UNIVERSIDAD DE MAGALLANES Facultad de Ciencias

Escuela de Ciencia y Tecnología en Recursos Agrícolas y Acuícolas

“Impactos Ambientales y su Repercusión en el Repoblamiento

Vegetacional Natural en terrenos perturbados por la construcción de ductos para el desarrollo de la Actividad Petrolera y gasífera en

la Región de Magallanes.”

Caso: Gasoducto Pequet - Esperanza. (ENAP)

Trabajo de Titulación presentado como requisito para optar al título de

Ingeniero Ejecución Forestal.

Profesor Guía: Yanko Cariceo Y.

Autor: Patricio Jofré A.

Punta Arenas – Chile 2011

DEDICATORIA.

A Dios. Por permitirme llegar hasta hoy y haber logrado una etapa más de mi vida, gracias por estar conmigo en todo momento y por haberme dado la familia que tengo. A mi Madre, Silvia Alvarado Yáñez. Por su amor, por el apoyo incondicional a lo largo de mi carrera y el aliento para seguir adelante, gracias madre por tu enseñanza de luchar por lo que queremos a pesar de los sacrificios. A mi Padre Sergio Jofré González, (QEPD). Gracias padre por hacer de mí un profesional y cuidarme desde lo más lejos para que me siga superando día a día, Que Dios me los bendiga siempre. A mis hermanos. Sergio, Carlos y Nelson, que se encuentran lejos y a mis sobrinos que Dios los proteja siempre.

AGRADECIMIENTOS.

A la Universidad de Magallanes, (UMAG), por darme la oportunidad de realizar mis estudios de ingeniería Forestal en esta gran institución, la que me ha cobijado en todo mi desarrollo educativo superior, y por el apoyo brindado al proyecto de tesis titulado: “Repoblamiento Vegetacional Natural en terrenos perturbados por la construcción de ductos para el desarrollo de la Actividad Petrolera y gasífera en la Región de Magallanes.”.

A todos y cada uno de los profesores de la Universidad, por transmitirme sus conocimientos y darme las herramientas necesarias de la forma profesional que los caracterizo y darme la oportunidad de llegar a ser mucho más competitivo en el ámbito laboral, Gracias por brindarme su amistad.

RESUMEN.

La presente tesis consiste en una revisión bibliográfica para determinar cobertura vegetacional, comunidades vegetacionales y cobertura vegetacional de estas comunidades para el caso Gasoducto Pequet Esperanza, para esto nos basamos en un único estudio presentado por la Empresa Nacional del Petróleo, el cual hace el seguimiento antes y después de la construcción de dicho Gasoducto. La metodología empleada en el estudio pasa a formar parte de nuestro marco teórico, para así, posteriormente analizar y discutir los resultados obtenidos. Los resultados de dicho estudio fueron los siguientes: la cobertura vegetal promedio fue de 82%. Las comunidades vegetacionales presentes son: 1) coironal de Festuca gracillima, 2) murtillar de Empetrum rubrum, 3) matorral de Chiliotrichum diffusum, 4) vegas, 5) praderas antrópicas y 6) Bosque deciduo de Nothofagus antártica.

La comunidad vegetal que predomina es el coironal con una cobertura de 29,4%. Le sigue en importancia pradera antrópica con un 28,8% y romerillo con un 26,7%. Con menor predominio aparecen murtillares con un 6,8% y vegas con un 4,7%. La fracción restante consiste en bosquetes ralos y pequeños retazos de ñirre achaparrado (2,0%).

En términos generales, estos porcentajes debieran ser suficientemente buenos para permitir el repoblamiento natural luego de la perturbación de los terrenos para la construcción de ductos, esto siempre y cuando posterior a la construcción, no exista presencia de actividad ganadera, de otra manera se debieran tomar algunas medidas de mitigación, tales como mover los animales de las zonas a intervenir o excluir dichas zonas o intervenir los terrenos en épocas en que se encuentren libre de la presencia de animales.

ABSTRACT.

This thesis is a literature review to determine vegetation coverage, vegetation communities and vegetation coverage in these communities for the pipeline case Pequet Hope, for this we rely on a single study by the National Oil Company, which makes follow-up before and after the construction of the pipeline. The methodology used in the study becomes part of our theoretical framework in order to later analyze and discuss the results. The results of this study were: average vegetation cover was 82%. Vegetation communities present are: 1) coironales of Festuca gracillima, 2) murtillar of Empetrum rubrum, 3) diffusum Chiliotrichum scrub, 4) vegas 5) anthropogenic prairies and 6) Antarctic Nothofagus deciduous forest. The plant community is dominated coironales with a coverage of 29.4%. The next most important anthropogenic meadow with a rosemary with 28.8% and 26.7%. Less dominance displayed murtillares with vegas 6.8% and a 4.7%. The remaining fraction consists of sparse woods and small patches of scrub ñirre (2.0%). Overall, these percentages should be good enough to allow natural restocking after the disturbance of land for the construction of pipelines, that is, if post-construction, there is no presence of livestock, otherwise it should take some mitigation measures such as moving the animals from the areas to intervene or to exclude those land areas or intervene in times that are free of the presence of animals.

INDICE GENERAL.

1. INTRODUCCION. 1

2. OBJETIVO GENERAL. 4

2.1 Objetivos específicos. 4

3. MARCO TEORICO. 5

3.1 Petróleo y Gas en el mundo. 5

3.2 Petróleo y Gas en Latinoamérica. 6

3.3 El gas. 9 3.4 Oleoductos y gasoductos. 12

3.5 Petróleo y Gas en Chile. 15 3.5.1 Actividades Upstream. 17 3.5.2 Actividades Downstream: Refinación, Almacenamiento

y Transporte. 25 3.5.3 Actividades Downstream: Distribución de Combustibles

Líquidos 26 3.5.4 Relaciones Patrimoniales de la Industria. 27 3.6 Petróleo y Gas en la Región de Magallanes. 29

3.6.1 Líder en gas natural ENAP. 29

3.6.2 Instalaciones Isla Tierra del Fuego y Continentes 29

3.6.2.1 Campamento Cerro Sombrero. 29

3.6.2.2 Planta Cullen. 30

3.6.2.3 Terminal Clarencia. 30

3.6.2.4 Campamento Posesión. 30

3.6.2.5 Planta Posesión. 30

3.7 Complejo Gregorio y Refinería Gregorio. 30

3.7.1 Terminal Gregorio. 30 3.8 Parque Industrial y Portuario Cabo Negro-Laredo. 31

3.8.1 Astillero de Bahía Laredo. 31 3.8.2 Terminal Cabo Negro. 31 3.8.3 Planta Cabo Negro. 32 3.8.4 Plantas de Methanex Chile. 32 3.8.5 Refinación y Plantas Petroquímicas 32 3.9 Impactos de la actividad petrolera 33 3.9.1 Exploración. 33 3.9.2 Equipo de perforación 34 3.9.3 Extracción . 34 3.9.4 Producción. 35 3.9.5 Impacto Ambiental. 36

4. METODOLOGIA. 37

5. IMPACTOS ASOCIADOS A LA ACTIVIDAD PETROLERA. 38

5.1 Prospección sísmica. 38 5.2 Perforación. 39 5.3 Plataformas. 40 5.4 Cementación del pozo. 41 5.5 Extracción. 41 5.6 Aguas salobres toxicas de yacimientos petroleros. 41 5.7 Gas asociado. 43 5.8 El petróleo crudo. 44 5.9 Oleoductos. 44 5.10 Carreteras. 45 5.11 Identificación y caracterización de los efectos ambientales. 45

6. DESARROLLO DEL CASO GASODUCTO PEQUET - ESPERANZA. (ENAP). 55

6.1 Descripción del Proyecto. 55

6.2 Coironal de estepa seca. 57

6.3 Vegas. 57

6.4 Suelos. 57

6.5 Vegetación. 57

6.6 Material y métodos del monitoreo efectuado por Enap 58

6.6.1 Medición de la cobertura. 59

6.7 Análisis de los resultados del estudio 60

6.7.1 Construcción. 60 6.7.2 Instalación del Ducto. 60 6.7.3 Descripción de la etapa de abandono. 61 6.8 Análisis de los resultados vegetacionales del estudio. 62 6.8.1 Unidades Vegetacionales presentes en el área de estudio antes de la

construcción del gasoducto Pecket-Esperanza: 62 6.8.2 Analisis de las Unidades vegetacionales presentes en el area de

Estudio de la construcción del gasoducto Pequet- Esperanza 62

6.8.2.1 Matorral de Chiliotrichum diffusum. 62 6.8.2.2 Coironal de Festuca gracillima. 63 6.8.2.3 Murtillar de Empetrum rubrum. 64 6.8.2.4 Vegas Hidrofiticas. 65 6.8.2.5 Vegetación Antrópica. 66 6.8.2.6 Bosque deciduo de Nothofagus antárctica. 67

7 Análisis de la diversidad de las unidades vegetacionales después de la construcción del gasoducto Pecket-esperanza. 69

7. DISCUSIÓN Y CONCLUSION. 71

8. LITERATURA CONSULTADA. 73

INDICE DE IMÁGENES.

Imagen 1, Red de ductos en la región de Magallanes. 17

Imagen 2, Ductos en la región de Magallanes. 17

Imagen 3, Bloques adjudicados en la Región de Magallanes. 19

Imagen 4, Esquema de refinación. 33

Imagen 5, Ubicación del área de estudio. 55

Imagen 6, Ubicación del trazado del gasoducto. 56

Imagen 7, Instalación de cañerías. 61

INDICE DE TABLAS.

Tabla 1. Contrato de Operaciones petroleras (COPs). 20 y 21 Tabla 2. Oferta de Petróleo Crudo en Chile. 24 Tabla 3. Transporte de Combustible por Oleoductos. 26 Tabla 4. Oleoductos. Propiedad, Producto y Capacidad. 28 Tabla 5. Matriz causa efecto 46 a 54

INDICE DE GRAFICOS.

Grafico 1a. Producción de Petróleo crudo Sipetrol por País. 22 Grafico 1b. Participación de la Producción de Petróleo por Bloque. 23

Grafico 2a. Producción, Consumo e Importaciones de Petróleo. 23

Grafico 2b. Consumo Total de Energéticos Primarios. 24

Grafico 3. Análisis del matorral de Chiliotrichum diffusum en el área de estudio. 63

Grafico 4. Análisis del coironal de Festuca gracillima en el área de estudio. 64

Grafico 5. Análisis del murtillar de Empetrum rubrum en el área de estudio. 65

Grafico 6. Análisis de vegas Hidrofiticas en el área de estudio. 66

Grafico 7. Análisis de vegetación antrópica en el área de estudio. 67

Grafico 8. Análisis de bosque deciduo de Nothofagus antártica en el área de estudio. 68

Grafico 9. Porcentaje de cobertura de las distintas especies vegetacionales presentes en el gasoducto Pecket Esperanza. 69

Grafico 10. Diversidad de especies presentes en distintas unidades del gasoducto Pecket Esperanza. 70

1

1. INTRODUCCION.

Desde la década del 50, específicamente el 29 de diciembre de 1945 y luego del descubrimiento del primer pozo de petróleo del país, en el sector de Springhill en Magallanes, ENAP explota los únicos yacimientos de hidrocarburos del país y proporciona servicios logísticos petroleros, gasíferos y portuarios a importantes clientes que operan en el rubro energético en la región austral. El hallazgo de petróleo en Springhill fue realizado por el equipo de exploradores encabezado por el ingeniero Eduardo Simian Gallet, y dio paso a nuevas perforaciones de pozos que resultaron productores. De esta forma, el equipo encabezado por Simian “Recomendó a la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) la creación de ENAP, para explotar comercialmente los yacimientos descubiertos en Magallanes”. En la década del 60 se construyeron las primeras instalaciones logísticas para el transporte, almacenamiento y distribución de combustibles y gases además de la terminal marítima de Gregorio, frente al Estrecho de Magallanes. Y en el año1980 se levantó la Refinería Gregorio que abastece de combustibles a la Región de Magallanes además exporta parte de su producción a las provincias australes de Argentina. (Martinic, 2004)

La empresa GEOPARK, fundada el año 2005, era la única empresa privada que operaba en Chile además de la compañía petrolera estatal y en 2006, se convirtió en la primera empresa privada en producir petróleo y gas en dicho país, opera 4 bloques petrolíferos (3 bloques en Argentina y 1 en Chile) que abarcan una extensión total superior a las 283.000 hectáreas, a los que se suman la infraestructura asociada, las instalaciones de producción.

Como resultado de una licitación internacional, el 30 de abril de 2008 el Gobierno de Chile adjudicó ocho bloques (porción de territorio) para la exploración de yacimientos de petróleo y gas natural, en la Región de Magallanes. ENAP fue una de las empresas precursoras de este proceso y además actúo como ente técnico para asesorar al Gobierno de Chile en el desarrollo del mismo. (Galetovic, 2008)

Los Bloques adjudicados y las empresas y/o consorcios que resultaron ganadores: fueron los siguientes: Bloque Tranquilo, IPR-Manas; Bloque Russfin, Apache; Bloque Brótula, Isla Magdalena y Porvenir, los tres adjudicados a Greymouth. En los tres bloques restantes las empresas ganadoras participan en asociación con ENAP con el 50%: Coirón (Pan American Energy), Caupolicán (Greymouth) y Lenga (Apache). En todos estos bloques licitados se proyecta potencialmente la construcción de una red de ductos para el traslado de los productos por explotar.

Durante el desarrollo de dichas actividades petroleras y gasíferas de exploración y explotación y con la construcción de ductos para el traslado de los productos encontrados, se han generado y/o generaran una serie de impactos ambientales sobre los recursos naturales en la región, más específicamente sobre los recursos suelo,

2

flora, fauna y en algunos casos sobre el recurso hídrico, por nombrar algunos. Sin embargo, desde el año 1994, fecha en la cual se publica la Ley de Bases del Medio Ambiente (Ley Nº 19.300) y en donde se crea la Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA), estas actividades han sido desarrolladas con una mejorada conciencia ambiental y según la normativa ambiental vigente. (Galetovic, 2008) Dados los compromisos voluntarios por parte de las empresas los cuales incorporan practicas agronómicas, hidrológicas, arqueológicas, etc. y la nueva normativa ambiental, es que nacen los instrumentos de gestión ambiental los que son, de carácter preventivo, que buscan dar cumplimiento a uno de los objetivos de la política ambiental del país orientada hacia la conciliación entre la estrategia de crecimiento económico y la debida protección del medio ambiente en el desarrollo de inversiones públicas y privadas. Se sustentan en “El derecho a vivir en un medio ambiente libre de contaminación, la protección del medio ambiente, la preservación de la naturaleza y la conservación del patrimonio ambiental”. (Ley 19300, Art Nº 1)

El paisaje vegetacional de la región está fuertemente influenciado por la distribución de las precipitaciones. Estas presentan grandes variaciones en sentido Este-Oeste, lo cual genera por lo tanto diferencias fácilmente apreciables. (Pisano, 1977).

En la zona cordillerana patagónica es posible encontrar una escasa vegetación debido a la presencia de nieves permanentes y glaciares cuyo límite inferior es de 1000 m de altura, acompañado por bajas temperaturas, vientos húmedos y fríos que impiden el desarrollo de una vegetación densa.

En la zona transandina oriental es posible encontrar un paisaje vegetacional de estepa fría subandina de hierbas y pastos duros como el coirón, debido principalmente a las condiciones de sequedad, precipitaciones entre 200 y 400 mm y temperaturas promedio de 6° C durante todo el año. (Sáez, 1995).

La magnitud de los impactos ambientales durante la etapa de construcción de ductos, están asociados fundamentalmente a la intervención sobre el componente vegetal y el suelo, por ende estas acciones están relacionadas con la apertura de la zanja y su posterior cierre o normalización. Estos impactos se asocian principalmente al tipo de suelo donde se ejecutan provocando una reducción de la calidad del área a intervenir lo que puede ir en desmedro de la mantención de actividades ganaderas y, adicionalmente, al inicio de procesos erosivos en los suelos intervenidos. El presente seminario y la recopilación de antecedentes, se basan principalmente en los impactos producidos por la actividad específica de construcción de ductos para el desarrollo de la actividad petrolera y gasífera, en cuanto a la regeneración vegetacional natural y la cobertura de crecimiento resultante en los distintos tipos de suelos intervenidos. Para ello desarrollaremos el caso específico "Gasoducto Pecket-Esperanza". Calificado ambientalmente mediante la resolución exenta RCA/148/2003 el día 28 de Julio del 2003. Construido en forma subterránea por la Enap y que abarca una extensión de 122 kilómetros de longitud, se han definido en el, tres unidades

3

vegetacionales básicas características: Coironal de Estepa Seca (dominado por Festuca gracillima), modificado a veces por la presencia subyacente de matorral rastrero duriherbáceo (Nardophyllum brioides y Baccharis magellanica) o matorral de romerillo (Chiliotrichium diffusum) y/o calafate (Berberis buxifolia); además se presentan áreas acotadas con formaciones arbóreas de especies nativas (Nothofagus sp.). Se encuentran también algunas áreas de vega. El desarrollo de este caso nos permitirá determinar principalmente la cobertura vegetacional de las especies nativas afectadas por la construcción de ductos y en forma secundaria el impacto de las actividades petroleras y gasíferas en la región, además de poder determinar cuáles son las comunidades vegetacionales afectadas para cada uno de los distintos tipos de suelo y así poder determinar también la cobertura vegetacional según comunidades vegetacionales asociadas a ellos.

