibid.
98
definiciones del patrimonio ambiental, la legislación, seguimiento, se necesita una información
de calidad.
En el escenario judicial, los jueces tienen un poder relevante, pues si bien no todos los temas
de gestión ambiental deberían llegar a un sistema de confrontación o a un escenario judicial, pero
cuando suceda, el juez mediante el acto administrativo correspondiente debe tener un
conocimiento amplio de la realidad ambiental, disponer de valoraciones técnicas y científicas y
dimensionar el contexto donde se están estructurando los fallos.
Las políticas ambientales deben estar en continua actualización. Hay una gran dispersión
normativa ambiental lo que genera una inseguridad jurídica para el mismo Estado como para los
usuarios de los recursos naturales renovables. Urge sistematizar en un solo cuerpo la legislación
ambiental.
99
6. Recomendaciones para la exploración y explotación de HNC en Colombia
El objetivo de esta investigación no es solamente descriptivo sino propositivo, por
consiguiente a continuación se presenta una serie de recomendaciones para cada uno de estos
grupos de interés orientadas a prevenir, mitigar y/o remediar los posibles impactos como
resultado de la implementación del fracturamiento hidráulico para la extracción de hidrocarburos
no convencionales en Colombia.
6.1. Ecosistema.
Hacer el levantamiento de una exhaustiva línea base de recursos hídricos que permita
identificar si el proyecto a realizar cuenta con fuentes de agua permanente o estacional, en qué
volúmenes y cuántos y cuáles sistemas se nutren de estas fuentes a fin de no comprometer los
recursos hídricos de las especies de flora y fauna, consumo humano, cultivos y ganadería.
Optimizar las plantas de tratamiento de agua potable regionales para que en caso de que se
realicen procesos de fracking, estén preparadas para procesar una carga adicional de
componentes químicos provenientes de las aguas de retorno, de producción y escorrentías
propias de esta industria (ver anexo 1).
Incluir en el análisis de riesgo otras fuentes contaminantes de las aguas provenientes de
actividades secundarias o de soporte del proceso de extracción de hidrocarburos como los
combustibles y lubricantes para la maquinaria, agentes de limpieza de tanques, tuberías y
equipos además de los residuos orgánicos generados en las plataformas y exigir intervenciones
de tratamiento
Monitorear los volúmenes de agua reinyectados y la integridad de los pozos para evitar
contaminación pero a la vez, exigir procesos de tratamiento para que las aguas retornen al ciclo y
no solo se acumulen
Ubicar los sitios para hacer la reinyección de las aguas de retorno y de producción y hacerla
en volúmenes que no supongan una carga excesiva para los estratos del subsuelo que
eventualmente podrían ceder y causar eventos sísmicos.
Incluir una revisión exhaustiva de la existencia de fallas geológicas activas en la zona para
que las perforaciones no se realicen en las cercanías y evitar así eventos de sismicidad
(triggered).
100
Construir una línea base en un período de tiempo suficientemente largo para establecer
comparaciones con resultados de sismicidad inducida una vez inicie el desarrollo de los pozos.
Realizar procesos de pre-inyección controlada antes de iniciar la actividad a presiones
normales a fin de evitar altas presiones en el yacimiento como efecto del fracturamiento, y
considerar períodos de flow-back después de cada estadio.
Monitorear la actividad sísmica en tiempo real con ayuda de instrumentos de alta precisión
(sismógrafos enterrados, tiltímetros que registren la orientación y volumen de las fallas) para
evaluar el impacto del fracturamiento hidráulico en el comportamiento telúrico, y si es el caso
activar protocolos de seguridad cuando se alcance el umbral de 0.5ML.50Los protocolos para
identificación de zonas y gestión de sismicidad podrían tomar como referente el desarrollado
para el mejoramiento de sistemas geotermales en Colombia. El “Protocol for Addressing Induced
Seismicity Associated with Enhanced Geothermal Systems (EGS)” es un protocolo de
evaluación de riesgos y gestión de la sismicidad inducida, el cual consta de ocho pasos que van
desde la evaluación de la selección (screening) previa de emplazamientos hasta la cuantificación
de los riesgos de sucesos sísmicos inducidos y al desarrollo de un plan de reducción y mitigación
de riesgos.
Reutilizar las aguas de producción tanto para perforación como para los procesos de
estimulación y dar incentivos a la reutilización de aguas residuales tratadas.
Diseñar y hacer cumplir a través de las agencias regionales, términos de referencia para los
gases emitidos y los combustibles usados en equipos y maquinaria, productos químicos que se
utilizan en el proceso de fracturamiento hidráulico para evitar y/o mitigar la emisión de material
particulado o gases tóxicos o de efecto invernadero y cumplir con los estándares internacionales.
Dar incentivos y proponer restricciones para la adquisición y uso de nuevas tecnologías que
permitan reducir la utilización del método de Flaring (quemado de gas subproducto de la
explotación del crudo). Esta ha sido una práctica común en la industria para descargar el gas
como subproducto de la extracción de petróleo y como medida de seguridad para evitar altas
concentraciones que pueden llevar a accidentes. Una regulación de este procedimiento debería
contemplar las cantidades máximas de quemado, los porcentajes de gases y particulado
contaminante que debe quemarse, las distancias entre chimeneas y otras instalaciones, la
50 Unidad de control que estableció la Sociedad Geológica Británica (BGS) para los proyectos de fractura Hidráulica.
101
localización y las fases donde se puede realizar. En el caso del Venting, establecer moratorias o
restricciones como el número de días en los que puede hacerse la ventilación, la cantidad de gas
permitido, las fases en las que puede realizarse, o durante cuáles actividades es permitido
(mantenimiento, pruebas, emergencias). En principio, debe maximizarse la recuperación del gas
durante el proceso, no solo por razones ambientales sino de eficiencia energética.
6.2. Gobierno
Responder con carácter perentorio al comunicado de la Contraloría General de la Nación
proferido en el año 2012 en el que apelando al Principio de Precaución advierte sobre los
“riesgos latentes” para el patrimonio ambiental del fracturamiento hidráulico51, mediante la
construcción colectiva de un marco legal que llene los vacíos de la normativa colombiana actual.
(Ver Anexo 3. Matriz de Análisis Legal).
Diseñar políticas propias para el fracturamiento hidráulico, monitorear y establecer
mecanismos de control y sanción específicos para estos procesos. Colombia debe aprovechar la
coyuntura de estar iniciando la asignación de bloques para HNC y que el fracking, dadas las
condiciones de bajos precios de los hidrocarburos, no es económicamente viable en este
momento lo cual da un compás de espera para que el gobierno desarrolle una normativa robusta
que se anticipe a potenciales riesgos evidenciados en las experiencias de países como Estados
Unidos de manera que si se da luz verde al fracking, se realice en condiciones apropiadas.
La Matriz de Riesgo (Anexo 2) elaborada a partir de la investigación de Krupnick (2013) es
una valiosa herramienta que articula los distintos impactos ambientales de cada una de las
actividades en cada fase del proyecto y la valoración de los respectivos impactos por los
stakeholders a fin de obtener un compromiso con lo que denominaron Vías de Riesgo. Este
modelo de gestión puede servir como referente en Colombia para el análisis de riesgo y como
metodología para la toma de decisiones, búsqueda de consensos y compromisos.
Promover la creación de mesas de trabajo en las zonas donde se va a realizar un proyecto,
obra o actividad relacionada con shale gas, asegurando la participación de cada uno de los grupos
de interés en las que se discutan los objetivos, métodos, alcances, riesgos y beneficios del
proyecto. Deben contar con la asesoría de especialistas en las áreas pertinentes y comités que
51 (Contraloria General de la República, 2012)
102
realicen funciones específicas de monitoreo, seguimiento a procesos y acuerdos y establecer
reglamentos de funcionamiento interno que especifiquen entre otros temas los mecanismos para
toma de decisiones y resolución de conflictos.
Constituir y fortalecer un Fondo y otras figuras financieras como bonos, seguros, fiducias e
impuestos que respalden las acciones preventivas y de remediación en caso de fugas, accidentes
y actos terroristas que se presenten en las distintas fases del proceso de fracturamiento
hidráulico y aplicar sanciones más onerosas al incumplimiento de la normativa. En EEUU se ha
trabajado en establecer un sistema fiduciario, de estímulos y de sanciones que les ha permitido
regular la actividad y subsanar los daños asociados a esta. (Ver capítulo 5.12.2.1). Este fue uno
de los aprendizajes más importantes que dejó el grave accidente de la plataforma Deepwater
Horizon en el Golfo de México en 2010. En el caso colombiano, la constitución de este tipo de
garantías es de carácter prioritario: el fracking tiene una curva de aprendizaje y los riesgos son
altos por la incertidumbre de los pasos iniciales.
Exigir a las empresas en la industria de HNC garantías que se extiendan más allá del cierre de
operaciones para cubrir incidentes relacionados con fugas ocasionadas por deficiencia en
estructura de pozos y mecanismos de contención
Promover la transparencia de la información relativa al uso de químicos en el proceso de
fracturamiento hidráulico exigiendo a las empresas un reporte periódico según la nomenclatura
de químicos internacional - no los nombres comerciales- y evitar que el llamado Halliburton
Loophole que tanto debate ha generado en los Estados Unidos tenga efectos en la política
nacional de hidrocarburos.
Conformar, fortalecer o rediseñar agencias para el estricto monitoreo y control de la
exploración y explotación de HNC. En opinión de especialistas consultados, en Colombia se
deberían empoderar agencias como la ANLA para ejercer funciones de monitoreo, seguimiento y
control de la actividad de fracturamiento hidráulico, ya que tiene una trayectoria, un
conocimiento y unas herramientas técnicas de evaluación del para liderar y regular esta
actividad en el país. Estas agencias deben estar integradas por profesionales de las diferentes
áreas y contar con tecnologías, conocimientos y recursos para realizar su trabajo. Los protocolos
de monitoreo son esenciales establecer benchmarking (referentes) para efectos de trazabilidad y
52 Economía y Conflicto Armado en Colombia. (Valbuena, 2012)
103
mejoramiento de las actividades En ellos se debe especificar cómo hacer la recolección de datos,
dónde, cada cuánto, qué equipos usar y cómo interpretarlos.
Crear un sistema de información que permita recopilar, almacenar e interpretar los datos
nuevos provenientes de las operaciones y dar acceso a esta información a otros grupos de interés
de manera que se aprenda en el ejercicio y se pueda construir sobre aprendizajes anteriores.
También ayudaría a resolver situaciones críticas de manera efectiva.
6.3. Empresa Privada
Realizar inversiones con recursos propios e incentivos del gobierno para desarrollar las
industrias relacionadas con el fracturamiento hidráulico (materiales, químicos, equipos) así como
preparar el personal en distintos niveles de profesionalización para que el país se desarrolle sin
necesidad de importar todos los suministros ni traer del exterior todo el recurso humano.
Fortalecer la Responsabilidad Social Empresarial mediante la socialización de recursos para
proyectos de desarrollo social auto sostenible, generador de empleo y empresa en las zonas
donde se realicen las operaciones de producción de shale gas.
Reportar la información concerniente a los fluidos y otros químicos usados en la industria del
fracturamiento hidráulico y sus concentraciones.
6.4. Comunidades
Promover un espacio democrático, participativo educativo a través de las mesas de trabajo
donde se expongan y analicen las inquietudes de la comunidad, se compartan los objetivos,
procesos, beneficios y eventuales riesgos del proyecto. Este proceso se debe hacer incluso antes
de iniciar los estudios de sísmica y en él deben participar los medios de comunicación para
asegurar la transparencia.
Aportar desde su conocimiento ambiental, geográfico, cultural y sus prácticas socio
económicas para la construcción de la línea base como gestores del conocimiento y no solo como
espectadores.
Constituir veedurías ciudadanas que se encarguen de vigilar el cumplimiento de los acuerdos
ambientales, sociales y económicos adquiridos por parte de las empresas, el gobierno y la misma
comunidad.
104
Crear mecanismos de atención de quejas, reclamos, solicitudes y consultas de parte de
comunidades u otras entidades para que sean atendidos de forma expedita y eficaz, siguiendo las
mejores prácticas como las de la Regulación Responsable en el Estado de Colorado, EEUU.,
donde se tiene un servicio de atención al ciudadano en línea y responden a sus inquietudes en un
lapso de 24 horas, además de mantener informada a la comunidad del inicio de las actividades a
realizar en cada fase del proceso de la actividad.
Otros acuerdos que pueden alcanzarse con las empresas y el gobierno local es el diseño de
plataformas, vías de intercomunicación y líneas transporte que no fracturen el territorio
reduciendo así el impacto visual y respetando la distribución del espacio que está unido a la
identidad, cultura y desarrollo económico local.
6.5. Academia
Crear programas curriculares de pregrado, postgrado e interdisciplinarios de distinta
intensidad y duración en alianza con el estado u otras organizaciones para preparar nuevas
generaciones especializadas en temas geológicos, técnicos, jurídicos, ambientales,
socioeconómicos relacionados con los hidrocarburos no convencionales.
Crear y fortalecer, en colaboración con el gobierno, ONGs y otras agencias nacionales e
internacionales, centros de investigación y laboratorios que ofrezcan soporte técnico a las
agencias que otorgan licencias ambientales y monitorean su cumplimiento. Distintos gobiernos y
entidades privadas comparten su conocimiento y mejores prácticas con países que están
considerando la realización de fracking en su territorio. Es el caso de Shale Gas Initiative del
Gobierno norteamericano.
6.6. ONGs y Organismos Internacionales
Invitar a las organizaciones no gubernamentales para que aporten desde su experiencia
nacional e internacional su conocimiento, experticia y compromiso con las comunidades y con
el medio ambiente. Las ONGs sensibilizan, educan, promueven la inclusión, empoderan y
movilizan las comunidades hacia acciones concretas.
Colaborar con otros stakeholders proporcionando información técnica, científica, legal y
realizar talleres y proyectos en las regiones donde se van a realizar los procesos extractivos y
lograr así un desarrollo social en armonía con el ecosistema.
105
6.7. Instituciones.
Impulsar el trabajo colaborativo a través de mesas interinstitucionales e interdisciplinarias que
acojan las perspectivas de distintos stakeholders para tener una visión amplia de los impactos,
beneficios y mecanismos de gestión necesarios antes de acometer proyectos de desarrollo de
HNC. El diálogo previo es mejor que confrontaciones posteriores por falta u ocultamiento de
información.
La interinstitucionalidad debe evitar la redundancia de agencias, la dilatación de los procesos
y la falta de accountability. En el primer caso, la creación de oficinas ambientales dentro de otros
ministerios (Oficina de Medio Ambiente en el Ministerio de Minas y Energía) si bien puede
favorecer la coordinación de iniciativas, puede así mismo generar pérdida de información,
duplicidad de funciones, evasión de responsabilidades y gastos administrativos adicionales. En el
segundo caso, se puede perder celeridad en los procesos por falta de personal capacitado en
temas específicos del fracking por lo que se debe formar personal idóneo para el manejo de
protocolos propios de esta actividad. La clara definición de funciones, la corresponsabilidad en la
gestión y la creación de un sistema de retroalimentación de los procesos interinstitucionales
favorecen la credibilidad, transparencia y la calidad en la gestión.