El área de influencia del proyecto se ubica en un sitio de transición entre la provincia biótica de la Estepa Patagónica y el Bosque Deciduo, principalmente en la región fisiográfica de planicies orientales (Pisano, 1977). El suelo corresponde al de pradera (Sáez, 1995).

Antes de la construcción del ducto la cobertura vegetal promedio fue de 82% para el área de estudio, identificándose 6 comunidades a lo largo del área de interés. Se identificaron un total de 145 especies, las que representan el 16% de la flora regional. Se encontró sólo una especie con problemas de conservación, Protousnea magellanica, liquen que se encuentra tipificado como “Vulnerable”, citada para la XII Región según el “Libro Rojo de la Flora Terrestre de Chile” (Benoit 1989).

4

2. OBJETIVO GENERAL. Determinar la cobertura vegetacional natural de las especies nativas afectadas por la construcción de ductos.

2.1 Objetivos específicos.

• Identificar el impacto de las actividades petroleras y gasíferas en la región de Magallanes. (Ductos, caminos y planchadas.)

• Determinar las comunidades vegetacionales afectadas en los distintos proyectos de las actividades petroleras y gasíferas en la región de Magallanes.

• Determinar la cobertura vegetacional según comunidades vegetacionales para el caso del gasoducto Pequet – Esperanza.

• Análisis de los impactos ambientales del gasoducto Pequet – Esperanza.

5

3. MARCO TEORICO.

3.1 Petróleo y Gas en el mundo: Los sapientísimos hombres de ciencia han expresado su veredicto; las cuencas petroleras más ricas del mundo se empezaron a formar hace 65 millones de años. Por aquellos tiempos corrían por el planeta seres gigantescos que se multiplicaban sin control, algunos comían hierbas y los otros se comían a los primeros en una cadena trófica caótica que había escapado al control del creador, los llamados dinosaurios eran seres vivos que se desarrollaban fuera de todo orden y eran tantos y tan prolíficos que poblaban los mares, lo seco y los aires. La indagación científica ha reconstruido el escenario que acabó con casi todo lo vivo sobre el planeta, almacenando enormes masas de materia orgánica en burbujas subterráneas que originaron lo que ahora conocemos como petróleo.

En determinado momento un meteoro impacta en la tierra en la zona que hoy conocemos como el golfo de México, el agujero creado se ubica allí donde hoy en día está el complejo petrolero Cantarell y al momento del impacto, se formó un cráter de 160 a 240 kilómetros de diámetro. La fuerza del impacto, fracturo el lecho rocoso bajo el golfo desplazando las aguas sin control en gigantescos tsunamis en todas direcciones a la vez que el cráter se volvía a rellenar con las enormes masas de tierra removidas en la colisión. En esta cuenca se ha hallado petróleo y gas natural. El cráter, recibió enormes masas de materia orgánica como arboles, animales, peces, vegetación marina, bosques enteros envueltos en tierra y lodo de la corteza terrestre en una mezcla que sería la materia prima del petróleo. Los campos petroleros de Arabia Saudita y la zona del medio oriente, se pueden haber formado como resultado de fisuras, fracturas, grietas y fallas en la roca profunda como consecuencia del impacto del Chicxulub, absorbiendo hacia las profundidades la masa orgánica superficial del mismo modo que en el golfo de México. También se cree que la fuerza descomunal del choque removió depósitos de gas y materia orgánica almacenada en capas profundas, quedando atrapadas en la roca sedimentada más cerca de la superficie. (Delgado, 2002)

El petróleo es un compuesto químico complejo formado de partes sólidas, liquidas y gaseosas. Por una parte los hidrocarburos (carbono e hidrogeno) y pequeñas porciones de nitrógeno, azufre, oxigeno y algunos metales. Se lo halla en forma natural en depósitos de roca sedimentaria y solo en lugares donde hubo mar. Necesita para su formación la ausencia de aire, restos orgánicos como vegetación, animales y plancton marino, altas presiones, altas temperaturas y la acción bacteriana. Se localiza habitualmente en el lugar donde se generó, impregnando la roca sedimentaria en las llamadas bolsas de petróleo. En el mudo existen actualmente 33 grandes yacimientos petroleros de alta producción y 25 de ellos se encuentran en el Medio Oriente vale decir en un área inferior al 1 % de la superficie terrestre. (Delgado, 2002)

6

En 1901, en las afueras de Beaumont, USA, se encontró el mayor pozo petrolero hasta entonces conocido, a 250 metros de profundidad que producía 75.000 barriles por día. En 1908 George Reynolds perfora con éxito dos pozos en Persia. En 1910, Weetman Pearson perfora un pozo petrolero en México, en las cercanías de Tampico con una producción diaria de 110.000 barriles. En 1913 se perfora exitosamente el primer pozo productivo en Guanonoco, Venezuela y en 1921 se descubre el primer pozo de alta productividad en Los barrosos. En 1927, perforando a 500 metros de profundidad se halla el primer pozo en Irak. En 1932 se inician las perforaciones en el Golfo Pérsico descubriéndose petróleo en Bahrein, Arabia Saudita, Kuwait. El 29 de diciembre de 1945 se descubre el primer pozo de petróleo en Chile, En 1960, se crea en Bagdad, con sede en Viena la OPEP (Organización de países exportadores y productores de Petróleo) formada inicialmente por Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela.

De las reservas actuales del petróleo, 2/3 partes o el 65,3 % se encuentran en el Medio Oriente (Arabia Saudita 24,9 %, Irak 10,7 %, Emiratos Árabes Unidos 9,3 %, Kuwait 9,2 %, Irán 8.5 %) y solamente un 2, 9 % en Estados Unidos que es el país que más crudo consume en el mundo, más de un 30 % de la producción mundial pero, el Asia del pacifico esta también llegando a los mismos niveles, sumados alcanzan a un volumen de uso petrolero del 60 %. (Williams, 2004)

3.2 Petróleo y Gas en Latinoamérica: La historia petrolera en América Latina se inició a principios del siglo XX, cuando la Standar Oíl empezó a explotar los campos del Lago de Maracaibo en Venezuela. Esos campos siguen produciendo hasta el presente. Luego otros países fueron ingresando al grupo de productores de crudo. En esta región, las empresas petroleras, debido a su gran poder económico, han influido fuertemente en la política de los estados productores. Han influido en las legislaciones nacionales, en las regulaciones ambientales, en las tasas de explotación, etc. Desde mediados del siglo pasado, se inició una tendencia a la nacionalización del petróleo. El primer país en el mundo que nacionalizó su petróleo fue Argentina, seguida por otros países de América Latina como México y Brasil que luego se generalizó con la creación de la OPEP, en la que jugó un papel importante Venezuela. (Delgado, 2002) Hoy, todos los países latinoamericanos con recursos petroleros han entrado con diferentes tipos de contratos con empresas transnacionales, dejando ganancias mínimas para los estados. Desde la nacionalización del petróleo en 1938, sólo empresas extranjeras, especialmente PEMEX han explotado crudo en ese país. Pero en junio del 2000, el Presidente Fox ofreció a empresas extranjeras 7 bloques en la zona de Burgos, bajo la figura de contratos multiservicios. El primer bloque fue otorgado a Repsol YPF. Otras empresas que se beneficiaron son Petrobras, Teikoko de Japón, D&S Petroleum de México y Tecpetrol de Argentina. Los contratos para diversas actividades petroleras, eran realizados por diversas empresas de servicios, la mayoría de ellas extranjeras, pero nunca por más de 2 años. Una de las principales beneficiarias fue la norteamericana Schlumberger. Hoy, los contratos multiservicios otorgan a las petroleras privadas realizar todas las actividades tales como prospección sísmica, perforación, desarrollo, construcción de gasoductos. Las empresas se quejan sin embargo de que los bloques siguen perteneciendo al Estado,

7

por lo que las empresas operadoras no pueden incluir en el cálculo de sus reservas el crudo mexicano. (Williams, 2004) La crisis bancaria de los 90s y la creciente deuda externa obligó a Venezuela en 1996 a iniciar una apertura petrolera, obedeciendo a las imposiciones del Fondo Monetario Internacional. Con la apertura petrolera, varias empresas transnacionales han empezado a operar en la Amazonía, entre ellas ExxonMobil que firmó un Memorando de Entendimiento con Lagoven la empresa estatal venezolana, para producir 100.000 barriles de crudos pesados de entre 8 a 16 grados API. El Convenio será por 35 años. En la Faja del Orinoco firmó un convenio con ConocoPhillip, y un consorcio formado por Total-Statoil-Norsk Hidro, con Arco (hoy BP). Petróleos de Venezuela SA, (PdVSA) dio en concesión a ChevronTexaco y ConocoPhillip en un campo mar afuera en el Caribe llamado Plataforma Deltana. Otras empresas que han firmado contratos de riesgo con Lagoven son Veba, Nippon Oíl, Elf, Maxus (hoy Repsol YPF), Occidental, Inelectra y Amoco (hoy BP). Por otra parte, ha entregado la concesión para operar 20 campos marginales que contendrían unos 3.000 millones de barriles con las operadoras Perez Companc (hoy Petrobras), Total, Teikoku, BP y Shell. En el Delta del Río Amacuro, se han dado otras concesiones a las compañías Lousisiana Land and Exploration, Benton Oíl and Gas Co., Norcen Energy en 320.000 ha, con una producción Petróleo y gas en América Latina esperada de 160.000 barriles diarios, en el territorio de los indígenas Warao, con una población de 21.000 personas. (Williams, 2004) El Presidente Chávez ordenó una revisión de todos los contratos petroleros en agosto del 2003, para ganar términos más favorables para el estado, pero afirmó que los contratos con firmas extranjeras, especialmente las relacionadas con las exportaciones de Orimulsión se respetarán. Orimulsión es un combustible comercial que contiene 70% bitumen, 30% de agua y 2000 ppm de surfactante, lo que forma una emulsión que puede ser transportado por ductos. El próximo año PdVSA espera licitar campos para la exploración de gas en una zona de disputa con Colombia. En Perú, durante el Gobierno de Fujimori se otorgó muchas prebendas y exoneraciones tributarias, a través de normas como la Ley Orgánica de Hidrocarburos y la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada, estabilidad jurídica y tributaria; exoneración de impuestos a la importación de insumos, exoneraciones tributarias a la repatriación de utilidades; reducción del impuesto a la renta; privatización y liberalización del comercio de hidrocarburos; desregulación del mercado de consumo de combustibles; subasta de las empresas estatales, derogación de normativa de protección laboral, aumento de la superficie de concesiones para exploración y explotación; facilidades para la obtención de la propiedad de las tierras a través de la expropiación; facilidades para obtener derechos de servidumbre sobre las propiedades territoriales de terceros y para la utilización de recursos del medio y aguas; limitaciones y restricciones al establecimiento de nuevas áreas naturales protegidas; derogación de la prohibición constitucional de otorgar a extranjeros concesiones a 50 Km. de las fronteras. (Delgado, 2002)

8

Petroperú está ofreciendo 12 nuevos lotes a ser licitados. Cinco de los cuales se encuentran en las cuencas Marañón y Ucayali en la selva amazónica. Cinco más están en la zona de Talara en la plataforma continental y dos en la cuenca Trujillo, también en la costa. En mayo del 2003 el gobierno cambió el sistema de regalías, dando alas empresas dos opciones una que depende de la producción y otra de las ganancias. Al igual que en otros países donde el petróleo fue nacionalizado, hoy se han otorgado una gran cantidad de concesiones de petróleo y gas en Brasil. Aunque Petrobras es la empresa con mayor participación en la explotación de petróleo y gas, empresas con importantes intereses en Brasil son Shell, ChevronTexaco. En Colombia, en el gobierno de Álvaro Uribe ha desarrollado una política de privatización de sus recursos. Así, la empresa estatal de transmisión de gas Ecogas que pertenece al Ecopetrol, va a ser privatizado. En esa misma línea, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), de reciente creación está trabajando en un nuevo modelo de contratos para las inversiones petroleras, y se cree que los términos serán más favorables para las empresas privadas. Su director declaró que favorece los viejos modelos de concesiones en las que no había participación de la empresa estatal. (Delgado, 2002) La creación de la ANH significará una transformación de la estatal Ecopetrol, quien dejará de ser el ente encargado de negociar y supervisar los contratos petroleros con empresas privadas, responsabilidad que estará a cargo de ANH. La apertura petrolera en el Ecuador se inició a mediados de la década de 1980, siendo Occidental la primera empresa en firmar un contrato de servicios con el Ecuador para explotar el bloque 14 en territorios indígenas Kichwa y Reserva Biológica Limoncocha. Desde entonces, gran parte de la Amazonía ecuatoriana fue abierta a la inversión extranjera. Las empresas que operan en el país, al momento son: Petroecuador (empresa estatal, de donde proviene el 80% de la producción nacional), Encana (que opera desde mediados de los años 70), Occidental, Agip, Repsol --YPF, Petrobras, CGC Petrobras, cada una opera en uno o más bloques de 200.000 Ha. Algunos campos marginales han sido también entregados a la inversión privada: Tecpecuador, Petróleos Sudamericanos, Petrocol. Muchos de los nuevos campos tienen crudos pesados, por lo que las empresas que son explotadoras construyeron un controversial oleoducto de crudos pesados. Al momento el actual Gobierno planea licitar varios campos explotados por la empresa estatal. La presencia de CGC (de Argentina) en la comunidad de Sarayacu ha desencadenado una de las luchas más pertinaces en contra de la actividad petrolera en un territorio indígena del Ecuador. Esta comunidad ha sido militarizada varias veces, para doblegar la resistencia. (Delgado, 2002) El grueso de la explotación petrolera en Bolivia se concentra en la zona del Chaco, Tarija. La guerra del Chaco, entre Bolivia y Paraguay a mediados del siglo XX tuvo como causal estas reservas petroleras.

9

Hoy, luego de decenas de explotación petrolera, la zona de Los Monos, ubicada en la provincia Gran Chaco de Tarija, que durante muchos años fue un área de explotación petrolera, está abandonada y desde hace dos años, según informan los pobladores, la región está contaminada con substancias oleosas causando serios problemas para el consumo humano y animal. La quebrada de Los Monos se origina en las serranías del Aguaragüe y es un afluente del río Pilcomayo. Hay otras quebradas contaminadas, como es el caso de la quebrada Naranjo. El agua de estas quebradas contiene un alto contenido de aceite y de zinc. Las actividades petroleras se han expandido hacia otras regiones del país, donde empresas tales como Petrobrás y Repsol YPF juegan un papel importante en la extracción del crudo. (Mommer, 1982) En trabajos recientes hechos en el Golfo de México en exploraciones profundas, se estaría encontrando también importantes reservas de petróleo, con posibilidades de que este descubrimiento genere disputas con Estados Unidos. Una evaluación de Wood Mackenzie / Fugro Robertson estima que las reservas en aguas profundas de México pueden ser de 40 bn de petróleo, aunque el jefe de exploración y desarrollo de PENEX, Luis Ramírez dice que los estudios sísmicos revelan estructuras en aguas profundas de 45 bn. El añadió que se están preparando contratos de trabajo con empresas internacionales para tener acceso a la experiencia que se necesita en la explotación en estas condiciones. El campo Cantarell, donde se encuentra las dos terceras partes de las reservas de gas en México., con una extracción diaria de 3,4 millones de barriles. Se espera que este campo empiece a declinar desde el 2006 son una taza de decrecimiento del 14% al año. (Mommer, 1982)

3.3 El gas: El gas natural es vendido por muchos como una forma de combustible fósil no contaminante y que no produce gases de efecto invernadero XXI. Sin embargo, aunque su quema genera menos CO2 que el petróleo, las técnica de extracción y prospección son muy similares a las que genera el petróleo, y por lo mismo produce los mismos impactos sociales y ambientales. El accidente ocurrido en la planta de gas natural licuificado (LNG) en Skikda en Argelia el 19 de enero del 2004, donde se produjo un incendio que dejó como saldo la muerte de 23 trabajadores y 74 heridos, y donde se destruyeron 3 de las 6 plantas de trenes de licuefacción pone en manifiesto la peligrosidad de esta industria. Otro riesgo de esta industria son los accidentes a partir de los gasoductos.