6.8. Aspectos técnicos.
Construir mapas y estudios geológicos amplios y actualizados utilizando últimas tecnologías
para identificar estructuras geológicas y redes hídricas que pueden ser afectadas con los
procesos.
Exigir a las empresas proponentes interesadas en desarrollar bloques de HNC la tecnología
necesaria, los procesos y procedimientos estándares para las fases del proyecto desde la selección
y preparación del sitio hasta las actividades posteriores al cierre de pozo. En la investigación
realizada por The Resource for the Future (RFF) (Richardson et al., 2013) se construyó una tabla
con 25 procesos de la industria del fracking que si bien no incluye todos los aspectos, son los que
requieren una regulación técnica específica que oriente y regule estas actividades. Este es un
instrumento valioso para la construcción y exigencia de estándares para la industria en el país.
106
Construir líneas base que permitan determinar qué efectos y condiciones son preexistentes y
cuáles son ocasionadas por la intervención de los pozos durante el proceso de fracturamiento
hidráulico.
Acoger las directrices generales (Reglas de Oro) de la Agencia Internacional de Energía con
sede en Paris que determinan los estándares de desempeño para la planeación de actividades de
no convencionales:
Medir, socializar e involucrar
Seleccionar y vigilar dónde se perfora
Aislar pozos y prevenir fugas
Tratar el agua responsablemente
Eliminar venteo, minimizar quema y otras emisiones
Pensar en grande
Asegurar un alto y consistente nivel de desempeño ambiental
Establecer con antelación protocolos de actuación así como desarrollar un modelo de
sismicidad de la zona de inyección y, mientras no se llegue a disponer de dicho modelo, adoptar
las mejores prácticas a nivel mundial para gestionar la sismicidad provocada por la fractura
hidráulica y la inyección de fluido, tal como el valor 0,5 ML utilizado en el Reino Unido. Un
terremoto de magnitud de 0.5 ML se encuentra dentro del rango del ruido sísmico causado por
vehículos, trenes y menor que el movimiento máximo del terreno regulado para otras actividades
industriales y de construcción (Recreo, 2014).
6.9. Aspectos socioeconómicos.
53Los colombianos debemos prepararnos para entrar en una tercera revolución industrial
donde la civilización no dependa de los fósiles para la generación de energía ni para la
producción de sus bienes de consumo. Por consiguiente no es solo una decisión del gobierno sino
un cambio de mentalidad para vivir en un mundo donde predomine la energía limpia, y la
creación de artefactos biodegradables y renovables.
La Primera revolución industrial comenzó con la mecanización de la industria textil en Inglaterra a finales del siglo XXVIII. La segunda fue iniciada con Henry Ford y la producción en línea y a escala de vehículos. Esta segunda fase se ha apoyado en gran medida en la energía fósil.
107
Las reservas de shale gas de Colombia no son significativas comparadas con otros países de la
región y del mundo, razón por la cual no puede considerarse que es un recurso estratégico que
permita presionar a otros países para obtener beneficios económicos, políticos, comerciales.
Tampoco tenemos reservas probadas para un largo plazo que de autonomía, independencia
económica. El costo beneficio del desarrollo de los no convencionales se justificaría si su valor
es inferior al costo de adquirir estos commodities (gas y petróleo) en el mercado y si es un
recurso estratégico a largo plazo que de una ventaja competitiva con respecto otros mercados. Al
momento de concluir esta tesis, el precio del barril de crudo se cotizó a US $ 37 por barril y el
punto de equilibrio para hacer fracking se encuentra a la fecha en el rango de 40-42 dólares por
barril.54 Por consiguiente producir gas shale en el momento en que los precios están muy bajos
en el mercado es hacer una inversión muy alta para obtener un recurso que puede adquirirse a
precios competitivos en el mercado.
El cambio de fuentes energéticas del carbón al gas trae consecuencias socioeconómicas y
ambientales importantes. Si bien hay una reducción de la huella de carbono, países y regiones
que han desarrollado una infraestructura de producción y exportación o tienen una industria de
generación térmica se opondrán a migrar hacia nuevos desarrollos energéticos pues afectarían el
empleo, el desarrollo económico local y el retorno de su inversión. Las fuentes entrarían en
competencia. Grandes presiones se desatarán al adoptar nuevas formas de generación energética.
Los hidrocarburos no convencionales son un puente hacia fuentes energéticas más eficientes y
limpias. Establecer una moratoria o dar luz verde para su implementación es una decisión
colectiva que debe mirar hacia un balance entre el ecosistema y el desarrollo social y económico
sostenible.
Una de las conclusiones del Taller sobre Retos Ambientales y Sociales de los Yacimientos No
Convencionales realizado en Bogotá en diciembre de 2012 proponía “Es importante que las
decisiones tengan una base técnica y no política”. Las distintas perspectivas presentadas en este
estudio permiten abordar el tema del fracturamiento hidráulico desde un enfoque sistémico, en el
cual el dominio de lo técnico y político no están en disyuntiva sino en imbricación colaborativa.
54 Pindyck, R. (2016).Energy markets: past, present and future. Conferencia organizada por MIT-Harvard Club Bogotá. Febrero 16 de 2016
108
El fracturamiento hidráulico es un tema técnico ciertamente porque requiere de estudios
interdisciplinarios que den cuenta de la geología, las reservas existentes, probadas y
técnicamente recuperables y de sofisticadas tecnologías de medición y extracción altamente
eficientes y seguras. Las políticas públicas consideran lo técnico, pero están animadas por
principios superiores de sostenibilidad, de cultura y convivencia.
Un elemento moderador/amplificador de los impactos ambientales y socioeconómicos de la
industria de hidrocarburos en el contexto colombiano ha sido el conflicto armado. Si bien este
tema amerita un estudio propio que no está definido en el alcance de este trabajo, sí es un factor
que puede alterar significativamente distintos parámetros propios de la industria e incluso
dificultar la implementación de algunas recomendaciones que se han propuesto en este trabajo.
A la fecha de elaboración de este estudio, el gobierno colombiano y los representantes de las
Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) están ultimando los compromisos en La
Habana, Cuba para lograr un Acuerdo de Paz que deberá ser refrendado mediante plebiscito por
el pueblo colombiano. De las condiciones de este acuerdo cuyos detalles aún no se han revelado
de manera clara y de su cumplimiento depende que los proyectos de exploración de HNC se
realicen dentro de una estructura de estimación de costos y procesos estándar para las empresas
y con unos impactos ambientales y sociales que puedan ser anticipados y regulados por una
normativa propia en la que ya se ha avanzado en otros países y que se propone ampliar y
actualizar para Colombia. De no conseguirse un acuerdo y cumplirse las condiciones estipuladas
se regresaría a una economía, industria e institucionalidad “de guerra” que distorsionaría todos
los componentes de la industria analizados en esta investigación.
Para unas empresas el desarrollo de las actividades de exploración y producción ha tenido
altos sobrecostos por cuenta de rescates, vacunas, extorsiones a proveedores y contratistas,
sistemas de seguridad personal y electrónica, pólizas de vida y aseguramiento de instalaciones,
bonificaciones por riesgo a expatriados, reconstrucción de oleoductos y gasoductos.