Las fronteras nacionales tienden a desaparecer en el sector de gas natural, debido a la interconexión de gas entre países a través de gasoductos. Un impacto adicional es que el gas no es tan fácil de transportar que el crudo, por lo que se hace una distribución de puerta a puerta, es decir desde la fuente hasta el consumidor vía gasoductos, impactando todas las zonas y las poblaciones por las que atraviesa el gasoducto. (Williams, 2004)

10

En América Latina ha habido una intervención del Estado, en el transporte y la distribución del gas natural, y ha sido tratado como un servicio público. Los Estados establecieron reglas estrictas a las empresas privadas, y asignaron la gestión de las redes a empresas públicas. Los Estados han tomado históricamente dos formas de esquema institucional: • El control público bajo la tutela de un ministerio. • La concesión del servicio a una empresa pública, privada o mixta, bajo la vigilancia de una agencia reguladora designada para tal efecto. En ambos casos se definen mecanismos de fijación de precios, a fin de evitar que la empresa en esa situación obtenga ganancias excesivas (tarifación a costo marginal y a costo promedio, tasa de retorno, límite de precios, etc.). Sin embargo, en los últimos años se han dado todo un proceso de reforma en la industria de gas natural, desde mediados de la década de los años setenta. (Mommer, 1982) La reforma ha comprendido tres procesos no necesariamente ligados: • La desregulación de actividades, es decir, la apertura a nuevos actores y la competencia entre ellos. • La desintegración estructural, que significa la separación de los segmentos de la cadena. • La privatización. A partir de ese proceso de reforma, han surgido nuevas formas de organización industrial y nuevos mercados cada vez más complejos. En este sentido, la aparición de dos nuevos mercados ha transformado la forma como opera dicha industria: • Uno relacionado con el gas natural (la mercancía). • Otro con el servicio de transporte de dicho gas a través de una red de ductos (la entrega). Los cambios en la estructura de la industria de gas natural incluyen el alejamiento del concepto de empresa de servicio público y la introducción de la competencia en los mercados. Los dos elementos clave en esta tendencia son la separación de las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización en unidades de negocio dentro de una misma empresa o en varias empresas, así como la provisión de derechos de acceso a terceros en los sistemas de transporte y distribución. Hasta la fecha Venezuela está ubicada en el octavo lugar entre los países del mundo con mayores reservas de gas natural, y el primero en América Latina. Las principales reservas están en Rusia, Irán y Qatar. (Mommer, 1982) En el caso venezolano, los recursos de este hidrocarburo --los asociados y no asociados a la producción petrolera-- suman aproximadamente 227 billones de pies cúbicos. En el mar transfronterizo de Venezuela y Trinidad, en la llamada plataforma Deltana, existen importantes reservas de gas natural. Como ocurre en otros estados

11

insulares, Venezuela planea transformarlo en gas natural licuado en Trinidad. Trinidad y Tobago constituyen el 5to. País en importancia a nivel mundial para la empresa BP en materia de gas licuado de petróleo. El gas en Bolivia ha desatado una serie de conflictos, como el abandono del poder del presidente Gonzalo Sánchez de Lozada, luego de una sangrienta ola de manifestaciones y protestas por sus intenciones de exportarlo a México y a Estados Unidos a través de una salida al mar por Chile, regalías para Bolivia de un 18%. Este proyecto es propuesto por Repsol, y BG. Las manifestaciones por la nacionalización del gas continúan. Adicionalmente, Bolivia exporta gas a Brasil y se está planeando la construcción de un gasoducto para exportar gas a Argentina. Paradójicamente, Argentina exporta gas a Chile. (Mommer, 1982) El caso del gas de Camisea en Perú, es menos conocido, pero no por ello deja de ser importante. Las reservas de gas de Camisea se encuentran en el territorio de varios pueblos indígenas algunos de ellos en aislamiento voluntario, y que han sufrido impactos muy graves por la presencia de empresas petroleras. Este proyecto ubicado en la frágil selva peruana, ha sido parcialmente afectado por las acciones de algunas organizaciones ambientalistas quienes consiguieron que Import – Export Bank negara un financiamiento de US$ 214 millones. A pesar de ello el BID aprobó un préstamo de US$ 135 millones para un segmento del transporte. El propósito del proyecto es vender 400 millones pcd de gas (2,7 millones ton/años de GNL a Tractebel Electricity & Gas International a partir de fines de 2007. El proyecto incluye la construcción de una planta de licuefacción en Pampa Melchorita a 169 Km. del sur de Lima, cercano al Parque Nacional Pacaras. Tractebel enviará el GNL desde la planta y lo re gasificará en México, y de ahí exportar a Estados Unidos. (Delgado, 2002) En Brasil, Petrobras hizo un descubrimiento importante de gas en el campo Santos (así como crudo liviano en el estado de Espírito Santo). Los descubrimientos más importantes de gas han tenido lugar en mares profundos (entre mil y dos mil metros). Sólo en el 2003 se hicieron 27 nuevos descubrimientos y en el 2004, ocho. Se dice que este descubrimiento de gas hará al Brasil menos dependiente del gas de Bolivia. Otro campo en Brasil es el Urucú, que tiene reservas de millones de m3 d/día de gas, por 44 años, enclavado en la Amazonía Brasileña. Desde hace varios años Petrobras planea construir un gasoducto de varios Km de extensión, para generar electricidad en Porto Velho, objetivo que ha sido frustrado gracias a la resistencia de la sociedad civil organizada de los Estados de Amazonas y Rondonia. El gasoducto Urucú - Porto Velho, afectará a 13 pueblos indígenas y 10 áreas indígenas, entre ellos los Palmari, Apuriná, Katukina, Juma, Cunirá Takutina, y el pueblo no contactado Aislados do Jacareúba. En muchos casos los territorios indígenas aun no son demarcados. (Delgado, 2002)

12

3.4 Oleoductos y gasoductos: Con la promoción del transporte de gas y petróleo se hace por largos ductos. Muchos más largos son los gasoductos pues en muchos casos el gas es usado para la generación de electricidad en el propio país de origen del gas, o en países vecinos. Debido a su longitud, los oleoductos y gasoductos atraviesan bastas zonas, incluyendo áreas pobladas tanto urbanas y rurales, áreas protegidas, ecosistemas frágiles, etc. En América del Sur se están construyendo una serie de gasoductos que salen de los yacimientos hasta llegar directamente a las lugares donde van a ser utilizados. En otros casos, cruzan las fronteras de uno o más países. En ambos casos, se producen impactos ambientales y sociales graves. Uno de ellos podría ser el gasoducto binacional Colombia-Venezuela, en el que van a participar compañías como ChevronTexaco por parte de Colombia y PdVSA (Petróleos de Venezuela, SA). El gasoducto tendrá unos 200 kilómetros y unirá a Ballenas con el Lago de Maracaibo y el gas colombiano servirá, en una primera etapa, a la parte occidental del vecino país. (Kielmes, 2004) Colombia planea convertirse en un mercado exportador energético hacia Venezuela y con los países del área. En este orden de ideas se buscará poner en marcha un paquete de proyectos, entre los cuales se cuenta la construcción de un gasoducto que conectará el campo de Ballenas en la Alta Guajira con Maracaibo (Venezuela), con una inversión tentativa de 200 millones de dólares. Para cristalizar este proyecto los mandatarios de ambos países firmarán un memorado de entendimiento que permitirá que a corto plazo se defina, a través de un estudio, el valor real de la obra, las condiciones de venta del gas, quién o quiénes asumirían las obras que podrían tardar entre seis y ocho meses. Este gasoducto puede ser del orden de 200 millones de dólares. La meta es adelantar conversaciones previas con el gobierno de Panamá para llevar el gas hacia esa Nación y posteriormente extender la red hacia Centroamérica y México. (Kielmes, 2004) PdVSA anunció que Venezuela podría recibir a través de un gasoducto unos 200 millones de pies cúbicos por día de gas natural desde el 2005, por un período mínimo de siete años. Venezuela es el quinto exportador mundial de crudo y tiene las octavas mayores reservas de gas en el planeta. Sin embargo, como se ha visto forzada a cerrar pozos para cumplir con su cuota de producción de la OPEP está sufriendo de una escasez de suministros de gas asociado a los pozos de petróleo. El gobierno anunció en mayo que inició la construcción de un gasoducto que conectará el oriente con el occidente del país y que permitirá cubrir una escasez de gas en la región petrolera del Lago de Maracaibo. (Kielmes, 2004) De otra parte, se abre la posibilidad de un acuerdo con el vecino país, para transmitir energía eléctrica con lo cual también se firmará un memorando de entendimiento

13

para buscar la exportación de energía hacia ese país y llevarla a Panamá y naciones centroamericanas. A su vez, Venezuela reforzará su cooperación petrolera con Panamá mediante proyectos como un gasoducto y del suministro con facilidades dentro del Pacto de San José. Ya se están dados los primeros pasos del gasoducto. El gasoducto hasta Panamá sería de una extensión tal que conectará a Colombia y Venezuela. Uribe, en visitas que hizo a Panamá los pasados 15 de agosto y 1 de septiembre, expresó su respaldo a la ampliación del gasoducto hasta Panamá e incluso al resto de Centroamérica, en cumplimiento del pacto de San José. El Pacto de San José fue suscrito en 1980 y su más reciente renovación fue el 3 de agosto pasado. Los países miembros son Barbados, Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana, que reciben 160.000 barriles diarios de petróleo suministrado a partes iguales por México y Venezuela. (Kielmes, 2004) Bolivia se ha convertido en un centro del que emanan gasoductos hacia sus países vecinos. Dos gasoductos han sido planificados para llevar gas desde Bolivia a Brasil. El primero fue construido a pesar de la gran oposición en contra del mismo. Apenas este fue inaugurado, la desaparecida transnacional ENRON exigió la autorización legal para instalar un nuevo gasoducto que, derivado del anterior, conectando en la localidad de Reboré, llegaría hasta la ciudad de Cuiabá, capital del Estado de Mato Grosso del Sur, en Brasil, cruzando zonas ecológicamente muy sensibles. Finalmente ambos ductos fueron construidos, convirtiendo a Bolivia, en el motor energético de Brasil. Por otro lado, Bolivia y Argentina planean construir un gasoducto en el marco de la Cumbre del MERCOSUR. Este gasoducto que cruzará el noreste argentino, servirá para distribuir gas boliviano y argentino en esa zona. El proyecto está siendo desarrollado por la empresa Techint, que pretendería comprar reservas de Repsol, en Bolivia. (Delgado, 2002) La intención de impulsar la construcción del gasoducto está enmarcada en una declaración conjunta ente los gobiernos de Bolivia y Argentina que decide "reafirmar el interés de ambas partes en la promoción del desarrollo de infraestructura de conexión de sus sistemas energéticos y gasíferos, fortaleciendo la integración regional que pone a Argentina y Bolivia como principales abastecedores de energía en la parte sur del continente". En tercer punto, la declaración se refiere al proyecto de Techint. "Considerando el interés puesto de manifiesto por Argentina a partir del denominado Acuerdo Federal para el Lanzamiento del Gasoducto del Noreste Argentino, suscrito en Buenos Aires el 24 de noviembre de 2003, ambas partes consideran oportuno analizar y apoyar en forma conjunta el proyecto".

14

Esta misma empresa ya construyó gasoductos en el norte argentino, llevando gas desde Argentina a Chile. Varias denuncias se han levantado en torno a la construcción de este ducto, incluyendo la generación de un incendio que tuvo lugar poco tiempo después de inaugurado el ducto. El incendio tuvo focos en tres parajes de la provincia de Salta, en la selva de Yungas, cruzada por el gasoducto Norandino, construido por una empresa belga y una argentina para suministrar energía al norte de Chile. Los ductos se quebraron por las fuertes lluvias y hubo fugas de gas que encendieron el fuego. (Delgado, 2002) Techint es la constructora del gasoducto de Camisea en Perú, y el oleoducto de crudos pesados en el Ecuador, frente a los cuales se han desatado protestas a nivel de las poblaciones locales, por la violación a los derechos humanos que estas obras han desencadenado. En el caso del oleoducto de crudos pesados en Ecuador, empleados de Techint rompieron el viejo oleoducto que corre paralelo al mismo, contaminando las fuentes de agua que surten a la población de Quito, la capital del Ecuador. En Perú, el transporte de gas será desde Camisea hasta Lima y Callao, mediante dos Gasoductos: Uno para gas natural, de 714 kilómetros; y otro para gas natural líquido, de 540 kilómetros. La empresa Techint ha instalado su campamento de 2 Ha. en la comunidad indígena Chokoari, la que además será afectada por 15 Km. de construcción del gasoducto, dentro de sus bosques comunales. Gran parte de los bosques comunales de esta comunidad están en el Bloque 88. Esta comunidad ha sido muy afectada por la presencia de los trabajadores petroleros, y se reportaron casos de violencia y prostitución. (Kielmes, 2004) Por otro lado, Paraguay y Bolivia deciden la construcción de un gasoducto, que a más de acordar la compra y venta de gas natural, así como la construcción energética en forma rápida de un gasoducto, incluye la conclusión de un Corredor Bioceánico. Paraguay y Bolivia están firmemente decididos a comprar y vender gas natural. Para ello, ambos gobiernos han tomado la decisión de avanzar en las negociaciones para la construcción de un gasoducto. En la región Centroamericana no hay producción de gas natural a la altura de las necesidades y no se espera que ésta se desarrolle en la próxima década; en consecuencia, el suministro de gas depende de fuentes externas. Desde un punto de vista geográfico, podría abastecerse desde Norteamérica, con un gasoducto entrando por la frontera de Guatemala con México, o desde Sudamérica, con un ducto que llegue a Panamá desde Colombia. Las condiciones del suministro son diferentes en cada alternativa. (Kielmes, 2004) En el caso del suministro por el norte, el gas provendría de los yacimientos ubicados en el sur del territorio mexicano. El punto de alimentación para el gasoducto hacia América Central sería Ciudad Pemex. Sin embargo, desde un punto de vista

15

comercial, el gas podría ser comprado tanto en México como en los Estados Unidos. En la primera alternativa, la transacción sería directamente con Pemex o potencialmente con un comercializador privado. La segunda tendría dos opciones: compra en los Estados Unidos con el pago de un peaje "ficticio" a Pemex, o una operación de swap físico con dicha empresa estatal mexicana, el cual consiste, por un lado, en la entrega de gas a Pemex en la frontera México - Estados Unidos, para ser comercializado en el norte de México y, por el otro, en la devolución de un volumen equivalente en el sureste mexicano, para ser exportado a Centroamérica. En el caso del suministro por el sur, el gas provendría, en una primera etapa, de yacimientos situados muy probablemente en la costa atlántica colombiana, actualmente explotados por la empresa pública ECOPETROL y por petroleras privadas. El punto de alimentación del gasoducto submarino se situaría presumiblemente cerca de la ciudad de Cartagena. (Kielmes, 2004) Finalmente tenemos el gasoducto del Caribe. Este es un proyecto encabezado por Trinidad y Tobago, en el que podría entrar Venezuela. Según el proyecto inicial, el gas de Trinidad y Tobago se enviará por tubería a las Antillas Menores, terminando en Guadalupe. El Presidente Chávez expresó que el gasoducto tenga ramales dirigido a otros países, incluyendo Cuba. Mientras tanto, tanto Venezuela como Trinidad y Tobago están tratando de elevar su capacidad interna de transmisión con la construcción de tuberías que atraviesen sus geografías. PdVSA tiene en proyecto un gasoducto este - oeste que suministre gas de los campos Cumerebo y La Vega en el estado occidental de Falcón, al complejo refinador de Parahuaná. La primera etapa será un gasoducto de 70 Km. en tanto que la segunda será de 230 Km. y conectará las instalaciones del estado Falcón con el complejo petroquímico Morón, que a su vez está vinculado a la red oriental de gasoductos que se nutre del centro de distribución en Anaco. La idea es suministrar gas al complejo de crudos pesados y petroquímicos de PdVSA. Por otro lado en Trinidad se planea expandir sus tuberías a lo largo de la isla. (Kielmes, 2004)

3.5 Petróleo y Gas en Chile. El sector hidrocarburos tiene un rol crucial en la producción de energía en Chile, siendo el sector más relevante desde el punto de vista de las energías primarias dentro de la matriz energética. De acuerdo a la Comisión Nacional de Energía (CNE), el consumo neto de hidrocarburos correspondió al 67% del consumo primario de energía del 2007. Si se mira al interior de este sector, el consumo neto de petróleo y sus derivados llegó a un 41%, mientras que el de gas natural correspondió al 16%. La industria del petróleo entonces, al tener un peso tan importante en la producción energética, tiene una influencia significativa sobre la capacidad productiva del país, ya que la energía sigue siendo uno de los principales insumos en los procesos productivos que se utilizan en Chile. Por esta razón, resulta particularmente importante que los distintos mercados que componen la industria funcionen en forma competitiva, ya que ello permite la asignación eficiente de los recursos. (Arellano y Valdés 2006)

16

En 1981 la producción de petróleo en la región alcanzaba los 2.401 Mm3 , mientras que en 2007 la producción de petróleo crudo ha caído en forma significativa llegando a 148 Mm3 , lo que hace que el estado dependa de la importación de petróleo y gas además de concretar la creación de los CEOPs, lo que permite seguir en la búsqueda exploratoria de Gas y petróleo lo que obliga a la construcción de nuevos pozos, ductos y caminos para la extracción del recurso encontrado.

Se describe a la estructura de la industria, separando cada mercado relevante, así como las relaciones patrimoniales existentes en petróleo y sus derivados líquidos1. En términos generales, se separan las actividades que comprenden el upstream, incluyendo la exploración, extracción, producción de petróleo crudo, de las downstream, que comprenden la refinación del petróleo crudo, almacenamiento y transporte de combustibles, distribución de combustibles a nivel mayorista y nivel minorista, culminando la cadena de la industria en los consumidores finales. En la imagen 1, se muestra la red de ductos existente en la Región de Magallanes, la que en su conjunto alcanza la red de mayor extensión en el país. (Galetovic, 2008)

Tipos de ductos en ENAP

• Oleoductos: Transportan petróleo. • Gasoductos: Transportan gas. • Colectores: Transportan una mezcla de petróleo, gas y agua. • Poliductos: Transportan “raw product”, diesel, kerosene.