Para la sociedad y el Estado el conflicto ha tenido un costo político, social y económico
importante55. Los inversionistas ven más oportunidades de retorno en otros países con mayor
estabilidad política lo que desestimula su inversión en el país; la violencia y el desplazamiento
forzado han generado un gran deterioro en el tejido social colocando presión en los procesos de
55 Según la investigadora Jenny Pearce, la guerrilla voló el oleoducto 911 veces entre los años 1986 y 2001. Entre el 2000 y 2001 se reportaron 266 ataques comparados con 547 en los anteriores 15 años. Citado por Valbuena (2012)
109
integración social, empleo y capacidad de servicios urbanos; el presupuesto del Ministerio de
Defensa se ha incrementado para aumentar el pie de fuerza y la logística en lugares de conflicto
afectando otros rubros de inversión social; los costos ecológicos causados por los vertimientos de
petróleo causados por voladuras de oleoductos y carros cisterna en cuencas hídricas han causado
daños a ecosistemas, comunidades y la industria agropecuaria. Adicionalmente, es común
denominador en las zonas petroleras colombianas la práctica de cuotas por impactos ambientales
y territoriales tasados y recaudados por los grupos al margen de la ley. Esta “línea base”
subrepticia desestimula y encarece la actividad de exploración/producción de las compañías,
contratistas y empresas asociadas.
Un pacto social de paz permitiría un reordenamiento nacional en múltiples dimensiones
ofreciendo un panorama de inversión y desarrollo sostenible más favorable para los grupos de
interés.
110
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117
ANEXOS
A n e x o 1 . L is ta d e lo s q u ím ic o s m á s u s a d o s e n e l f r a c t u r a m ie n t o h id rá u lic o .
Nombre del químico CAS Propósito FunciónHydrochloric Acid 007647-01-0 Helps dissolve minerals and initiate cracks in the rock Acid
Glutaraldehyde 000111-30-8 Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products
Biocide
Quaternary Ammonium Chloride
012125-02-9 Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products
Biocide
Quaternary Ammonium Chloride
061789-71-1 Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products
Biocide
Tetrakis Hydroxymethyl- Phosphonium Sulfate
055566-30-8 Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products
Biocide
Ammonium Persulfate 007727-54-0 Allows a delayed break down of the gel BreakerSodium Chloride 007647-14-5 Product Stabilizer BreakerMagnesium Peroxide 014452-57-4 Allows a delayed break down the gel BreakerMagnesium Oxide 001309-48-4 Allows a delayed break down the gel BreakerCalcium Chloride 010043-52-4 Product Stabilizer Breaker
Choline Chloride 000067-48-1 Prevents clays from swelling or shifting Clay StabilizerTetramethyl ammonium chloride
000075-57-0 Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer
Sodium Chloride 007647-14-5 Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer
Isopropanol 000067-63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent Corrosion InhibitorMethanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent Corrosion InhibitorFormic Acid 000064-18-6 Prevents the corrosion of the pipe Corrosion InhibitorAcetaldehyde 000075-07-0 Prevents the corrosion of the pipe Corrosion Inhibitor
Petroleum Distillate 064741-85-1 Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker CrosslinkerHydrotreated Light 064742-47-8 Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker CrosslinkerPetroleum DistillatePotassium Metaborate 013709-94-9 Maintains fluid viscosity as temperature increases CrosslinkerTriethanolamine Zirconate 101033-44-7 Maintains fluid viscosity as temperature increases CrosslinkerSodium Tetraborate 001303-96-4 Maintains fluid viscosity as temperature increases CrosslinkerBoric Acid 001333-73-9 Maintains fluid viscosity as temperature increases CrosslinkerZirconium Complex 113184-20-6 Maintains fluid viscosity as temperature increases CrosslinkerBorate Salts N/A Maintains fluid viscosity as temperature increases CrosslinkerEthylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. CrosslinkerMethanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker
118
Polyacrylamide 009003-05-8 “Slicks” the water to minimize friction Friction ReducerPetroleum Distillate 064741-85-1 Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer Friction ReducerHydrotreated Light 064742-47-8 Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer Friction ReducerPetroleum DistillateMethanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction ReducerEthylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer
Guar Gum 009000-30-0 Thickens the water in order to suspend the sand Gelling AgentPetroleum Distillate 064741-85-1 Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling AgentHydrotreated Light 064742-47-8 Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling AgentPetroleum DistillateMethanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling AgentPolysaccharide Blend 068130-15-4 Thickens the water in order to suspend the sand Gelling AgentEthylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent
Citric Acid 000077-92-9 Prevents precipitation of metal oxides Iron ControlAcetic Acid 000064-19-7 Prevents precipitation of metal oxides Iron ControlThioglycolic Acid 000068-11-1 Prevents precipitation of metal oxides Iron ControlSodium Erythorbate 006381-77-7 Prevents precipitation of metal oxides Iron Control
Lauryl Sulfate 000151-21-3 Used to prevent the formation of emulsions in the fracture Non-Emulsifierfluid
Isopropanol 000067-63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent. Non-EmulsifierEthylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Non-Emulsifier
Sodium Hydroxide 001310-73-2 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers
pH Adjusting Agent
Potassium Hydroxide 001310-58-3 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers
pH Adjusting Agent
Acetic Acid 000064-19-7 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers
pH Adjusting Agent
Sodium Carbonate 000497-19-8 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers
pH Adjusting Agent
Potassium Carbonate 000584-08-7 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers
pH Adjusting Agent
Copolymer of Acrylamide and Sodium Acrylate
025987-30-8 Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor
Sodium Polycarboxylate N/A Prevents scale deposits in the pipe Scale InhibitorPhosphonic Acid Salt N/A Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor
Lauryl Sulfate 000151-21-3 Used to increase the viscosity of the fracture fluid SurfactantEthanol 000064-17-5 Product stabilizer and / or winterizing agent. SurfactantNaphthalene 000091-20-3 Carrier fluid for the active surfactant ingredients Surfactant
119
Methanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. SurfactantIsopropyl Alcohol 000067-63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant2-Butoxyethanol 000111-76-2 Product stabilizer SurfactantFuente: https://fracfocus.org/chemical-use/what-chemicals-are-used
120
Anexo 2. Matriz de riesgo para actividades asociadas al Fracturamiento Hidráulico.
Actividad Aguassubterráneas
Aguassuperficiales Calidad del suelo Calidad del aire Alteración del
hábitatTrastornos para
la comunidad
Preparación del sitio para la
perforación del pozo
Remoción de vegetación, construcción de vías,
ubicación de plataformas de pozos y tuberías.
Otras infraestructuras
Flujos de aguas pluviales.
Especies invasivas
flujos de aguas pluviales
especies invasivas
Flujos de aguas pluviales
Contaminación por gas
convencional y CO2
Fragmentación del hábitat
Especies invasivas
Contaminaciónacústica.
Contaminaciónvisual
Paisaje industrial.
Actividad de vehículos en carreteras
Flujos de aguas pluviales
Contaminación de aire
convencional y CO2
Otros
Congestión de las carreteras.
Contaminación acústica.
Actividad de vehículos en vías de penetración
flujos de aguas pluviales
Contaminación de aire
convencional y CO2
Otros Congestión de las carreteras
Actividades de perforación
Equipos para operaciones de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Contaminación de aire
convencional y CO2
Contaminaciónacústica.
Contaminaciónvisual
Paisaje industrial.
Perforación vertical y Horizontal
Metano, Fluidos y virutas de
perforación, Filtración de
aguas salina en los sistemas de agua potable.