En la imagen2, se muestra la extensión en Km de los ductos de Enap, por distritos y tipo de ductos.

1Un análisis de la organización industrial de la industria del gas natural, y sus interacciones con el gas

licuado derivado del petróleo, se encuentra en Galetovic (2008).

17

Imagen 1. Red de ductos en la Región de Magallanes.

Fuente: Enap, 2010. Imagen 2. Ductos en la Región de Magallanes.

Fuente: Enap, 2010.

3.5.1 Actividades Upstream: En este segmento de la industria la Empresa Nacional del Petróleo, ENAP, tiene un rol preponderante ya que es la única empresa que produce y refina petróleo crudo en Chile. Fue fundada el 19 de junio de 1950 para explotar los yacimientos de hidrocarburos de la Región de Magallanes y tiene una participación en el mercado mayorista de combustibles líquidos en torno al 85%.(Galetovic, 2008)

18

En el mercado de Exploración y Extracción de Petróleo Crudo, los yacimientos petrolíferos descubiertos en Chile están concentrados en la Cuenca de Magallanes, en tres zonas denominadas "Distritos": Continente, Isla Tierra del Fuego y Costa Afuera. Actualmente la mayor producción de petróleo crudo y gas natural, proviene de los yacimientos Costa Afuera, que fueron desarrollados a partir de la década de los ochenta. Sin embargo, la producción de petróleo crudo ha caído en forma significativa a lo largo del tiempo pasando de 2.401 Mm3 en 1981 a 148 Mm3 en el 2007. Un elemento importante de considerar es que todos los yacimientos petrolíferos que se encuentren en el territorio nacional son de propiedad del Estado2. En 1975 se permitió que el Estado pudiera ejercer la facultad de explotar los yacimientos petrolíferos no solo a través de la ENAP directamente, sino que también a través de concesiones administrativas a terceros o bien mediante Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP). Luego en 1978, se liberalizó la distribución mayorista y, las importaciones y exportaciones de crudo y derivados. (Galetovic, 2008) Finalmente, en 1982 se estableció la libertad de precios de los derivados del petróleo. El impacto de estas reformas se tradujo, entre otras cosas, en el ingreso de empresas privadas a la exploración en asociación con ENAP así como de nuevos actores en el mercado de distribución de combustibles. Una característica importante entonces del sector petrolero es el potencial libre acceso del sector privado a la explotación y exploración, a la refinación y la distribución primaria y secundaria. Los contratos especiales de operación se firman entre un inversionista (nacional o extranjero) y el Estado para la exploración, explotación o beneficio de yacimientos. Estos contratos no afectan el dominio del Estado sobre los yacimientos, no constituyen concesiones, no confieren derechos sobre los hidrocarburos y no otorgan facultades de apropiación o aprovechamiento sobre ellos. El inversionista asume el riesgo exploratorio y recibe una retribución en dinero y especies (hidrocarburos) sujeta a impuestos (tasa máxima 50%). Puede también ser autorizado expresamente para exportar los hidrocarburos que recibe, disponiendo libremente de las divisas generadas. Alternativamente, el Estado puede readquirir los hidrocarburos. (Galetovic, 2008) En la Tabla 1 se observa la evolución que han tenido los CEOPs en el tiempo. Hasta el año 2006 se realizaron muy pocos contratos y en ellos siempre participó ENAP. A fines del 2006 ENAP finalizó un estudio sobre el potencial exploratorio de hidrocarburos en la cuenca de Magallanes, en el cual se identificaron once bloques que fueron rankeados de acuerdo a prioridades definidas por la misma ENAP. Las zonas de primera prioridad son de exclusiva operación de ENAP, mientras que las 2 La Constitución Política de 1980, en su Artículo 24, otorga al Estado “el dominio absoluto, exclusivo,

inalienable e imprescriptible de todas las minas, comprendiéndose en éstas (…) los depósitos de carbón e

hidrocarburos (…)”.

19

áreas de segunda, tercera y cuarta prioridad permiten el ingreso de privados para que participen en exploración de hidrocarburos, mediante la entrega de Contratos Especiales de Operación (CEOP), por parte del ministerio de Minería y Energía. En la imagen 3 se muestran los bloques adjudicados por cada empresa en la región. Imagen 3. Bloques adjudicados en la Región de Magallanes.

Fuente: Enap, 2010. Además de las prioridades, la ENAP definió un área de exclusión correspondiente a las zonas donde actualmente tiene pozos e instalaciones productivas y que forman parte de su patrimonio. Las zonas de primera prioridad son: Lago Mercedes, Intracampos, Chañarcillo, Dorado-Riquelme, Arenal, Tranquilo y Marazzi-Río Hondo. Las zonas de segunda prioridad son: Coirón, Caupolicán y Lenga. En estas zonas ya se han desarrollado modelos de exploración que identifican un potencial atractivo en gas y/o petróleo y por ello la decisión de Enap es asociarse con empresas privadas desde el inicio de la campaña de exploración. Las zonas de tercera y cuarta prioridad son: Tranquilo, Otway, Russfin, Brótula, Bahía Inútil, Isla Magdalena, Porvenir y Lago Blanco. En estas zonas no se ha identificado un potencial exploratorio atractivo por lo que la exploración la hace solamente el privado y Enap se deja la opción de incorporarse como socio en las etapas de desarrollo de los yacimientos que se descubran. (Galetovic, 2008)

20

21

En el segmento de Producción de Petróleo Crudo, ENAP es la única empresa productora de petróleo en el mercado chileno y cuenta con más de 3.000 pozos perforados (poco menos de 1/3 en ultramar). Sin embargo, su participación en actividades de dowstream y logísitca hacen que ENAP, como un Grupo de Empresas

22

integrado, constituya una red de negocios del área energética. (Arellano y Valdés 2006) Desde 1981 y hasta fines de 2003, ENAP operó con cuatro filiales más una unidad de negocios, organizadas por líneas de negocios en Exploración y Producción (Sipetrol S.A.); Refinación, Logística y Comercialización (Petrox S.A., RPC S. A. y Emalco S.A.); y, ENAP Magallanes, que si bien no es formalmente una filial, en la práctica opera como tal en la XII Región. En enero de 2004 se reestructuró el holding, fusionando las filiales RPC S.A. y Petrox S.A., para dar origen a ENAP Refinerías S.A. y luego en junio de 2004, ENAP Refinerías S.A. adquirió los activos de Emalco S.A. De esta forma, el grupo de empresas ENAP quedó conformado por dos filiales más una unidad de negocios: Línea de Negocios de Exploración y Producción (E&P), Sipetrol S.A.; Línea de Negocios de Refinación, Logística y Comercialización (R, L&C), ENAP Refinerías S.A.; y ENAP Magallanes. En mayo de 1990 se creó Sipetrol S.A. con el objeto de estudiar y analizar nuevos proyectos petroleros en el mundo. Cuenta con filiales en Argentina, Colombia, Ecuador, Reino Unido y Egipto, y además participa en exploración en Yemen e Irán a través de consorcios con otras empresas de la industria. En el Gráfico 1a se observa la evolución para los últimos 10 años de la producción de Sipetrol S.A. en los distintos países donde opera. En el Gráfico 1b se muestra su participación por bloque de la producción de petróleo. (Arellano y Valdés 2006)

Fuente: Sipetrol SA.

23

Fuente: Sipetrol SA. Si bien ENAP es la única empresa que produce petróleo crudo en Chile, la importancia del petróleo doméstico en el mercado es menor ya que la gran mayoría del consumo interno se satisface con importaciones. Esto se debe a una constante caída en la producción nacional y a un notable aumento en el consumo del petróleo a partir de la segunda mitad de la década pasada. Tal como se observa en los gráficos 2a y 2b, mientras la producción doméstica es cada vez menor, el consumo de petróleo crudo es cada vez mayor, incluso con una participación de 2/3 del total de energéticos consumidos en el país. (Arellano y Valdés 2006)

24

Fuente: (2a) Sipetrol S.A. (2b) Comisión Nacional de Energía. Nota (2a): Datos en Teracalorías. El equivalente calórico para hidroelectricidad es de 2.504 Kcal/KWh. En la Tabla 2 se muestra la oferta de petróleo crudo en Chile para el año 2007. No sólo destaca la mínima participación de la oferta nacional, sino que también la importancia adquirida por las importaciones vía marítima desde Brasil que constituyen el 31% de la oferta total. Esto último contrata con años anteriores, cuando más de 2/3 de las importaciones provenían de Argentina, mayoritariamente por medio de oleoductos. (Arellano y Valdés 2006)

25

3.5.2 Actividades Downstream: Refinación, Almacenamiento y Transporte: En la refinación de petróleo crudo, la producción interna es realizada exclusivamente por ENAP con plantas propias, la que se complementa con importaciones que realizan la misma ENAP y algunos distribuidores mayoristas. La refinería de petróleo ubicada en Concón comenzó sus operaciones en 1954 junto con el Terminal Quintero, que recibe petróleo crudo del Estrecho de Magallanes. En 1959 se construyó el Terminal Maipú, conectado por oleoducto con la refinería de Concón. Finalmente, en 1966 la Refinería Petrox comenzó a operar en Talcahuano. ENAP realiza las actividades de refinación a través de estas dos plantas de Refinerías ENAP S.A. y, en mucha menor medida, de su Planta Gregorio, ubicada en Magallanes. ENAP Refinerías Bío-Bío (ex-Petrox) abastece aproximadamente al 40% del mercado nacional siendo su capacidad de almacenamiento de petróleo crudo de aproximadamente 489 Mm³ y su capacidad de refinación en la actualidad de 18 mil m³ por día. ENAP Refinerías Aconcagua (ex- R.P.C.) posee una capacidad de almacenamiento de crudo de aproximadamente 452 Mm³ teniendo una capacidad de refinación actual de 16.330 m³ por día. La producción de la refinería satisface alrededor del 40% del mercado nacional de combustibles. Finalmente, la Refinería Gregorio-Magallanes posee una capacidad de almacenamiento de crudo de aproximadamente 221 mil metros cúbicos. La planta de fraccionamiento o destilación primaria, que procesa crudo a razón de 1.650 m³ por día; es decir básicamente un topping. (Arellano y Valdés 2006) En el mercado de Almacenamiento de Productos Derivados del Petróleo, principalmente combustibles líquidos, la empresa dominante es la ex - Empresa Almacenadora de Combustibles Ltda. (Ex -EMALCO), filial de ENAP, que almacena hidrocarburos tanto a empresas filiales de ENAP como a terceros. Sin embargo, existen varias empresas que cuentan con almacenamiento propio como es el caso de COPEC, SHELL y ESSO. En total, la capacidad de almacenamiento en terminales de petróleo crudo, combustibles líquidos y gas licuado es de aproximadamente 3,3 millones de m³, total que se distribuye en 35% a petróleo crudo, 7% a gas licuado y 58% a productos limpios y sucios. EMALCO S.A. nace en 1966, producto de la construcción del oleoducto entre la refinería de Talcahuano y la ciudad de San Fernando, con plantas en Linares y San Fernando. La propiedad de la empresa quedó constituida por un 98% perteneciente a ENAP, 1% a Refinería de Petróleo Concón S.A. y el 1% restante a Petrox S.A. Refinería de Petróleo (ambas propiedad de ENAP). (Galetovic, 2008) Actualmente, la ex-Emalco S.A. es propietaria de tres plantas de almacenamiento en la zona central de Chile. Las plantas ubicadas en Maipú, San Fernando y Linares, cuentan con estanques de almacenamiento con una capacidad de 313.193 m³ para productos limpios y gas licuado, líneas de interconexión con estanques de terceros y/o con oleoductos, plantas de envasado de gas licuado e islas de carga de camiones. En el mercado de Transporte de Combustibles Derivados del Petróleo, los productos refinados son transportados a los clientes mayoristas a través de oleoductos, barcos o camiones. Gran parte de los oleoductos son propiedad de SONACOL, cuyos ductos

26

se concentran en el centro del país. En este caso, es de especial importancia la propiedad y uso de los oleoductos, ya que la estructura propietaria de esta empresa está compuesta por las principales compañías distribuidoras de combustibles líquidos, junto a ENAP. Adicionalmente, la otra red de oleoductos, que conecta la refinería ex-Petrox con la planta de almacenamiento en San Fernando, es de propiedad de ENAP Refinerías S.A. (Galetovic, 2008) Estas se ubican en Arica, Iquique, Antofagasta, Caldera, Guayacán, Maipú, Las Salinas, San Fernando, Chillán, San Vicente, Puerto Montt y Puerto Chacabuco. En la práctica, más del 70% de los productos refinados destinados al mercado nacional se transportan a través de la red de oleoductos ubicada, principalmente, en la zona central del país. Esta red, sin considerar la existente en la zona de Magallanes, tiene una extensión total cercana a los 825 Km. De estos, 350 Km. corresponden al poliducto de ENAP que une Talcahuano con San Fernando. A ello se agrega una amplia red de oleoductos, gasoductos y otras líneas en la zona de Magallanes, tanto en tierra como en costa afuera, que permiten la conducción de los productos a los centros de refinación y almacenamiento. En el resto del país el abastecimiento es efectuado por vía marítima. (Galetovic, 2008) La Tabla 3, muestra los volúmenes transportados por todos los oleoductos de la zona central en el año 2006.

3.5.3 Actividades Downstream: Distribución de Combustibles Líquidos: En el mercado de Distribución Mayorista de Combustibles Líquidos participan un número pequeño de empresas privadas, las que comercializan tanto los derivados de

27

petróleo refinados por ENAP como los importados. La liberalización de la distribución mayorista en 1978 y la distribución minorista en 1982 buscó la entrada de nuevas empresas a la industria y una mayor competencia. Sin embargo, la estructura de los mercados de combustibles líquidos no ha cambiado significativamente desde entonces ya que las empresas incumbentes (COPEC, ESSO y SHELL) siguen teniendo una participación de mercado, de manera directa, mayor al 90%. (Galetovic, 2008)

3.5.4 Relaciones Patrimoniales de la Industria: Como se señaló anteriormente, en los mercados de extracción, producción y refinación de petróleo crudo ENAP es el único actor, con algunos socios en proyectos puntuales. En el mercado de almacenamiento de combustibles líquidos, ENAP participa a través de su ex-filial Emalco S.A., mientras que las grandes distribuidoras mayoristas – COPEC, SHELL y ESSO – participan en las almacenadoras Comaco y Comap. En la primera, tanto SHELL como ESSO tienen el 50% de la propiedad, mientras que COPEC posee el 67% de la participación en la propiedad de Comap y el restante 33% pertenece a SHELL. En el mercado de transporte de combustibles líquidos, las tres mayores distribuidoras junto a ENAP tiene participación en SONACOL S.A. Copec es el accionista mayoritario con una participación de 41%, ESSO y ENAP tienen una participación de 22% cada una y el 15% restante pertenece a SHELL. Mientras que en SONAMAR participan COPEC y ENAP junto a las principales navieras de origen chileno: CSV y Ultramar. Los mercados que tienen mayor relevancia en cuanto a las relaciones patrimoniales de los distintos actores de la industria son el de oleoductos y los de distribución. (Arellano y Valdés 2006) El análisis de la estructura de propiedad de los oleoductos es importante porque es el medio de transporte más rápido y seguro para combustibles líquidos. El transporte de combustibles por camión es el sustituto más cercano, pero ciertamente más costoso; mientras que el transporte en barcos está bastante más acotado por las características propias de ese medio de transporte. La Tabla 4 presenta la estructura de propiedad de los oleoductos por tramo, el tipo de producto transportado y sus respectivas capacidades. En el mercado de distribución de combustibles líquidos, tal como se mostró anteriormente, en 2003 COPEC tenía la mayor participación en el mercado mayorista con un 48,4% en el canal minorista y un 44,8% en el de empresas de transporte. De igual forma, un 43% de las estaciones de servicio eran abastecidas por COPEC en 2004, lo cual no debe ser muy diferente ahora y es probable que concentre aún una mayor cantidad de estaciones. (Arellano y Valdés 2006)

28

29

3.6 Petróleo y Gas en la Región de Magallanes.: En 1943, el Supremo Gobierno encomendó a la Corporación de fomento de la producción (CORFO), exploraciones de hidrocarburos en la provincia de Magallanes.

El 29 de diciembre de 1945, el primer yacimiento de petróleo comercialmente explicable, fue descubierto en la isla grande de tierra del fuego, en el sector de Springhill, en Chile. El 19 de junio de 1950, se crea la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con la misión de asumir los derechos del estado en los yacimientos de hidrocarburos, en la búsqueda de otros y en la refinación y venta primaria del petróleo crudo y sus derivados. ENAP, en Magallanes, inicia un sinnúmero de actividades indispensables para el desarrollo de sus trabajos: construyó puertos de embarque; construyo miles y miles de kilómetros de caminos; tendió una inmensa red oleoductos, gasoductos y poliductos; levantó poblaciones confortables como Sombrero y Cullen, en la isla de Tierra del Fuego, y Posesión y Gregorio, en el Continente. (Galetovic, 2008)

3.6.1 Líder en gas natural ENAP: La historia de ENAP en la región tiene tres periodos relevantes:

1.- En la isla de Tierra del Fuego, entre 1945, con el primer pozo en Manantiales, hasta 1962 con la inauguración del campamento y Planta de Cullen, pasando por la construcción de los terminales de Percy y Clarencia, el campamento de Sombrero y el campamento y la Planta de Manantiales.

2.- En continente, entre 1958, con la inauguración del campamento de Posesión, hasta 1971 con la puesta en marcha de las Plantas de Posesión y Cabo Negro, pasando por los terminales de Gregorio y Cabo Negro.

3.- En el Estrecho de Magallanes, entre 1976, con el Astillero Laredo y el inicio de las plataformas en Costa Afuera, hasta 1980 con la puerta en marcha de Planta Gregorio.

Durante todo este proceso se dio una activa integración productiva con Argentina en la cuenca austral, a través de la interconexión de los ductos y plantas de procesamiento de ambos países. (Martinic, 2004)

3.6.2 Instalaciones Isla Tierra del Fuego y Continentes

3.6.2.1 Campamento Cerro Sombrero: Cerro Sombrero nace a fines de los años cincuenta como un campamento de petrolero. Hoy en la capital de la Comuna de Primavera. En la zona urbana, posee excelentes y cómodas instalaciones y algunos servicios públicos como municipalidad, carabineros, correo, registro civil y un banco comercial.

30

En la zona industrial de ENAP están los talleres de mantenimiento, oficinas, bodegas y otros servicios. (Martinic, 2004)

3.6.2.2 Planta Cullen: Su función principal es recuperar una corriente denominada “raw product”, compuesta de propano butano y gasolina natural. Este producto es enviado posteriormente a Cabo Negro. Suministra, además, del Fuego y para el consumo domiciliario en Puerto Porvenir. (Martinic, 2004)

3.6.2.3 Terminal Clarencia: Ubicado en Bahía Gente Grande en la Isla Tierra del Fuego, posee un Terminal Multiboya cuyo objetivo es la transferencia de petróleo crudo y cuenta con una capacidad de almacenamiento de 44.800 m3. (Martinic, 2004)

3.6.2.4 Campamento Posesión: Ubicado a 240 Kilómetros al norte de Punta Arenas, sus trabajadores operan los yacimientos del área continental: Delgada, Faro, Daniel, Cañadón, Dúngenes, etc. Desde un helipuerto se realiza el movimiento de personal y carga para los diversas instalaciones en Costa Afuera. (Martinic, 2004)

3.6.2.5 Planta Posesión: La planta posesión inicio sus operaciones en 1971. En ella se recuperan los hidrocarburos pesados del gas (propano, butano y gasolina natural), luego se bombean a través de un poliducto de 8 pulgadas de diámetro y 180 kilómetros de longitud hasta las instalaciones de fraccionamiento y almacenamiento en Cabo Negro. El gas residual, que alimenta de metanol a la planta de Methanex y abastece el consumo de la ciudad de Punta Arenas, es llevado al Parque Industrial Cabo Negro-Laredo a través de un gasoducto de 18 pulgadas. (Martinic, 2004)

3.7 Complejo Gregorio y Refinería Gregorio: Ubicada a 120 kilómetros al norte de la ciudad de Punta Arenas. Esta refinería produce Petróleo Diesel, Kerosene, Nafta y Crudo Reducido. La Nafta es una materia prima apetecida por la industria petroquímica.

Su destino es la exportación o las Refinerías de la Zona Central de Chile, al igual que el Crudo Reducido. En cambio, los otros combustibles tienen como destino básico el abastecimiento de la XII Región y las zonas aledañas de la Patagonia Argentina.

El año 2000, se iniciaron las exportaciones de Gasolina de Automóvil (95 y 97 octano) y Petróleo Diesel desde el Patio de Carga del Terminal Cabo Negro hacia la provincia de Santa Cruz, la provincia de Tierra del Fuego y la provincia del Chubut, en la República Argentina. (Martinic, 2004)

3.7.1 Terminal Gregorio: Terminal Multiboyas: En el se embarca (y descarga) Petróleo Crudo y los productos provenientes de la Refinería. Muelle de Embarque: Se destina para el embarque de

31

Petróleo Diesel y Kerojet, además cuenta con agua potable para ranchos de naves. (Martinic, 2004)

3.8 Parque Industrial y Portuario Cabo Negro-Laredo. A 28 kilómetros de Punta Arenas se encuentra el más se encuentra el más importante Parque Industrial de la región que desde el año 2002 cuenta con un Plan Maestro Portuario y de Ordenamiento Territorial. (Martinic, 2004)

3.8.1 Astillero de Bahía Laredo: Su misión es la construcción de las plataformas y estructuras metálicas instaladas en las aguas del Estrecho de Magallanes y el Atlántico argentino, además de la presentación de servicios industriales.

Sus instalaciones ocupan una superficie de 24 hectáreas, con grandes galpones, laboratorios y bodegas, maquinas soldadoras y centro administrativo. El ensamble final se efectúa en un patio de armado, mediante grúas móviles con capacidades de 150 y 200 toneladas, cuyas estructuras finales se montan sobre rieles de deslizamiento y se embarcan en barcazas planas atracadas a un espigón.

En Laredo también existen una zona de arenado y pintura de las tuberías y de todas las instalaciones para el revestimiento de las cañerías que se usarán en oleoductos y gasoductos, además de una planta de poliuretano, una cámara hiperbárica y laboratorios de inspección técnica. (Martinic, 2004)

3.8.2 Terminal Cabo Negro: Es una instalación marítimo-portuaria y terrestre. Su misión es el almacenamiento, distribución y transferencia de productos derivados del gas natural y del petróleo.

A través de sus dos muelles se transporta hacia Chile y el mundo gas licuado refrigerado y a presión productos limpios (petróleo, diesel, gasolina, kerosene) de propiedad de ENAP y también metanol producido por Methanex Ltda.

El segundo Muelle, inaugurado en noviembre de 2003, es complementario de Primer Muelle que ha acompañado el desarrollo industrial en la zona, particularmente de la compañía Methanex, la mayor productora de metanol del mundo. Asimismo, el nuevo terminal marítimo fue concebido para reforzar el movimiento de carga marítimo del Complejo Industrial de Cabo Negro. (Martinic, 2004)

El segundo Muelle, de tipo transparente, cumple con todas las normas de seguridad, tanto nacionales como internacionales, para permitir el atraque de naves mayores, comprendidas en un rango que va desde 18.000 DWT, con 160 metros de eslora y 9,6 metros de calada, hasta 100.063 DWT, con 241 metros de eslora y 14,3 metros de calado.

En su parte terrestre cuenta con un almacenamiento para gas licuado de una capacidad de 70.000 m3 y para productos limpios de 27.000 m3, junto a un patio de carga para efectuar la entrega de productos a camiones. (Martinic, 2004)

32

3.8.3 Planta Cabo Negro: En la planta se fraccionan el propano, el butano y la gasolina natural, que son almacenados en forma separada en estanques a presión y refrigerados para su posterior embarque a los centros de consumo del país.

El gas residual separado de sus licuables en Posesión y Cullen es destinado a consumos industriales y domiciliarios, abasteciendo en parte a las plantas de Methanex y en su totalidad a Gasco para la distribución de gas a Punta Arenas. (Martinic, 2004)

3.8.4 Plantas de Methanex Chile: ENAP fue la impulsora y promotora, hace más de una década, de lo que hoy es la exitosa empresa privada Methanex Chile Ltda., el mayor productor de metanol en el ámbito mundial. Su primera planta entró en funcionamiento en 1988 y actualmente tiene tres trenes de producción y está en construcción una cuarta planta. (Martinic, 2004)

3.8.5 Refinación y Plantas Petroquímicas: El petróleo en la refinería es almacenado en grandes estanques para regular uniformemente la cantidad que ha de ser tratada, según las posibilidades de las instalaciones y las necesidades del mercado.

El principio básico en la refinación del petróleo es la destilación, es decir, calentar el petróleo en una caldera y hacerlo pasar hirviendo por altas torres, donde la temperatura en las partes superiores se mantiene más baja que en el fondo. En la imagen 4 se muestra un esquema de refinación.

Este proceso de refinación es continuo. El petróleo se bombea permanentemente a la caldera y los productos son ininterrumpidamente extraídos de las torres. Esto se repite en varias plantas de la refinería.

Otras plantas se usan para el tratamiento químico de los productos, para quitarles el color y el olor no deseados y para la producción de aceites lubricantes.

Existen otras plantas de proceso, que cumplen funciones complementarias a la destilación primaria, y que permiten un mejor aprovechamiento de los residuos e hidrocarburos primarios que se destilan en esta primera etapa. (Martinic, 2004)

33

Imagen 4. Esquema de refinación.

Fuente: Enap, 2010.

3.9 Impactos de la actividad petrolera: Los impactos generados por la actividad petrolera en la región derivan de las actividades de exploración, explotación y producción del petróleo y gas en la región de Magallanes.

3.9.1 Exploración: Exploración es el término utilizado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo o gas. Desde sus inicios hasta la actualidad se han ido desarrollando nuevas y complejas tecnologías. Sin embargo este avance, que ha permitido reducir algunos factores de riesgo, no ha logrado hallar un método que permita de manera indirecta definir la presencia de hidrocarburos. Es por ello que para comprobar la existencia de hidrocarburos se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios. Una de las herramientas más utilizadas en esta etapa son los mapas. Hay mapas de afloramientos (que muestran las rocas que hay en la superficie), mapas topográficos y los mapas del subsuelo. Estos últimos quizás sean los más importantes porque muestran la geometría y posición de una capa de roca en el subsuelo, y se generan con la ayuda de una técnica básica en la exploración de hidrocarburos: la sísmica de reflexión. La sísmica de reflexión consiste en provocar mediante una fuente de energía (con explosivos enterrados en el suelo normalmente entre 3 y 9 m. de profundidad o con camiones vibradores éstos implican una importante reducción en el impacto

34

ambiental-) un frente de ondas elásticas que viajan por el subsuelo y se reflejan en las interfaces por los distintos estratos. El producto final es una representación del subsuelo, ya sea en dos dimensiones (2D) o en tres dimensiones (3D). La ventaja de la sísmica en 3D radica en la enorme cantidad de información que proporciona con respecto a la 2D, con lo que se reduce sensiblemente la incertidumbre cerca de la posición y geometría de las capas subterráneas. La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo.

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado. (Delgado, 2002)

3.9.2 Equipo de perforación: Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus

funciones, son los siguientes: • Torre de perforación o taladro: Es una estructura metálica en la que se

concentra prácticamente todo el trabajo de perforación. • Tubería o "sarta" de perforación: Son los tubos de acero que se van uniendo a

medida que avanza la perforación. • Brocas: Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. • Malacate: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual

se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma. • Sistema de lodos: Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula

permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.

• Sistema de cementación: Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo.

• Motores: Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.

El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses. (Williams, 2004)

3.9.3 Extracción:

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios

35

hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción".

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín", el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

El gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos.

En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo. (Williams, 2004)

3.9.4 Producción:

El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación. Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de refinación y/o de embarque.

La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. En Colombia hay oleoductos desde 6 hasta 36 pulgadas de diámetro.

Estas líneas de acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía. Generalmente van enterradas a 1.50/2.0 metros de profundidad.

En la parte inicial del oleoducto una "estación de bombeo" impulsa el petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura.

Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia.

El gas natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la tubería se denomina "gasoducto".

36

Hay ductos similares que cumplen funciones específicas: poliductos para gasolinas y otros derivados; propano ductos para gas propano, etc. (Williams, 2004)

3.9.5 Impacto Ambiental: Procedimiento por el cual se puede predecir, identificar, valorar, mitigar y corregir los efectos adversos de determinadas acciones que puedan afectar el medio ambiente y la calidad de vida en el área de intervención e influencia respectiva.

Se dice que hay impacto ambiental cuando una acción o actividad produce una alteración, favorable o desfavorable, en el medio o en alguno de los componentes del medio. Esta acción puede ser un proyecto de ingeniería, un programa, un plan, una ley o una disposición administrativa con implicaciones ambientales.

Las medidas de mitigación, son aquellas que buscan la implementación o aplicación de cualquier política, estrategia, obra o acción, tendente a eliminar o minimizar los impactos adversos que pueden presentarse durante las diversas etapas de desarrollo de un proyecto.

37

4. METODOLOGIA.

Para facilitar el desarrollo de esta tesis, esta se ha dividido en dos áreas de estudio,

la primera es un análisis general de los impactos ambientales asociados a la

actividad petrolera, en todos sus procesos, identificando estos uno a uno, lo que

nos permitirá en una etapa posterior identificar los impactos asociados a la

construcción del Gasoducto Pequet – Esperanza, nuestro caso en estudio.

Una segunda área en la que haremos un análisis a los resultados del monitoreo

vegetacional efectuado por la Enap, con posterioridad a la construcción del

gasoducto, en el cual se entregan resultados sobre la cubierta vegetal del

gasoducto. Dicho análisis será respecto de cada uno de los resultados obtenidos por

la Enap en el cual se entregan datos respecto de diversidad de especies y cobertura

vegetación a lo largo del trazado.

38

5. IMPACTOS ASOCIADOS A LA ACTIVIDAD PETROLERA.

La actividad petrolera es una de las industrias que más impactos ambientales y en la biodiversidad genera a nivel local y global. En las distintas fases de la explotación petrolera y las prácticas operacionales típicas de la industria petrolera se produce destrucción de la biodiversidad y del ambiente en general. Por otro lado, la quema de combustibles fósiles constituye la principal causante del calentamiento global. (Almeida, 2006) Para analizar los impactos de la industria petrolera en la biodiversidad, no podemos limitarnos a analizar el impacto que el petróleo crudo tiene en cada una de las especies o en los ecosistemas, sino que hay que entender cómo funciona la industria de la extracción petrolera en los distintos ecosistemas, pues para extraer petróleo del subsuelo, hay una serie de prácticas operacionales que alteran el equilibrio ecológico y afectan a las comunidades biológicas.

5.1 Prospección sísmica: La sísmica es un proceso geofísico que consiste en crear temblores artificiales de tierra, con el uso de explosivos que causan ondas con las que se hace una ecografía del subsuelo, donde aparecen las diversas estructuras existentes, incluyendo estructura que potencialmente pueden almacenar hidrocarburos. La prospección sísmica puede ser 2D (en dos dimensiones) o 3D (tridimensional). Estas se diferencian por la distancia entre las líneas sísmicas o densidad de la malla que es mayor en la sísmica 3D. Conseguir una mayor densidad significa que las labores de la sísmica son mucho más intensas y por ello hay mayores impactos en el medio. Entre los impactos identificados durante los estudios sísmicos, se incluyen: Deforestación por la apertura de huellas sísmicas y la construcción de helipuertos y de campamentos provisionales. Este impacto varía en función de la cobertura vegetal presente a lo largo de la huella y del número de helipuertos construidos. En esta fase se registran también impactos indirectos pues la apertura de huellas crea nuevas vías de acceso para la colonización de especies no nativas.

La contaminación por ruido es otro impacto de las actividades sísmicas. Durante la prospección sísmica se producen niveles de ruido de gran magnitud, debido a las detonaciones de dinamita que se hacen, así como el ruido producido por los helicópteros que suplen de materiales y alimentación a los trabajos sísmicos. Otros impactos relacionados con la prospección sísmica incluyen la compactación del suelo cuando se usan camiones vibradores. Generación o aceleración de procesos erosivos

39

cuando la operación se realiza en terrenos susceptibles o inestables, y en algunos casos derrumbes. Las explosiones producen movimiento de suelo cuando los pozos quedan mal tapados. Debido a las explotaciones hay desplazamiento de fauna por efecto del ruido y muerte de peces cuando las detonaciones son en el agua (Patín, 1999).

5.2 Perforación: Luego de la prospección sísmica, y una vez que se inicia la perforación, se empieza a generar desechos contaminantes, siendo los más importantes los cortes y lodos de perforación. Durante la perforación básicamente se tritura la roca, a profundidades que pueden llegar hasta unos 6 Kilómetros, produciendo un tipo de desechos llamados cortes de perforación. Los cortes de perforación están compuestos de una mezcla heterogénea de rocas, cuya composición depende del estrato logia local, que puede incluir metales pesados, substancias radioactivas u otros elementos contaminantes. Pueden contener en mayor o menor grado por hidrocarburos. Son pues agentes contaminantes. Entre mayor es la profundidad a la que se perfora, se generan mayor cantidad de desechos, los mismos que contienen niveles más altos de toxicidad. En la perforación se utiliza los lodos de perforación, que pueden ser en base a aceite o agua. Contienen una gran cantidad de aditivos químicos, que se bombea al pozo productor para actuar como lubricante y refrigerante a la broca o como herramienta, para levantar la roca cortada por la broca, evitar la corrosión, el derrumbe de las paredes del pozo, controlar que los líquidos en las diferentes formaciones del subsuelo (aguas de formación y crudo) y el gas, fluyan sin control hacia la superficie. Contienen además biocidas para controlar la presencia de agentes biológicos presentes en las distintas formaciones geológicas (Reyes y Ajamil, 2005a). Los lodos solubles en agua tienen como componente principal la barita y el carbonato de calcio, a los que se añade compuestos inorgánicos como la bentonita y otras arcillas que aumentan la viscosidad. Estos lodos incluyen varios metales pesados tóxicos, sales inorgánicas, detergentes, polímeros orgánicos, inhibidores de la corrosión y biocidas. A pesar de su nombre, estos lodos contienen cantidades significativas de hidrocarburos (1007000 ppm), los mismos que son usados para reducir la fricción y como lubricantes. Los lodos en base a hidrocarburos contienen petróleo mineral, con cantidades variables de hidrocarburos aromáticos, limo para aumentar el pH y controlar la corrosión, químicos en base a lignita para controlar la perdida de fluidos, emulsificantes y detergentes, entre los que se incluyen ácidos grasos, aminas, amidas, acido sulfonico y alcoholes como emulsificantes secundarios; bentonita; cloruro de calcio es usado como emulsificantes para aumentar la viscosidad de los lodos. Se han hecho experimentos que muestran que los lodos de perforación en base a petróleo pueden estar presentes en el medio después de 180 días de la descarga, con un grado de biodescomposicion de menos del 5% (Bakke y Laake, 1991).