Aguas de formación.
Fluidos y virutas de perforación Metano
Casing y cementación
Metano. Fluidos y virutas de perforación.
Filtración de aguas salina en los sistemas de agua potable.
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación Metano
121
Actividad de los vehículos en las vías y fuera de
ellas.
Flujos de aguas pluviales
Contaminación de aire
convencional y CO*
Otros
Congestión de las carreteras.
Contaminación acústica.
Uso de aguas superficiales y subterráneas
Recolección de agua potable
Recolección de agua potable
Especies invasivas
Recolección de agua potable.
Especies invasivas
Quemas de gas metano
Metano Sulfuro de Hidrogeno
Contaminación de aire
convencional y CO*
Paisaje industrial
Almacenamiento de fluidos de perforación en
la superficie.
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Compuestosorgánicosvolátiles
Fluidos y virutas de perforación Paisaje industrial.
Disposición de los fluidos de perforación, solidos de
perforación, viruta de perforación,
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Fluidos y virutas de perforación
Compuestosorgánicosvolátiles
Fluidos y virutas de perforación
Fractura y finalización
Uso de aguas superficiales y subterráneas
Recolección de agua potable
Recolección de agua potable
Especies invasivas
Invasión de especies
Captura de agua potable
Perforación de pozos y casings, cementación.
Fase inicial de la da Fractura Hidráulica.
Inyección de agentes apuntalantes
Fluidos de fracturación
Agentesapuntalantes
Fluidos de fracturación
Agentesapuntalantes
Metano
Descarga del pozo Fluidos de fractura
Fluidos de fractura
Fluidos de fractura
Aguas de retorno y fluidos del reservorio.
Agentes apuntalantes.
Metano. Aguas de
producción. Aguas de retorno.
Sulfuro de Hidrogeno.
Metano
Agentesapuntalantes.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Sulfuro de Hidrógeno.
Sulfuro de Hidrógeno
122
Eliminación de Metano. Metano
Quemas de gas metano Metano
Almacenamiento de fluidos de fracturación en
el sitio de perforación.
Fluidos y viruta de fractura.
Fluidos y viruta de fractura.
Fluidos y viruta de fractura.
Actividad de los vehículos en las vías y fuera de
ellas.
Flujos de aguas pluviales. Especies Invasivas.
Congestión de las carreteras
Explotación de pozos y
producción.
Explotación de pozos
Aguas de producción.
Aguas de retorno.
Aguas de producción.
Aguas de retorno.
Aguas de producción.
Aguas de retorno.
Compuestos orgánicos volátiles. Metano.
Sulfuro de hidrogeno.
Fragmentación del hábitat
Especies invasivascontaminación
acústica
Tanques de condensación.
Operación de la unidad de deshidratación.
Aditivos de condensación y deshidratación.
Aditivos de condensación y deshidratación.
Aditivos de condensación y deshidratación.
Compuestos orgánicos volátiles.
Contaminación de aire
convencional y CO*
Funcionamiento del compresor.
Contaminación por gas
convencional y CO*
Funcionamiento del compresor.
Quema de metano
Contaminación por gas
convencional yCO*.
Metano. Sulfuro de hidrogeno.
Quema de metano
Almacenamiento y disposición de
fluidos de
Lagunas dealmacenamiento in-situ
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de
Compuestosorgánicosvolátiles.
123
fractura, agua de retorno y aguas de producción.
fractura. fractura. fractura.
Tanques dealmacenamiento in-situ
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Compuestosorgánicosvolátiles.
Transporte fuera del lugar
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura. Especies
invasoras.
Contaminación de aire
convencional y CO*
congestión de carreteras
Tratamiento y reciclaje in- situ
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Compuestosorgánicosvolátiles.
Plantas de tratamiento de aguas residuales
industriales.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Plantas de tratamiento de aguas residuales
municipales.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Disposición de lodos y otros sólidos en
vertederos.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Compuestosorgánicosvolátiles
Inyección subterránea a grandes profundidades.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos de fractura.
Fluidos de fractura.
Compuestosorgánicosvolátiles
Vibracionessísmicas
Uso de aguas residuales para el deshielo de
carreteras y eliminación
Aguas de producción.
Aguas de retorno.
Aguas de producción.
Aguas de retorno.
Aguas de producción.
Aguas de retorno.
Compuestosorgánicosvolátiles
124
de polvo. Fluidos de fractura.
Fluidos de fractura.
Fluidos de fractura.
Otras Actividades
Cerramientos
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación.
Filtración de aguas salina en los sistemas de agua potable.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación
Contaminación de aire
convencional y CO*
Metano.
Abandono y taponamiento
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación.
Filtración de aguas salina en los sistemas de agua potable.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación
Contaminación de aire
convencional y CO*
Reacondicionamientos
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación.
Filtración de aguas salina en los sistemas de agua potable.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación.
Aguas de producción.
Aguas de retorno. Fluidos y virutas de perforación
Contaminación por gas
convencional y CO*
Metano. Sulfuro de hidrogeno.
Actividades de Downstream. Metano
Fuente: Elaboración propia, información tomada de (Alan J; Krupnick, 2013).
125
Anexo 2. Resumen de la matriz de riesgo para actividades asociadas al Fracturamiento Hidráulico.
Fases
Fase 1 Fase 2 Fase 3 Fase 4 Fase 5 Fase 6
A d e cu ació n de l s it io
Perforación Fractura y fin a liza c ió nExp lo tació n de
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C o n tam in a c ió n v isual C o n g e stió n ve h icu lar
S ism ic id a dHABITATEsp ecies in vasivas Fragm en tació n H ábitat
Fuente: Elaboración propia, información tomada de (Alan J; Krupnick, 2013).
126
Anexo 3. Matriz de Análisis legal
Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Código de Minas vigente (ley 685 de 2001)
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Fomenta la exploración técnica y la explotación de los recursos mineros de propiedad estatal y privada; estimular estas actividades en orden a satisfacer los requerimientos de la demanda interna y externa de los mismos y a que su aprovechamiento se realice en forma armónica con los principios y normas de explotación racional de los recursos naturales no renovables y del ambiente, dentro de un concepto integral de desarrollo sostenible y del fortalecimiento económico y social del país.
Con referencia a los recursos mineros el código cobija de manera general dichos recursos, mientras que en el anterior documento, se regulaban de forma detallada.
El código regula las actividades mineras en general, pero la misma norma excluye expresamente actividades del ámbito de aplicación del código y las remite a las disposiciones especiales sobre la extracción de gas específicamente.Exige a las empresas asegurar debidamente ante la autoridad concedente, las obligaciones que contraigan en el país, bien sea con la garantía de la persona beneficiaria de la obra o servicio o con el aval de una entidad bancaria o de una compañía de seguros que opere en Colombia.En cuanto a la gestión ambiental resalta la aplicación del Principio de Precaución por parte de la autoridad ambiental, esto con fin de eximir de exploración y explotación de hidrocarburos o mineros a las zonas de protección ambiental.Y en lo relacionado con la gestión social, las autoridades mineras deberán cumplir los parámetros establecidos en torno a la consulta previa, esto es, dándole a los grupos étnicos las respectivas oportunidades para conocer, revisar, debatir y decidir sobre el tema puesto a su consideración, pudiendo al efecto resolver autónomamente sobre el ejercicio de su derecho de preferencia. El dueño del predio podrá dar consentimiento para adelantar actividades mineras siempre y cuando esto no represente peligro para la salud, si las zonas de interés están ubicadas en predios rurales.Lo anterior es fundamental para entender la política nacional y direccionar los objetivos de esta propuesta a un conjunto de recomendaciones en donde se tengan en cuenta a todos los actores.