40

En zonas aledañas a plataformas de perforación, se ha registrado elevados contenidos de hidrocarburos poli cíclicos aromáticos. Todos estos desechos son colocados en fosas abiertas en el medio ambiente sin ningún tratamiento. En estas fosas se colocan también los desechos que se generan cuando se reacondicionan los pozos petroleros, se limpia el crudo u otras substancias que se adhieren a la tubería. Estas fosas abiertas son un importante foco de contaminación, pues los desechos migran a las capas subterráneas del suelo y las piscinas se desbordan cuando la lluvia es abundante, contaminando las fuentes de agua superficiales. Algunas empresas están usando ge textiles para que estos desechos continentes no migren a través del suelo y contamine las aguas subterráneas. Sin embargo, en zonas, donde hay altos niveles de pluviosidad, estos pozos rebasan contaminando las áreas adyacentes. En otros casos, se moviliza grandes cantidades de tierra y se mezcla con los desechos de la perforación. Para esto se requiere ocupar importantes extensiones de suelos. Otra fuente de contaminación generada durante la perforación es el ruido constante procedente de las torres de perforación y el movimiento constante de vehículos (que en algunos casos pueden ser helicópteros). Este ruido hace que los animales escapen o cambien su comportamiento alimenticio y reproductivo. (Bakke y Laake, 1991).

5.3 Plataformas: La presencia de las plataformas produce un impacto físico de importancia, pues puede alterar el comportamiento de la vida silvestre, sobre todo cuando esta infraestructura es instalada en el sitio de apareamiento, desove, alimentación y rutas de migración de algunas especies. Otra fuente de alteración es el ruido y la luz que se genera en las plataformas, ambos aspectos pueden alterar el comportamiento e interferir con las rutas migratorias de mamíferos, peces y aves. El calor producido en las plataformas sobrecalienta el ambiente, produciendo impactos negativos sobre todo en aquellas especies que tienen un nicho ecológico muy demandantes. La perforación de un pozo petrolero puede durar algunos meses y llegan a trabajar hasta unas 200 personas que viven en campamentos aledaños al pozo (cuando el pozo es perforado en una zona de frontera). En resumen se puede decir que durante la perforación se producen los siguientes impactos: deforestación, perdida de la biodiversidad, erosión del suelo, interrupción de flujos de agua, uso de recursos naturales (flora y fauna) y generación de desechos domésticos por parte de los trabajadores petroleros, generación de residuos contaminantes provenientes de los corte y lodos de perforación, ruido y vibraciones, lo que puede producir impacto en el comportamiento en la fauna, desplazamiento de fauna e interrupción permanente de corredores, interrupción de vías de drenaje naturales, y contaminación por el ruido generado. (Bakke y Laake, 1991).

41

5.4 Cementación del pozo: Durante la cementación, se utiliza una serie de químicos con distintos grados de toxicidad, siendo los más importantes el limo y la arcilla. A estos se añade otros aditivos para acelerar (cloruro de sodio, silicato de sodio y carbonato de sodio) o retardar (lignina, lignosulfanato de calcio y derivados de celulosa) el proceso de cementación. Se añade además agentes (derivados de celulosa), que prevén la perdida de fluidos dispersantes (productos orgánicos sintéticos), controladores de densidad. Para reducir la densidad se usa compuesto como bentonita, tierra rica en diatomeas Para aumentarla se utiliza barita y arena. En la cementación se utiliza además compuestos antiespumantes, entre los que se incluyen esteres fosfatados, ácidos grasos y alcoholes polioxilatados. Estos y otros químicos entran eventualmente al ambiente.

5.5 Extracción: La primera fase de la extracción es exploratoria, para evaluar el tamaño de las reservas presentes. Una vez perforado el pozo, se extrae una cantidad de crudo diariamente. El crudo extraído (desechos de pruebas) es colocado en la fosa de desecho, contribuyendo aun más a la contaminación presente en esas fosas. En otros casos se quema. Se calcula que por cada pozo se generan unos 42.000 galones de desechos de prueba (Reyes y Ajamil, 2005). Una vez declarada su viabilidad comercial, se incrementa el número de pozos, y con ello los impactos antes descritos. Cuando el pozo empieza a extraer petróleo de manera regular, se realiza cada año o dos veces al año, el reacondicionamiento de los pozos, cuyos desechos tóxicos son colocados en las fosas. A partir de estas fosas puede haber una migración vertical de los contaminantes hacia los acuíferos, pero también desde las fosas de desechos, las mismas que en algunos casos son escavados hasta el nivel de los acuíferos. Dado que las fosas están abiertas, cuando llueve estas rebosan y los contaminantes migran a las áreas aledañas entre las que se incluye esteros, ríos, lagunas, zonas boscosas, otros ecosistemas naturales o áreas agrícolas. Junto con el petróleo, salen del subsuelo dos tipos de compuestos asociados: las aguas de formación y el gas.

5.6 Aguas salobres toxicas de yacimientos petroleros: Uno de los problemas más significativos durante la extracción de petróleo, es el agua salobre presente en los yacimientos petroleros, y que sale a la superficie asociada con el crudo. Es conocida también como agua de formación, y representa uno de los problemas que con mayor dificultad enfrenta la industria petrolera.

42

La cantidad de agua de formación varía con la formación geológica. Hay campos petroleros que poseen volúmenes mayores que otros, como sucede con los yacimientos de crudos pesados. En las operaciones petroleras más antiguas el volumen de aguas de formación se incrementa, el mismo que puede ser varias veces mayor que la de petróleo extraído. El agua de formación es un agua sedimentaria de 150 millones de anos. Debido al prolongado contacto agua/roca, concentra niveles de salinidad (particularmente cloruro de sodio y otros sólidos) que pueden llegar variar de 30.000 ppm a 100.000 ppm en yacimientos de crudos pesados (Reyes y Ajamil, 2005b). El contenido de las aguas de formación varia en los diferentes yacimientos, pero puede contener: Petróleo (500 - 5000 ppm), sulfatos, bicarbonatos, Sulfuro de Hidrogeno, Cianuro, Dióxido de Carbono, metales pesados (Cadmio, Arsénico, Cromo, Plomo, Mercurio, Vanadio, Zinc). Otra fuente de contaminación son los químicos utilizados en el proceso de extracción, muchos de los cuales son altamente tóxicos y otros de toxicidad desconocida. En algunas formaciones se utiliza biocidas para controlar la presencia de bacterias reductoras de sulfatos, pues producen hidróxido de sulfuro, que es muy corrosivo. Adicionalmente, se utiliza compuestos orgánicos nitrogenados para proteger las paredes de las tuberías contra la corrosión. Con el fin de prevenir la cristalización de sales minerales se utiliza fosfanatos y esteres fosfatados. Otros químicos utilizados en la producción que se encuentran presentes en el agua incluyen antiemulsificantes, antiespumante, químicos para controlar la formación de parafinas, solventes, entre otros. Otra forma de tratar las aguas asociadas es el confinamiento o reinyección. Esta puede ser inyección anular, en la que el agua se inyecta en la parte anular de los pozos (entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción). El fluido se vierte en la primera zona permeable, debajo de la tubería de revestimiento, cercana a la superficie. (Reyes y Ajamil, 2005b). Puedes ser hecha también por evaporación, utilizada especialmente en zonas áridas, donde se presenta una elevada transpiración que supera la precipitación. En estas zonas, el agua de producción se deposita en hoyos para ser evaporadas, contaminándose las fuentes y corrientes de agua subterráneas. La reinyección en pozos pone en riesgo de contaminación a los acuíferos, sobre todo cuando los pozos de reinyección no llegan al mismo estrato del que se extrajo el crudo, o la distancia de acuíferos es menor de 10 Km. A pesar de ser más segura que las tecnologías descritas anteriormente, no es totalmente confiable porque: 1. Algunas formaciones no tienen la capacidad de albergar toda el agua que necesita confinarse. 2. Estas formaciones pueden tener sellos lutiticos y arcillosos de baja permeabilidad pero volumétrica y estructuralmente discontinuos y con fallas.

43

3. Como resultado de lo anterior, puede darse migración del agua hacia estratos superiores, lo que contaminaría los acuíferos subsuperficiales y hasta superficiales. Otro problema es que las aguas de formación son corrosivas, produciendo daños en los tanques, filtros y líneas de flujo utilizados en su tratamiento. Debido a esto, los sistemas de reinyección colapsan. Las aguas de formación pueden entrar al medio ambiente cuando se producen derrames por rotura de las líneas que las transporta, por desbordamiento o goteo de los tanques donde se almacenan o accidentes en los pozos reinyectores. (Reyes y Ajamil, 2005b).

Los Impactos ambientales provenientes de las Aguas de Formación se pueden identificar en:

Cuando estas aguas sedimentarias son vertidas o llegan accidentalmente a los ríos y otros cuerpos de agua aledaños, pueden generar reacciones ambientales tipo cascada. La mayoría de especies dulceacuícolas mueren, debido a los altos niveles de salinidad y a la presencia de otros contaminantes. Por un proceso de selección natural, sobreviven únicamente aquellas especies que tienen tolerancia a la alta salinidad, produciéndose impactos en toda la red trófica. Los cuerpos de agua afectados poseen poquísima diversidad y alta densidad de comunidades tolerantes a la salinidad. Estas aguas pueden contaminar los acuíferos por migración vertical de los contaminantes.

5.7 Gas asociado: En muchos campos petroleros se extrae gas natural que está asociado con el petróleo. Aunque a veces el gas natural es utilizado como fuente de energía en las mismas instalaciones o es procesado, en otros casos simplemente se lo quema. Las principales emisiones atmosféricas provenientes de la quema de gas son el CO2, Metano, Etano, Butano, Propano, Hidrogeno, Helio y Argón, Hidrocarburos Aromáticos Volátiles, Oxido de Nitrógeno, Dióxido de Sulfuro, Ozono, Monóxido de Carbono, Halones, CFCs. La quema de gas acelera el proceso de calentamiento global y afecta a la biodiversidad. El hidróxido de sulfuro es un subproducto de la quema de gas y de la perforación. Este es un contaminante que puede ser muy toxico para la biodiversidad local. Entre los principales impactos en la biodiversidad, se registran disminución de las poblaciones de insectos que mueren, atraídos por la luminosidad generada por la quema de gas cada noche incinerados por el calor (longitud de onda infrarroja), (Reyes y Ajamil, 2005a).

44

5.8 El petróleo crudo: El crudo está formado por una mezcla de sustancias que son toxicas para el medio ambiente. El petróleo contiene, además de los hidrocarburos, otros compuestos asociados como son azufre, metales pesados como es el vanadio, sales inorgánicas y otras sustancias toxicas, algunas de ellas radioactivas. Los derrames de petrolero ocurren por un manejo rutinario negligente (goteo de las tuberías y otra infraestructura, corrosión de la infraestructura), por accidentes y por atentados. Aunque los segundos tienen mayor impacto por su magnitud, los primeros constituyen una fuente de contaminación permanente. El impacto de los derrames petroleros varía de acuerdo al tipo de crudo transportado, el tamaño del derrame, las condiciones climáticas al momento del derrame y de los ecosistemas aledaños. Cuando la contaminación llega al agua, los componentes más pesados tienden a hundirse en los sedimentos, provocando una contaminación constante del agua, y afectando a la fauna acuática y fundamentalmente a los organismos que viven en el fondo de los ríos y de los lagos. Las zonas de baja energía son también propensas a la concentración de contaminantes. (Reyes y Ajamil, 2005a). Los componentes del petróleo pueden entrar en la cadena alimenticia. Los componentes más livianos o volátiles se evaporaran y son depositados en otras partes por la lluvia. El petróleo quemado es igualmente una fuente de contaminación que se transporta con el aire y se deposita con las lluvias. Luego de un derrame petrolero, se altera la composición de las poblaciones de peces, pues desaparecen las especies sensibles a la contaminación, y se selecciones las especies más resistentes. La contaminación en el suelo por petróleo y sus compuestos asociados hace que los compuestos solventes se filtren, y los sólidos y grasas permanezcan en la superficie o sean llevados hacia tierras más bajas. La contaminación de suelo provoca la destrucción de los microorganismos del suelo, produciéndose un desequilibrio ecológico general. Cuando suceden derrames en el mar, existe un promedio de recuperación del crudo, cuando las condiciones de limpieza son optimas del 10 a 15%, por lo que estos tienen generalmente efectos a largo plazo ya que el crudo permanece en los sedimentos, constituyendo una fuente continua de contaminación. (Reyes y Ajamil, 2005a).

5.9 Oleoductos: El crudo extraído de los pozos petroleros, es transportado por oleoductos a una infraestructura central donde es tratado (por ejemplo se separa el agua y gas del

45

crudo), y luego este crudo se transporta a una estructura central para su exportación. El agua de formación y el gas son transportados por líneas de flujo. Miles de kilómetros están atravesados por oleoductos y líneas de flujo en zonas de explotación petrolera. Los oleoductos y líneas de flujo pueden estar enterradas o están tendidos en la superficie y son una fuente constante de contaminación, ya sea por rupturas accidentales o por goteo rutinario debido al envejecimiento de la tubería. El principal riesgo son los derrames. El impacto de estos derrames varía de acuerdo al tipo de crudo transportado, el tamaño del derrame, las condiciones climáticas y de los ecosistemas aledaños. Las fugas de gas en los gasoductos pueden producir incendios. (Reyes y Ajamil, 2005a).

5.10 Carreteras: Para la construcción del oleoducto y su mantenimiento, así como para servir a toda la industria petrolera, se necesita abrir carreteras. Luego de la construcción de una vía, hay estímulos visuales, acústicos y mecánicos que pueden afectar al comportamiento y distribución de las especies Los impactos de las nubes de polvo en los caminos también son una preocupación. Se ha registrado también mortalidad de animales debido a los vehículos, sobre todo de animales de movimiento lento y otras especies incapaces de reaccionar frente a los vehículos. (Goosem, 1997).

5.11 Identificación y caracterización de los efectos ambientales

Básicamente, este aspecto consiste en predecir las características de las interacciones entre el proyecto (causas de impacto) y el entorno (receptores de impacto) en la Matriz de Leopold, cuyas filas y columnas están formadas por acciones del proyecto y factores ambientales, respectivamente, lo que se demuestra en la tabla 5, matriz de causa efecto.(Cariceo, 2007)

46

Tabla 5, matriz de causa efecto. FACTORES

FISICO BIOLOGICO SOCIO - ECONOMICO

CAUSA/EFECTO

Suelo Agua Vegetación

Fauna nativa

Fauna exótica

Ecología Diversidad

Economía

Servicios

Patrimonio

Salud

Interacciones

Compactación

Erosión

Depositación

Calidad

Curso

Caudal

Calidad

Composición

Cobertura

Producción

Composición

Abundancia

Carga

Calidad

Hábitat

Comunidades

Interacciones

Paisaje

Extinciones

Invasiones

Local

Regional

Nacional

Infraestructura

Vertederos

Historia reciente

Arqueológico

Riesgo laboral

ENAP/Ganaderos

ENAP/Autoridad

Ganad./Autoridad

Incremento de los niveles de sonoridad ambiental durante períodos específicos de tiempo. * * * Eventual interacción con áreas en donde radiquen temporal o permanentemente especies protegidas como el Canquén Colorado y el Tuco Tuco de Magallanes. * * * * * * Eventual efecto sobre la presencia/permanencia de la fauna asociada al sector * * * * * * * Eventual efecto por incremento del trabajo con maquinaria. * * * * * * * * * * * * * * *

47

Eventual efecto de la actualmente baja capacidad agrológica de los suelos en términos de su aptitud para soportar diferentes tipos de cultivos agrícolas. * * * * * * * * * * Eventual incremento de la tasa de erosión por despeje de vegetación, la cual podría incidir en un aumento en el desplazamiento de materiales superficiales del suelo por efecto de agentes atmosféricos. * * * * * * * * * * * * Alteración en abundancia y distribución de especies protegidas en sectores muy específicos (formaciones de Lepidophyllum cupressiforme y de Junellia tridens). * * * * * * * * *

48

Alteración en distribución y abundancia de vegetación característica del área. * * * * * * * * * * * * Eventual alteración de distribución y abundancia para vegetación con un mayor rango de distribución geográfica. * * * * * * * Eventual efecto del desbroce y despeje vegetacional sobre los sectores de praderas y pastizales, naturalmente restringidos. * * * * * * * * * * * * Eventual efecto sobre la distribución y abundancia de poblaciones faunísticas residentes. * * * * * * * * * Eventual alteración de la capacidad ambiental para ofrecer sectores específicos como * * * * * * *

49

lugares apropiados para el desarrollo de la trayectoria vital de la fauna. Intervención en sitios o hallazgos arqueológicos prevista en la Ley de Monumentos Nacionales. Exige medidas concretas de mitigación (e.g. rescate). Análisis de impacto ambiental aparte. * Alteración de la capacidad de uso del suelo para actividades de ganadería. * * * * * * * * * * Valorización negativa del proyecto por parte de sectores directamente afectados y de la ciudadanía en general. * * * Alteración del valor del suelo. * * * * * Deterioro de los aspectos visibles de contaminación de

50

aíre.