127
Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Resolución 18/ 1495 del 2 septiembre de 2009. Ministerio de Minas y Energía
Se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos. El Ministerio de Minas y Energía regula las actividades relativas a la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales.
Solo se habla de yacimiento no convencional en el glosario pero el documento no permite identificar cual sería la reglamentación en cuanto a la técnica de fracturamiento propiamente dicha, ni a la disposiciones de las aguas de retorno, solo se hace referencia al agua de producción.
El documento brinda un marco conceptual propio de la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos, tales como: definición de yacimiento no convencional, clasificación de los pozos, parámetros para el registro y muestreo, requerimientos técnicos para la solicitud de perforación de los pozos y las directrices técnicas para dar inicio a la fase de explotación.
Resolución 18 /0742 del 16 de mayo del 2012. Ministerio de Minas y Energía.
Define los procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, con et fin de propender que las actividades que desarrollen las personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, garanticen el desarrollo sostenible de los recursos naturales no renovables
En el documento no se presenta una clasificación de los hidrocarburos no convencionales. Si bien, el documento define los procedimientos para la exploración y explotación, no se hacen evidentes las técnicas para extracción del hidrocarburo. Aspecto que debe ser necesario en este tipo de documentos, dado que es un referente de consulta a nivel técnico.
El documento brinda un marco conceptual propio de la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos, tales como: definición de yacimiento no convencional, clasificación de los pozos, parámetros para el registro y muestreo, requerimientos técnicos para la solicitud de perforación de los pozos y las directrices técnicas para dar inicio a la fase de explotación. Estos conceptos y lineamientos serán necesarios para identificar fases y actividades en el desarrollo del ciclo de vida del fracturamiento hidráulico, uno de los objetivos de esta propuesta.
Decreto 3004 del 26 de diciembre de 2013. Ministerio de Minas y Energía
Se establecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales
Se debe aclarar específicamente de qué tipo de roca se podría obtener el shale oil o el shale gas, y las técnicas que se utilizarían ya que los dos procesos resultan tener algunas diferencias. Se hace una descripción muy sucinta sobre los yacimientos no convencionales y sus características
Brinda parámetros generales de gran ayuda para aclarar términos legales y propios de la actividad. El Decreto pide al Ministerio de Minas y Energía elabore normas técnicas y procedimientos en materia de integridad de pozos, estimulación hidráulica, inyección de agua de producción, fluidos de retorno y otras técnicas asociadas a esta actividad de no convencionales. Excluye arenas bituminosas e hidratos de metano.
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Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Acuerdo 3 del 26 de Por el cual se adiciona el Incorporar al reglamento demarzo de 2014. acuerdo 4 de 2012 contratación para Exploración yANH explotación de Hidrocarburos No
convencionales y dictar las disposiciones complementarias.
económica o una calificación de riesgo a escala internacional.Permite asociaciones de empresas para optar por un contrato, siempre y cuando reúnan las condiciones establecidas en este acuerdo.Establece unos requerimientos técnicos y operacionales.Solicita acreditación en materia ambiental y de responsabilidad social. No se permite la explotación ni producción de gas metano a partir de mantos de carbón, ni hidrocarburos en arenas bituminosas, de hacerlo será sujeto de sanción.
Limitaciones: No obliga a las compañías a acreditar su capacidad técnica y operacional si hace parte de una lista de compañías internacionales.No especifica los aspectos ambientales y sociales que requieren especial interés.La ANH no asume responsabilidad en el caso de que las compañías incumplan las reglamentaciones en cuanto a la normativa ambiental.
Incorpora estipulaciones especiales para exploración y producción de los HNC. Los tiempos y duración de las fases del proceso.Condiciones contractuales especiales. Plazos para entrega de propuestas de solicitud de contratos adicionales para reunir los requisitos para aceptar la solicitud del contrato a aquellos contratistas que deseen desarrollas proyectos de HNC.Estipula unos mínimos de capacidad
Resolución 9/0341 del 27 de marzo de 2014 Ministerio de Minas y Energía
pertinentes a la actividad como tal regula las fases del proceso en las actividades pertinentes a la fractura hidráulica.
Se establecen los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales
En ninguno de los artículos del documento se habla de las detonaciones que hacen parte de la fractura hidráulica propiamente dicha, aunque se habla y se regula cualquier evento de sismicidad.
Brinda un marco conceptual y legar exclusivo para la regulación de la exploración y explotación de los hidrocarburos a partir de yacimientos no convencionales. El glosario es amplio y explica los conceptos
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Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Resolución no. 826 del 12 de agosto de 2014. ANH
Adjudicación del área vmm-9 de la cuenca valle media magdalena, clasificada como tipo 11- continental - yacimiento no convencional- contrato de exploración y producción E&P-, procedimiento de selección de contratistas y asignación de áreas Ronda Colombia 2014"
Se limita a hablar de la participación y el valor por el cual se han adjudicado los bloques.
Este documento permite evidenciar el inicio del proceso de adjudicación de bloques para exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales y las empresas participantes.
National Environmental Policy Act , 1970
Promover una armonía productiva entre el ser humano y el medio ambiente, prevenir o eliminar todo impacto nocivo al ambiente y a la biosfera, estimular la salud y bienestar de las personas, acrecentar la comprensión de los ecosistemas y la importancia de los recursos naturales para la nación, y establecer el consejo de calidad ambiental.
Clean Water Act. 1972
Enmienda a la ley sobre control de la polución de aguas de 1948.
Regula la polución en los lagos, ríos y otros cuerpos de agua y la calidad de las aguas superficiales. Prohíbe vertimientos provenientes de tuberías industriales (point sources)
No contempla la contaminación de aguas subterráneas ni de piscinas con vertimientos industriales (nonpoint source pollution). La enmienda de 1987 excluyó de la norma las aguas de escorrentía de la industria del gas y petróleo
Con base en esta ley, la EPA ha implementado programas de control de contaminantes y definido estándares para la industria y para las aguas superficiales.
Safe Drinking Water Act. 1974
Los resultados de un estudio en 1969 revelaron que una tercera parte de las muestras de agua potable en usa revelaban contaminación bacteriana
Asegurar que el agua potable cumpla con los estándares de seguridad.
-excluye la inyección subterránea de agua para la recuperación secundaria o terciaria de petróleo o gas natural. Los estados no pueden restringirla. -treinta años después, el informe de la EPA declara que no hay evidencia concluyente de que el fracturamiento hidráulico degrada las fuentes de agua. El informe fue cuestionado por
Importancia de una regulación estatal sobre la calidad del agua potable.
130
Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
sesgado e impreciso. La EPA permite el uso de “métodos aceptados” sin profundizar en sus implicaciones y de forma vaga.EPA acepta como válidas publicaciones genéricas que luego son usadas para evaluar impactos generando imprecisión, poca confiabilidad, procesos circulares de validación.