Incremento de polvo y/o partículas en suspensión presentes en el aíre por acciones asociadas a movimientos de tierra u otros similares. * * * Eventual alteración de formas y estructuras tipificantes de la superficie del terreno. * * * * * * * * * Eventual incremento en el suelo y/o subsuelo de sustancias consideradas como superficiales y que impliquen limitaciones para actividades productivas agrarias. * * * * * Eventual alteración de la actualmente baja capacidad agrológica de los suelos en términos de su aptitud para * * * * * * * * *

51

soportar diferentes tipos de cultivos agrícolas. Eventual incremento de superficies inundables por modificación de cauces en el atravieso de ductos y/o colocación de barreras. * * * * Eventual deterioro permanente de las características fisico-químicas de las aguas de ríos al realizar trabajos para atraviesos. * Eventual aumento permanente de sólidos en suspensión y concomitante incremento de la turbidez, perjudicial para el desarrollo de organismos acuáticos y como agua de brebaje. * * Eventual alteración de actividades * *

52

económicas asociadas a la ejecución global del proyecto. Eventual alteración de cuencas visuales o zonas visibles desde los lugares incluidos en la zona de influencia directa del proyecto. * Eventual alteración de la densidad de especies ubicadas en distintos niveles de la trama trófica. * * * * * * * Eventual alteración de o interacción con sitios que constituyan corredores para la fauna. * * * * * Eventual alteración de ocupación por actividades específicas contempladas en desarrollo global del proyecto. * * * * * * * * * Eventual alteración del tiempo de permane * * * * * * * * * * * * *

53

ncia del agua en la superficie. Eventual alteración del valor económico del suelo. * * * * * * * * Eventual alteración en distribución y abundancia para vegetación con un amplio rango de distribución geográfica. * * * * * Eventual alteración y/o modificación del tipo de uso de suelo. * * * * * * Eventual aumento en el número y valorización de las indemnizaciones pactables con sectores ganaderos por uso de terrenos específicos * Deterioro y/o disminución de la superficie dedicada a cultivos agrícolas. * * * * * * * * * * Eventual efecto sobre el porcentaje de superficie de la cuenca visible * * *

54

libre de impacto.

Eventual efecto sobre elementos naturales de carácter sobresaliente. * * * * * * * * * Eventual efecto sobre la calidad paisajística media. * * Eventual efecto sobre los elementos funcionales de la red de escorrentía superficial (red de drenaje superficial) en los sistemas hídricos que serán intervenidos para atraviesos. * * * * * * * * * * Modificación de la capacidad de utilización productiva del suelo en el sector agrario (cultivos). * * * * * * * * *

Fuente: Cariceo, 2007.

55

6. DESARROLLO DEL CASO: GASODUCTO PEQUET - ESPERANZA. (ENAP).

6.1 Descripción del proyecto: El gasoducto en estudio se inicia en el nudo de válvulas de 18” y 20” que posee la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP-Magallanes) en el sector de bahía Pecket (Coordenadas UTM: 381655 E, 4158933 N), provincia de Magallanes, desplazándose en su trayectoria frente a la localidad de Villa Tehuelches (Coordenadas UTM: 335851 E, 4188509 N), Comuna de Laguna Blanca, para concluir finalmente en el sector del yacimiento Esperanza (Coordenadas UTM: 309419 E, 4231900 N), ubicado en la provincia de Última Esperanza. Las coordenadas UTM que se indican en este capítulo están basadas en el datum PSAD ‘63. En la imagen 5 se muestra la ubicación del área de estudio. Todos los sectores geográficos indicados anteriormente y comprometidos en el desarrollo del proyecto corresponden a las comunas de San Gregorio, Laguna Blanca y Ultima Esperanza y provincias de Magallanes y Ultima Esperanza, XII Región de Magallanes y Antártica Chilena. (Imágenes 5 y 6).

Imagen5, Ubicación del área de estudio.

Fuente: Enap, 2010.

56

Imagen 6, Ubicación del trazado del gasoducto.

Fuente: Enap, 2010.

El titular del proyecto (ENAP) asume como compromiso voluntario utilizar una técnica de trabajo que permita disminuir el impacto sobre el suelo al momento de realizar las faenas de excavación y restauración de la zanja (Plan de Intervención de la cubierta vegetal).

En base a lo anterior y en concordancia con el Plan General para la Intervención de Cubiertas Vegetales, para el caso del presente proyecto (Gasoducto Pecket-Esperanza), se han definido tres unidades vegetacionales básicas características: Coironal de Estepa Seca (dominado por Festuca gracillima), modificado a veces por la presencia subyacente de matorral rastrero duriherbáceo (Nardophyllum brioides y Baccharis magellanica) o matorral de romerillo (Chiliotrichium diffusum) y/o calafate (Berberis buxifolia); además se presentan áreas acotadas con formaciones arbóreas de especies nativas (Nothofagus sp.). Se encuentran algunas áreas de vega.

Actualmente se interviene un ancho de sólo un metro o menos, definido por la zanja en la cual será instalado el ducto. Por tanto, aún cuando se mantiene la misma caracterización de sectores ecológicos desde un punto de vista vegetacional, desde un punto de vista agronómico se puede señalar el siguiente comportamiento de recuperación como el más probable de ocurrir luego de la construcción del ducto:

57

6.2 Coironal de estepa seca: Para el caso de los coironales, ya sean éstos puros o mixtos incluyendo matorrales de romerillo, calafate, Nardophyllum sp. o Baccharis sp, se estima que dichas formaciones vegetacionales podrán recuperarse espontáneamente y en forma natural luego de ser intervenidas, siempre que dicha intervención se realice bajo condiciones de no saturación del perfil, de modo de minimizar la alteración de la vegetación aledaña, la cual podría ser impactada por el tránsito de maquinaria y vehículos.

6.3 Vegas: Para el caso de vegas, se estima procedente mantener las recomendaciones señaladas en el Plan General de Intervención de Cubiertas Vegetales, las cuales plantean básicamente el retiro de champas del área a intervenir, para luego restituirlas post intervención. Las champas a extraer no corresponden a bloques perfectos, sino a porciones suelo/vegetación cortadas con la misma maquinaria de zanjado (retroexcavadora), de no ser posible dicha práctica por falta de expertiz del operador, éstas deberán cortarse manualmente con palas.

6.4 Suelos: Los suelos presentes en el área de estudio pueden ser clasificados en la categoría de Praderas, caracterizados por constituir un material parental de origen depositado por los distintos avances y retrocesos de los hielos glaciares que modelaron la topografía y sobre el cual se originó una comunidad vegetal denominada Estepa Patagónica Austral. Los suelos de pradera más ácidos se encuentran en el área de bosque de ñirre (Nothofagus antárctica) y los menos ácidos en los coironales de Festuca gracillima.

De acuerdo con la clasificación de capacidad de uso de los suelos de Magallanes, según Herrera y Sandoval (1973) el suelo del área de influencia del proyecto puede ser catalogado dentro de las Clases VI y VIII. La primera, correspondiente a la actividad ganadera (pastoreo) y la clase VIII, impide la utilización de este recurso para darle un uso económico, como es el caso de los murtillares con una mínima productividad.

6.5 Vegetación: El área de influencia del proyecto se ubica en un sitio de transición entre la provincia biótica de la estepa patagónica y el bosque deciduo, principalmente en la región fisiográfica de planicies orientales (Pisano 1977). El suelo corresponde al de pradera (Sáez, 1995).

Antes de la construcción del Gasoducto la cobertura vegetal promedio fue de 82% para el área de estudio, identificándose 6 comunidades a lo largo del área de interés. Se identificaron un total de 145 especies, las que representan el 16% de la flora regional. Se encontró sólo una especie con problemas de conservación, Protousnea magellanica, liquen que se encuentra tipificado como “Vulnerable”. Citada para la XII Región según el “Libro Rojo de la Flora Terrestre de Chile” (Benoit, 1989).

58

Es importante destacar que diferentes autores han clasificado vegetacionalmente el área de estudio (Pisano, 1973, 1975, 1977; Quintanilla 1981, 1989; Tuhkanen 1992; Gajardo 1994) coincidiendo en la presencia de una gran unidad vegetacional, la Estepa Patagónica, con influencia del Bosque Deciduo. Las comunidades vegetales presentes en el área de influencia directa e indirecta son las siguientes: 1) coironal de Festuca gracillima, 2) murtillar de Empetrum rubrum, 3) matorral de Chiliotrichum diffusum, 4) vegas hidrófiticas, 5) praderas antrópicas y 6) bosque deciduo de Nothofagus antárctica.

6.6 Material y métodos del monitoreo efectuado por Enap. El criterio empleado para determinar los límites espaciales de las comunidades vegetacionales se basó en la apreciación visual de los cambios en cobertura de las especies dominantes, característica que genera modificaciones en la homogeneidad paisajística. Aún cuando pueden constituir límites arbitrarios, los bordes definidos para cada comunidad vegetacional presente en el área de estudio representan una razonable aproximación a la situación real, lo cual fue corroborado in situ con reconocimientos dentro del área.

Los censos de vegetación fueron levantados en áreas escogidas florística, fisonómica y ecológicamente homogéneas, con metodología fitosociológica (Dierschke 1994, Ramírez et al. 1997, Ramírez et al. 1997).

Las parcelas de muestreo fueron ubicadas dentro de cada comunidad en los sectores que mostraban una mayor homogeneidad florística. El número de parcelas de muestreo fue determinado según la curva área/especie definida en un muestreo preliminar. Este procedimiento establece que, a medida que se incrementa el número de parcelas en un área determinada, existe una mayor probabilidad que aparezcan nuevas especies, particularmente aquellas que pueden ser consideradas como raras o con menor frecuencia de aparición, hasta llegar a un nivel asintótico a partir del cual un mayor número de parcelas no significa necesariamente la incorporación de un mayor número de especies. Se establece así, un equilibrio entre esfuerzo de muestreo (representado por el número de parcelas) y calidad de la información (posibilidad de representar adecuadamente la composición florística de un sector determinado).

A partir de los datos recabados en terreno, se calcularon las siguientes variables:

Frecuencia: es el número de ocurrencia por parcelas en los cuales aparece una especie vegetal determinada.

Cobertura: parte de un área muestreada cubierta por una especie particular de planta o bóveda. Se expresa típicamente en porcentaje.

Cobertura promedio: valor medio que resulta de la suma de la cobertura de tres parcelas muestreadas al azar.

Valor de importancia de cada especie: se obtiene sumando los valores de frecuencia específica y cobertura total. Proporciona información acerca de la representación de dicha especie dentro de la comunidad.

59

Las plantas recolectadas se identificaron a nivel de especie. La identificación se basó principalmente en Moore (1983), Correa (1969, 1971, 1978, 1984a, 1984b, 1988, 1998), Marticorena y Quezada (1985), Marticorena y Rodríguez (1995), Matthei (1995) y Ulibarri y Burkart (2000).

6.6.1 Medición de la cobertura: La información recabada en el proceso de caracterización del pastizal, Provincia, Distrito, Sitio, se analiza con el fin de determinar la condición del pastizal por Sitio (Gastó, Cosio y Panario, 1993).

La cobertura vegetal debe ser medida en cada uno de los sitios dados y posteriormente, comparada con la cobertura original, de manera de determinar la condición del pastizal.

La medición del tapiz vegetal se hace utilizando técnicas convencionales de muestreo de la más variada naturaleza, adecuada al tipo particular de vegetación que se trate. (Gastó, Cosio y Panario, 1993).

La distribución de las muestras en el terreno puede hacerse completamente al azar, o bien, sistemáticamente por unidades vegetacionales. Existen tres métodos de muestreo de la vegetación, creados por Parker y usados convencionalmente para este propósito, que son: método de los tres pasos, transecto de pasos y estimación ocular por cuadrante, que será usado en este estudio (Gastó, Cosio y Panario, 1993).

El método de estimación ocular por cuadrante de Parker fue desarrollado en 1951 por la división del U.S Department of Agriculture (Parker, 1951). Parker permite desarrollar un método que requiere de escasa inversión de tiempo y que es razonablemente simple, práctico, preciso y con una buena fundamentación técnica que permite medir objetivamente la condición y determinar la tendencia del pastizal (Gastó, Cosio y Panario, 1993).

En la primera etapa, se utiliza una estructura cuadrada de 1 m x 1 m, subdividido en cuadrantes de 10 x 10 cm, se selecciona el lugar a muestrear y se dispone la estructura en el sitio, estacando sus extremos. La selección del lugar se realiza al azar o por medio de identificación de zonas donde existan quiebres en la presencia de las especies dominantes.

Se realizan 3 mediciones, diferenciadas en cuanto a la presencia de especies por cuadrante, identificando zonas de mayor, medio y baja presencia de especies vegetales.

La lectura de la vegetación requiere solo de determinar si el interior de cada cuadrante de 10 x 10 cm, está ocupado por una parte de la corona permanente de raíces, en el caso de los pastos y de las hierbas, o bien, en el caso de arbustos y árboles, de la proyección de la corona aérea perenne. La lectura del mantillo y del suelo desnudo, requiere de una estimación y decisión de cual es la dominante dentro del cuadrante (Gastó, Cosio y Panario, 1993).

Una vez seleccionado el lugar y realizada la observación de especies, se clasifica el material vegetal, determinando el total de puntos correspondientes a cada especie y a

60

la cobertura del suelo, los cuales se registran. En el caso que haya más de una repetición, los resultados de cada línea se suman y promedian. Finalmente, para determinar la condición del pastizal, se contrastan los resultados de las mediciones con el patrón característico de cada clase, lo cual permite determinar definitivamente la condición.

La contrastación con los resultados de mediciones de temporadas anteriores, permite establecer la tendencia de la condición (Gastó, Cosio y Panario, 1993). Finalmente se procede a fotografiar el pastizal, desde puntos permanentes de tomas. La contrastación de este material entre años sucesivos, permite evaluar visualmente la evolución del tapiz vegetal y determinar la tendencia (Parker y Harris, 1958).

Debe destacarse que el método de la condición requiere de mediciones de los órganos permanentes del pastizal, por lo cual es independiente de si éste ha sido utilizado o no por el ganado, pues mide la cubierta basal de los pastos y hierbas y la cubierta permanente de los arbustos y árboles (Gastó, Cosio y Panario, 1993).

6.7 Análisis de los impactos ambientales del gasoducto Pequet - Esperanza: La identificación, de impactos ambientales asociados al gasoducto Pequet Esperanza que se presentan a continuación, tienen directa incidencia a la construcción del gasoducto, y una forma de mitigación de los impactos es el buen desarrollo del plan de intervención de cubierta vegetal (PICV) desarrollado por la Enap para actividades antrópicas sobre determinados componentes del ambiente o entorno que caracterizan el tendido de tuberías en la provincia de Magallanes.

6.7.1 Construcción: La construcción propiamente tal se inicia con la demarcación topográfica de la franja de derechos de paso y eje del ducto, para luego proseguir con la etapa de movimiento de tierra que involucra la excavación y relleno de la zanja que contendrá al ducto. Los movimientos de tierra para conformar la zanja serán minimizados al ancho de 1 m y sólo se interviene la capa vegetal a lo largo del trazado en forma temporal, de acuerdo al procedimiento Picv, para evitar la inversión del perfil de suelos de modo que permita su recuperación natural

6.7.2 Instalación del ducto: La etapa siguiente al movimiento de tierra es la de instalación del ducto que previamente requiere: transporte y montaje de la cañería a lo largo del trazado, preparación de singularidades y curvado de cañerías (obras de arte), soldadura e inspección de ellas, parcheo sobre las uniones soldadas e instalación de la cañería en la zanja. (Imagen 7)

61

Imagen 7, Instalación de cañerías.

Fuente. Enap, 2010.

Posteriormente se retoma el movimiento de tierra que comprende: llenado intermedio de la zanja, instalación de la cinta de advertencia, completar el tapado de la zanja, restitución de la capa vegetal en los lugares que fue retirada y retiro de los elementos y materiales sobrantes de la construcción, para lo que también existe un procedimiento al mismo objetivo anterior.

Las principales singularidades constructivas son: cruces con otros ductos, atravieso de caminos y cruces de cauces de agua en general.

Terminada la construcción de los ductos, comienzan las fases de pruebas para la red de gasoductos, limpieza interior y puesta en marcha del proyecto

6.7.3 Descripción de la etapa de abandono: Posterior a la vida útil del proyecto se recuperan las instalaciones de producción y se reutilizan en otros proyectos similares. El ducto permanece enterrado ya que por su característica constructiva (metal revestido con polietileno tricapa), resulta ambientalmente inerte e inconveniente su retiro al alterar nuevamente la cubierta vegetal. La cañería metálica está protegida externamente con polietileno tricapa permitiendo un comportamiento inerte frente a la agresividad del subsuelo en que se encuentra instalada, y también estará protegida catódicamente mediante la instalación de ánodos de sacrificio. De esta forma, el conjunto “cañería - revestimiento - protección catódica” superará largamente la vida útil de cualquier proyecto específico permitiendo la reutilización de esta infraestructura en otros proyectos o bien su abandono al interior del subsuelo.