Resource Preocupación por el creciente Prescribe sobre el manejo de residuos Excluye los fluidos de retorno aConservation and volumen de desechos urbanos e sólidos y peligrosos. Establece criterios menos que ocurra un accidente. EstoRecovery Act. 1976 industriales para el manejo de rellenos sanitarios y deja a los estados y no al gobierno
otras instalaciones y prohíbe el uso de federal a cargo de la gestión de loscampos abiertos de desechos. Establece fluidos de retorno.un sistema para gestión de desechos en En 1980 el congreso expidió la ley detodo su ciclo de producción. Regula el manejo de residuos en la cual eximíauso de tanques subterráneos de de este control a los campos dealmacenamiento de la industria de petróleo a menos que la EPAhidrocarburos determinara que estos residuos eran
peligrosos. Un informe de 1988 de la EPA recategorizó estos residuos de la industria para que sean regulados más los estados dando más flexibilidadpara evitar demoras no razonables en la extracción de gas y petróleo
National Energy Plan de 1977
Creación del DOE, bajo el amparo del denominado gas Recovery Research, Development, and Demonstration Program (RD&D)
Desarrollar las tecnologías que permitieran establecer medios efectivos y amigables con el medio ambiente para localizar y producir gas natural en los esquistos devonianos, reducir la incertidumbre que rodeaba a la magnitud potencial de las reservas, de manera de permitir que el sector privado explotara estos recursos en gran escala. En cuanto al desarrollo tecnológico para la producción, un gran papel fue realizado en conjunto con “Mitchell Energy Corporation”. Fue este proyecto el que hizo posible la recuperación de shale gas de forma rentable y eficiente.
Durante el tiempo que duró el proyecto se perforó un gran número de pozos, que si bien les permitió a los empresarios afinar la técnica, se produjo un daño ambiental que seguramente hizo posible la política ambiental actual, pero el enfoque para este proyecto era técnico y económico fundamentalmente.
La creación de entidades propias para la técnica de recuperación del shale gas, lo que benefició la implementación de nuevas técnicas y su financiación y por lo tanto un aumento en el mercado energético mundial.
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Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act (1980) (Superfund)
Crea un fondo federal para la remediación de sitios con presencia de residuos altamente contaminantes así como reparación de daños por accidentes y derrames de líquidos peligrosos
La EPA obtiene la capacidad para convocar a las partes responsables por los vertimientos y asegurar su cooperación en la remediación. La EPA se encarga de remediar los sitios cuando los responsables no pueden ser identificados o no pueden intervenir. La EPA se encarga de recuperar de responsables los recursos invertidos
Emergency Pretende ayudar a las comunidades a Aunque se han incluido nuevasPlanning and realizar planes de contingencia frente a clasificaciones industriales deCommunity Right- emergencias que involucren derrames productos a esta ley, hasta el añoTo-Know Act. 1986 de substancias peligrosas. 2014 la industria de gas y petróleo no
La ley exige a las autoridades federales, ha sido añadida a la lista por lo tantoestatales, locales y tribales informar al está exenta de la sección 313 de estapúblico sobre productos y agentes químicos tóxicos usados y almacenados en instalaciones y si son liberados en el ambiente.
ley.
Oil Pollution Act of La ley de contaminación por En este documento se establecen las1990 hidrocarburos (OPA) de 1.990 limitaciones y responsabilidades por
racionalizó y fortalecó la capacidad de daños que sean resultado de lala EPA para prevenir y responder a los contaminación por hidrocarburos, elderrames de petróleo catastróficos. Un establecimiento de un fondo para elfondo fiduciario financiado por un pago de la indemnización por talesimpuesto sobre el petróleo está daños, y para otros fines. Lo que esdisponible para limpiar derrames importante para la creación de unacuando la parte responsable es incapaz o no está dispuesta a hacerlo. La OPA requiere instalaciones de almacenamiento de petróleo y buques a someterse a los planes del gobierno federal que detallan cómo van a responder a grandes vertidos. La EPA ha publicado las regulaciones para las instalaciones de almacenamiento de superficie; la guardia costera ha hecho durante los petroleros. La OPA también requiere el desarrollo de planes de contingencia de la zona para preparar y planificar la respuesta a un derrame de petróleo a una escala regional.
política firme para el sector.
Safe Drinking Respuesta a una ineficiente Incremento de nuevos estándares que Consigue el apoyo de distintos gruposWater Act acción para el cumplimiento de incluía 83 nuevos contaminantes y de interés como la industria, el
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Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
Amendment s. 1316. 1996
la ley de 1974 especifica nuevas tecnologías, estándares de filtrado y desinfección, limita el uso de materiales con base en plomo para tuberías y programas para proteger las aguas subterráneas y fortalece los mecanismos de control
gobierno, los estados y gobiernos locales al igual que de grupos de apoyo de salud público y medio ambiente. Creación del fondo estatal de agua potable. (US 1 billón por año) para cumplir los objetivos.
Energy Policy Act. 2005
Regula la producción de energía en los Estados Unidos incluyendo: eficiencia energética, energías renovables, gas y petróleo, carbón, energías tradicionales, asuntos nucleares y de seguridad, combustibles y vehículos, etanol, hidrógeno, electricidad, incentivos fiscales a la energía, hidroeléctricas y energía geotermal, tecnología y cambio climático
EPA deja de ser la agencia reguladora del fracturamiento hidráulico en Estados Unidos. Excluye regulación de escorrentías de sitios de construcción y transferencia. En el 2006 la EPA exigió control de aguas de escorrentías si contenían petróleo o sus derivados.- exclusión de control de fluidos inyectados o de agentes apuntalantes (propping) para el fracturamiento hidráulico. Inclusión llamadaHalliburton Loophole
Es evidente el interés por la investigación en cuanto a las energías alternativas en las que se incluye las provenientes de los esquistos.Se observa como esta técnica se contempla dentro de un plan de seguridad energética y energías renovables.
proteger a los consumidores; aumentar la eficiencia de los productos, edificios y vehículos; promover la investigación sobre e implementar opciones de captura y almacenamiento de gases de efecto invernadero; mejorar la eficiencia energética del gobierno federal; y aumentar la seguridad energética, el desarrollo de la producción de combustibles renovables y mejorar la economía de combustible del vehículo.EISA refuerza los objetivos de reducción de energía para las agencias federales pusieron establece en la orden ejecutiva 13423, así como introduce requisitos más exigentes.
EnergyIndependence and Security Act (ley de independencia y seguridad energética)
Ley pública 110-140 (2007) Firmado el 19 de diciembre de 2007 por el presidente Bush, la ley de independencia energética y seguridad de 2007 (EISA) tiene como objetivos: Mover los Estados Unidos hacia una mayor independencia y seguridad energética; aumentar la producción de combustibles renovables limpias;
No se establece una norma específica para la fractura hidráulica, simplemente esta se contempla dentro de los procesos habituales de la industria petrolera.
133
Contexto Documento Comentarios Alcances Limitaciones Aportes a la propuesta
The Fracturing Responsibility and Awareness Chemicals Bill(2011)
La industria de gas y petróleo ha sido renuente a revelar el contenido de los químicos usados en el fracturamiento hidráulico. La ley de política energética de 2005 los exime de este requerimiento
Es una propuesta legislativa en estudio que pretende regular al nivel federal la actividad del fracturamiento hidráulico dentro del Safe Drinking Water Act. Esta propuesta exigiría a la industria de energía revelar el nombre de los aditivos químicos usados en el fluido para el fracturamiento hidráulico. La regulación se extenderá del gobierno federal a los estados.
La industria del gas se ha opuesto a la aprobación de esta propuesta.La aplicación requerirá grandes inversiones del gobierno federal y de los estados
De ser aprobada, derogará la exención a empresas a reportar uso de químicos. Esta ley exigirá a la EPA crear reportes, inspección y monitoreo de proyectos de fracturamiento hidráulico.La evaluación de impactos ambientales será un requisito de los proyectos
Blueprint for a Secure Energy Future (2011)
La administración Obama aumentó progresivamente los subsidios a la energía, a través de impuestos y garantías de préstamo, así como financiamiento en investigación y desarrollo (EIA, 2015) citado por (Buistillo, i., Artecona, r., Makhoul, i., Perroti, 2015)
Interagency Memorando presidencial enQuadrennial Energy enero del 2014.Review (QER) del DOE
Identificar las medidas que se pueden tomar para la reducción del impacto ambiental y mejorar la seguridad de la producción de gas de esquisto.Un presupuesto de $ 45 millones para las entidades de investigación y desarrollo.DOE está desarrollando nuevas normas para garantizar la divulgación pública de los productos químicos utilizados en las operaciones de fracturamiento hidráulico en tierras públicas, y la EPA está tomando medidas para hacer frente a las preocupaciones sobre los posibles impactos a los recursos de agua y aire. Vinculación al mercado laboral de 600.000 empleados.Programa técnico que sirva de apoyo para los países asociados interesados en estas nuevas técnicas para no convencionales, entre estos se encuentra Colombia.Su objetivo es incentivar la creación de nuevos programas de investigación para el sector energético, así como elaboración de políticas que apoyen dichos programas
Esta iniciativa muestra el interés de EE.UU. por apoyar a los países interesados en incursionar en esta nueva técnica. Además de evidenciar el fomento por la investigación y desarrollo de nuevas técnicas que ayuden a mejorar los impactos asociados al fracturamiento hidráulico.
Es un claro de ejemplo que para implementar una técnica hay que hacer cambios, mejoras y nuevas leyes y políticas que favorezcan investigaciones y nuevas tecnologías
Fuente: Elaboración propia a partir de los documentos consultados.
134
A n e x o 4 . T a b la d e e v a lu a c ió n p a r a p ro c e s o s té c n ic o s y o p e r a t iv o s d e l F r a c tu r a m ie n to
H id rá u lic o
Selección y preparación del sitio D isposición de gas residual1. Reglas de distancia en tre pozos2. Requerim ientos de construcción de instalaciones
18. Regulación de venteo19. Regulación de quem ado
3. Distancias mínimas a cuerpos de agua Producción
4. Pruebas de agua previas a la perforación
20. Regalías
Perforación Cierre y abandono5. Distancias de casing y cem entado 21. Tiempo límite de pozo inactivo6. Tipos de cemento
7. Reglamento de circulación del
22. Tiempo límite de abandono tem poral
cem ento en la cañería superficial Otros
8. Reglamento de circulación de cem ento en las cañerías interm edias
23. Requerimientos para el reporte de accidentes
9. Reglamento de circulación en la cañería de producción
24. Prohibiciones y m oratorias estatales y locales
Fracturam iento hidráulico
10. Límites para uso de agua
25. Número de agencias reguladoras
11. Requerimiento de información sobre com ponentes de fluidos Almacenamiento y disposición de aguas residuales12. Opciones de alm acenam iento de fluidos13. M árgenes de llenado de depósitos14. Requerim ientos de revestim iento de piscinas15. Regulación de inyección de fluidos16. Opciones de disposición de fluidos17. Regulación de transporte de aguas residuales
Fuente: tomado de Richardson et al., (2013)
135
A n e x o 5 : R e g la s d e O r o p a r a e l F r a c tu r a m ie n to H id rá u l ic o
Mide, divulga y comprométete• Consolida un compromiso con las comunidades locales, residentes y demás partes
interesadas, en cada fase de un proyecto, empezando antes de la exploración; brinda oportunidades suficientes para emitir comentarios sobre los planes, las operaciones y el desempeño; escucha las preocupaciones y responde adecuadamente y con prontitud.
• Establece líneas base para los principales indicadores ambientales, como calidad del agua subterránea, antes de comenzar las actividades, y monitoriza las operaciones de manera continua.
• Mide y divulga datos operativos sobre el uso del agua, volúmenes y características de aguas residuales y sobre emisiones a la atmósfera de metano y otros gases, junto con la publicación completa y obligatoria de aditivos para fluidos de fractura y volúmenes empleados.
• Minimiza la interrupción durante las operaciones, teniendo una visión amplia de las responsabilidades sociales y medioambientales, asegurándose que los beneficios económicos sean también percibidos por las comunidades locales.
Ten cuidado dónde perforas
• Elige bien los sitios para minimizar los impactos en las comunidades locales, patrimonio, uso de tierra, medios de vida de los individuos y el medioambiente.
• Estudia apropiadamente la geología de la zona para tomar decisiones inteligentes acerca de dónde perforar y dónde llevar a cabo la fractura hidráulica: evalúa el riesgo de terremotos asociados a las fallas profundas u otras características geológicas o aquellos riesgos asociados a que los fluidos pasen a través de estratos geológicos.
• Monitoriza para asegurarse que las fracturas hidráulicas no se extiendan más allá de las formaciones para la producción de gas.
Aísla los pozos y evita fugas
• Establece reglas sólidas para el diseño, construcción, cimentación y pruebas de integridad del pozo, como parte de una norma general de actuación, de manera que las incidencias en las formaciones de gas deben estar completamente aisladas de otros estratos penetrados por el pozo, particularmente acuíferos de agua dulce.
• Considera límites apropiados de profundidad mínima en la fractura hidráulica para fortalecer la confianza del público en el sentido que dicha operación sólo se llevará a cabo lejos del nivel freático.
• Lleva a cabo medidas para prevenir y contener los derrames y fugas en la superficie de los pozos, y garantiza que todos los residuos líquidos y sólidos se desechen apropiadamente.
Usa el agua de manera responsable• Reduce el uso de agua dulce mediante la mejora en la eficiencia operativa; reúsala o
recíclala siempre que sea posible para reducir la carga sobre los recursos hídricos locales.
136
• Almacena y disponga de manera segura las aguas residuales generadas.• Minimiza el uso de aditivos químicos y promover el desarrollo y uso de alternativas más
amigables con el medio ambiente.
Elimina el venteo, minimiza la quema y otras emisiones
• Establece el objetivo de venteo cero y quema mínima de gas natural durante la terminación del pozo y tratar de reducir las emisiones fugitivas y venteo de gases de efecto invernadero durante toda la vida productiva de un pozo.
• Minimiza la contaminación del aire generada por los vehículos, maquinaria de perforación, motores de bombeo y compresores.
Piensa en grande• Busca oportunidades para lograr economías de escala y desarrollo coordinado de la
infraestructura local, para reducir el impacto ambiental.• Toma en cuenta el impacto acumulado y efectos regionales en el medio ambiente de
múltiples actividades de perforación, producción y distribución, en particular el uso y disponibilidad del agua, uso del suelo, calidad del aire, tráfico y ruido.
Garantiza una actuación consistente y de alto nivel en materia medioambiental• Asegura que el nivel estimado de la producción de gas no convencional sea acorde al
respaldo político y recursos necesarios para establecer una regulación sólida, personal suficiente que permita su cumplimiento, e información pública y confiable.
• Encuentra un equilibrio apropiado para la formulación de políticas públicas entre la regulación normativa y la basada en resultados, con el fin de garantizar altos estándares de operación al tiempo que se promueve la innovación y la mejora tecnológica.
• Asegura que los planes de acción durante emergencias sean robustos y correspondan a la escala de riesgo.
• Busca la mejora continua de las normas y prácticas operativas.• Reconoce la necesidad de evaluaciones y verificaciones independientes sobre el
cumplimiento en materia medioambiental.
Fuente: Tomado de Golden Rules for a Golden Age of Gas (Iea, 2012)