62

6.8 Análisis de los resultados vegetacionales del estudio. A continuación analizaremos uno a uno los resultados obtenidos por la Enap en el monitoreo de cubierta vegetal efectuado con posterioridad a la construcción del gasoducto, el cual nos entrega resultados de las unidades vegetacionales antes y después de su construcción.

6.8.1 Unidades Vegetacionales presentes en el área de estudio antes de la construcción del gasoducto Pecket-Esperanza:

El proyecto afecto directamente a 6 tipos de macrocomunidades, las cuales corresponden al coironal de Festuca gracillima, murtillar de Empetrum rubrum, matorral de Chiliotrichum diffusum, vegas, praderas antrópicas y bosque deciduo de Nothofagus antártica.

La riqueza de especie presente en el área de estudio está integrada por 52 familias, 102 géneros y 145 especies, de las cuales 82 corresponden a plantas vasculares representando un 14% del total de la flora vascular de la región de Magallanes según (Henríquez et al. 1995), (Domínguez y Elvebakk 2001), (Domínguez y Elvebakk 2002), (Domínguez 2002a). El matorral de romerillo y el murtillar presentaron una mayor biodiversidad respecto de las comunidades presentes en el área de estudio.

La flora está integrada mayoritariamente por elementos nativos (128 especies) comunes de la provincia de la Estepa Patagónica y del Bosque deciduo. Las especies exóticas presentes en el área de estudio son 17, un número bajo considerando que el sitio de emplazamiento del proyecto cubre 122 km de largo. La mayoría de estas especies se encuentran asilvestradas en la región y forman parte de la flora regional. Las especies exóticas más importantes en términos de cobertura son Poa pratensis, Taraxacum officinale, Myosotis stricta y Draba verna.

Muchas de estas especies son indicadores naturales de áreas degradadas, al coincidir su valor de importancia con el porcentaje de suelo descubierto. Las familias de plantas exóticas más importantes son Asteraceae y Poaceae.

La cobertura vegetal promedio en el área de estudio alcanzó un 82%. Las comunidades vegetales que presentan mayor cobertura son vega con un 97%, vegatación antrópica con un 97%, bosque de Nothofagus antarctica con un 92%, matorral de Chiliotrichum diffusum con un 76%, coironal de Festuca gracillima con un 70%, y finalmente el murtillar de Empetrum rubrum con un 62%.

6.8.2 Unidades Vegetacionales presentes en el área de estudio después de la construcción del gasoducto Pecket-Esperanza:

El informe indica monitoreos del trazado del proyecto del gasoducto Pecket-Esperanza, realizado en Enero del 2010, evaluando la condición de la cobertura vegetal y biodiversidad de los cuadrantes a través del método de Parker, cada 20 metros.

6.8.2.1 Matorral de Chiliotrichum diffusum: Matorral de romerillo (Chiliotrichum diffusum), arbusto que forma matorrales abiertos aislados o fajas en laderas protegidas de los vientos predominantes. Representado en los sectores de Monte Gallina, Tamelaike, mezclado con coirón y

63

murtilla en las cercanías del cruce en sector Las Nieves, loma Bombalot y en las cercanías de Morro Chico.

El matorral de romerillo se ubica principalmente entre las estancias Monte Gallina y Tamelaike, sector donde presenta una mayor cobertura a lo largo del trazado

La cobertura de esta comunidad en el área de influencia directa corresponde a un 72%.

En el gráfico 3 se muestra de color verde el porcentaje de las coberturas vegetales antes de la intervención y al momento del monitoreo.

Gráfico 3. Análisis del matorral de Chiliotrichum diffusum en el área de estudio.

Fuente: Enap, 2010.

Análisis: El Matorral de romerillo depende de una mayor disponibilidad de humedad y protección del viento. Su distribución depende particularmente del grado de exposición, tipo de pendiente, escurrimiento del agua y factores ambientales que influyen directamente en su densidad y cobertura. Según el grafico el porcentaje obtenido con posterioridad a la construcción del gasoducto es equivalente a un 72% valor muy cercano al 76% porcentaje previo a la construcción, lo que nos indica que esta especie es de una rápida adaptación y crecimiento y que el trabajo de intervención de la cubierta vegetal fue realizado bajo los parámetros establecidos previamente por la Enap.

6.8.2.2 Coironal de Festuca gracillima: El coironal de Festuca gracillima se encuentra en sitios generalmente planos, especialmente en el sector de nudo Pecket y posteriormente en las planicies previas y posteriores a loma Bombalot, no es muy extenso, alberga especies típicas de la estepa patagónica como Festuca gracillima, Adesmia lotoides, Olsynium biflorum, Perezia recurvata y Luzula alopecurus, alcanzando una cobertura vegetal promedio de un 63%, lo cual se ajusta a la cobertura observada actualmente en la estepa (Domínguez, 2002b).

64

En el gráfico 4 se observa de color verde el porcentaje de las coberturas vegetales antes de la intervención y al momento del monitoreo.

Gráfico 4. Análisis del coironal de Festuca gracillima en el área de estudio.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: El coironal de Festuca gracillima se encuentra en sitios generalmente planos, esta comunidad se caracteriza por la presencia de dos estratos verticales, coirón e intercoirón. De acuerdo a los antecedentes del gráfico, el estrato de coironal presenta un 22% de la cobertura vegetal, El segundo estrato intercoirón se encuentra presente en un 78% de la cobertura vegetal, lo que nos indica que es una especie de características de un repoblamiento mucho más rápido, esto por presentar requerimientos mas rústicos. La cobertura vegetal obtenida es de un 63% respecto del 70% previo a la construcción, lo que nos indica al igual que en el caso anterior que esta especie es de una rápida adaptación y que el trabajo de intervención de la cubierta vegetal fue realizado bajo los parámetros establecidos previamente por la Enap.

6.8.2.3 Murtillar de Empetrum rubrum: El murtillar de Empetrum rubrum constituidos por un matorral rastrero dominante que se desarrolla en los sitios más altos de los cerros bajos en la estepa patagónica y/o sobre pastoreados, fuertemente expuestos a los vientos predominantes. A este matorral se asocian plantas pulvinadas que forman cojines convexos (mogotes) para protegerse de los fuertes vientos (Bolax spp.)

Las especies más frecuentes fueron Empetrum rubrum y Azorella lycopodioides, y las que mostraron mayores valores de cobertura fueron Empetrum rubrum y Festuca gracillima los cuales poseen una cobertura vegetal promedio de un 49%.

En el gráfico 5 se grafica de color verde el porcentaje de las coberturas vegetales antes de la intervención y al momento del monitoreo.

65

Gráfico 5. Análisis del murtillar de Epetrum rubrum en el área de estudio.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: El murtillar de Empetrum rubrum constituidos por un matorral rastrero dominante que se desarrolla en los sitios más altos de los cerros bajos en la estepa patagónica y/o sobre pastoreados, fuertemente expuestos a los vientos predominantes. En estos murtillares es posible observar arbustos rastreros como Baccharis magellanica, la cobertura vegetal promedio en la zona de murtillar fue de un 49%. Con un 29% de cobertura del estrato murtillar, esto ya se aleja un poco respecto del 62% de cobertura inicial previa a la construcción, esto puede deberse a una mala ejecución del Picv para este sector, o que este estrato requiere de más tiempo para su mejor establecimiento.

6.8.2.4 Vegas Hidrofiticas:

El área de influencia del proyecto intercepta en 14 oportunidades a la comunidad de vega, sistema representado mayoritariamente por los sectores de Kampenaike, Monte Gallina y Palermo. En general, las vegas están integradas gramíneas, destacan Poa pratensis, Hordeum comosum y Hordeum lechleri por sus altos valores en frecuencia y cobertura promediando una cobertura vegetal del 74%.. Se caracterizan por la carencia de especies leñosas, aunque en el área de estudio las vegas son rodeadas por franjas de romerillo que se distribuyen en terrenos adyacentes más elevados y menos húmedos.

En el gráfico 6 se grafica de color verde el porcentaje de las coberturas vegetales antes de la intervención y al momento del monitoreo.

66

Gráfico 6. Análisis de vegas hidrofiticas en el área de estudio.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: En general, las vegas están integradas por gramíneas las que forman un césped denso. Estas comunidades se ubican en depresiones con mínima pendiente, circundadas por cerros de escasa altura. Estas gramíneas posterior al monitoreo aparecen con un 22% de cobertura, formando parte del 74 % de cobertura vegetal, porcentaje que se aleja aun más que en los casos anteriores respecto del valor previo al monitoreo el que corresponde a un 97%, esto se puede deber a que en la zona de vegas es más difícil implementar de una correcta forma el Picv, debido a la abundancia de agua y anegamiento de la zanja abierta, lo que impide un trabajo expedito.

6.8.2.5 Vegetación Antrópica: El anfiteatro glaciar ubicado alrededor de la Laguna Blanca es un escenario ideal para el asentamiento de plantas alóctonas, como también los sitios alterados por la remoción de la cubierta vegetal original (bermas de la Ruta 9 y caminos secundarios). Obtuvieron mayores valores en frecuencia, cobertura y valor de importancia Taraxacum officinale, Achillea millefolium, Trifolium repens, Poa pratensis y Hordeum comosum, promediando un 54% de cobertura vegetal.

Las forma de vida dominante está representada por 7 hemicriptófitas las que representan un 64% de la vegetación observada, el otro estrato esta compuesto por gramíneas donde destaca por su frecuencia y cobertura Poa pratensis.

En gráfico 7 se grafica de color verde el porcentaje de las coberturas vegetales antes y después de la intervención.

67

Gráfico 7. Análisis de vegetación antrópica en el área de estudio.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: Este tipo de vegetación se desarrolla en praderas naturales, las que fueron sembradas en el pasado con gramíneas exóticas de alto valor forrajero para la ganadería ovina. Muchas de las especies sembradas se han asilvestrado y actualmente se propagan solas. La cobertura al momento del monitoreo nos entrega como resultado un 54% demostrando la tendencia a la baja de la cobertura previa, representada por 97% esto puede indicar que este tipo de vegetación es más lenta en su recuperación y que pudo verse afectada por un mal manejo del Picv.

6.8.2.6 Bosque deciduo de Nothofagus antárctica:

En el sector de Monte Gallina y en las proximidades al pozo Esperanza se desarrolla un bosque fragmentado de Nothofagus antarctica (ñirre), caracterizado por formar parches ubicados en un área de transición entre el bosque y la estepa. La mayoría de estos parches aún presentan evidencia de los disturbios provocados por incendios intencionales ocurridos en el pasado, cuyo objetivo consistió en despejar estos densos bosques achaparrados para sembrar especies forrajeras como pasto miel, pasto ovillo y diente de león.

Bosquetes remanentes de ñirre, formaciones boscosas y achaparradas presentes en escasa extensión en el sector de Monte Gallina, así como fragmentos aislados a 2,5 km al Norte de Villa Tehuelches y en las inmediaciones del trazado en el sector cercano a pozo Esperanza.

La cobertura vegetal promedio obtenida en el bosque alcanzó un 47%. En las áreas muestreadas en la comunidad de bosque de ñirre se observa evidencia de actividad agropecuaria, así lo demuestra la presencia de malezas y senderos de vacunos en estas formaciones boscosas fragmentadas, que sirven de hábitat preferencial para algunos mamíferos y aves.

68

En el gráfico 8, se grafica de color verde el porcentaje de las coberturas vegetales antes de la intervención y al momento del monitoreo.

Gráfico 8. Análisis de bosque deciduo de Nothofagus antarctica en el área de estudio.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: En general, el bosque de ñirre se caracteriza por presentar ejemplares de 3 – 4 m de altura, con árboles de troncos torcidos achaparrados típicos. La cobertura vegetal promedio obtenida en el bosque alcanzó un 47%. Donde nueva mente se identifica la tendencia a la baja respecto del porcentaje de cobertura previo al monitoreo, el cual es de un 92%

69

7 Análisis de la diversidad de las unidades vegetacionales después de la construcción del gasoducto Pecket-esperanza:

En el área de estudio se identificaron un total de 43 especies, las que representan el 9% de la flora regional, otorgando los porcentajes de cobertura vegetal esperados para el tiempo transcurrido, acorde con las características edafovegetacionales de cada unidad. Gráfico 9. Porcentaje de cobertura de las distintas especies vegetacionales presentes en el gasoducto Pecket Esperanza.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: El porcentaje de cobertura vegetacional, varía considerablemente entre los rangos estimados previos a la intervención, en comparación con lo observado en el monitoreo, Las unidades vegetacionales que mas destacaron en cuanto a superficie, fueron Vegas y matorrales, a comparación con los rangos presentados en primera instancia, donde vegetaciones antrópicas ocupaba el primer lugar, manteniendo siempre las vegas con un alto porcentaje de cobertura vegetacional. El porcentaje más bajo obtenido es el que corresponde a bosque con un 47%.

El gráfico 10, nos muestra la distribución de especies presentes en el sector.

70

Gráfico 10. Diversidad de especies presentes en distintas unidades del gasoducto Pecket Esperanza.

Fuente: Enap, 2010. Análisis: La diversidad de especies presentes en las distintas unidades del gasoducto Pecket Esperanza, se ve principalmente privilegiada por la presencia de matorrales, en un segundo lugar, se puede observar la presencia de vegas, siendo el murtillar junto a los coironales, los que ocupan un tercer puesto dejando en el último lugar a la vegetación antrópica y al bosque deciduo.

71

7. DISCUSIÓN Y CONCLUSION.

El desarrollo industrial depende de la utilización de minerales, lo que produciría una sobreexplotación de los recursos naturales, este desarrollo también genera en las industrias desechos, sustancias sólidas y líquidas altamente tóxicas que dañan el suelo, el agua, la flora y la fauna. Los gobiernos se obligan a crear dispositivos y sistemas que ayuden a tratar estos desechos para evitar la contaminación.

Actualmente hablar de la contaminación ambiental, es un tema de gran importancia para todos. Este tema es considerado delicado porque involucra a todos los seres humanos. Por lo tanto, debemos de saber hasta qué punto las sustancias químicas son representativos en el aspecto negativo de la contaminación. Esta consecuencia contaminante se denomina impacto ambiental, la alteración o cambio perjudicial o no del ambiente, producido directamente o indirectamente por actividades humanas.

Aquellos impactos ambientales ocasionados por el hombre, que acumulados en el tiempo, afectan en forma directa la calidad de vida de las personas y en general los ecosistemas, incluyendo a la vida silvestre y acuática, es lo que llamamos pasivos ambientales.

Las diferentes actividades mineras ocasionan problemas ambientales. En Magallanes el creciente desarrollo de la industria petrolera y gasífera, la licitación de bloques a empresas privada para el desarrollo de contratos especial de operaciones (CEOPs), prevé un gran aumento de los impactos ambientales, como por ejemplo el tendido de ductos para el traslado del producto explotado. Se debería lograr un consenso para dar prioridad a los sitios, áreas o lugares que serán evaluados y posteriormente intervenidos teniendo presente al menos lo significativo del deterioro ambiental, y particularmente de los impactos sobre las personas y la vida silvestre, sin dejar de lado las alternativas de rehabilitación, recuperación o remediación.

También los impactos se deben a la destrucción de los suelos, intervenciones que dejan desprotegidas las partículas del suelo, que por acción del agua, el viento y otros factores son erosionados, dando origen a terrenos desérticos no aptos para la agricultura. La desertización la salinidad y la erosión son las principales, causas de destrucción del suelo. La desertización se refiere a la perdida de la cobertura vegetal.

Existen medidas de mitigación que implementan las empresas como por ejemplo, el plan de intervención de Cubierta Vegetal, (PICV) aplicado por la Enap en los últimos años, el cual se basa en un procedimiento de apertura y cierre de zanjas para el tendido de ductos, que cuando es bien ejecutado, minimiza la perdida de la cobertura vegetal, esto se ve reflejado en los resultados obtenidos en el monitoreo de las áreas intervenidas en nuestro caso de estudio entregando los siguientes resultados.

72

La cobertura vegetal promedio obtenida en el monitoreo fue de 82% para el área de estudio. Las comunidades presentes en el área de influencia indirecta fueron las siguientes: 1) coironal de Festuca gracillima, 2) murtillar de Empetrum rubrum, 3) matorral de Chiliotrichum diffusum, 4) vegas, 5) praderas antrópicas y 6) Bosque deciduo de Nothofagus antártica. La comunidad vegetal que predomina, corresponde a coironal con una cobertura de 29,4%.Le sigue en importancia pradera antrópica con un 28,8% y romerillo con un 26,7%. Con menor predominio aparecen murtillares con un 6,8% y vegas con un 4,7%. La fracción restante consiste en bosquetes ralos y pequeños retazos de ñirre achaparrado (2,0%), más terrenos modificados antrópicamente por la extracción de áridos, caminos secundarios y accesos a estancias.

En base a estos antecedentes, el efecto de los impactos ambientales sobre la perturbación de terrenos para la construcción de ductos para la actividad gasífera y petrolera en la región de Magallanes no genera impactos negativos significativos sobre las especies constituyentes de la flora y vegetación presentes en las distintas comunidades analizadas en el área de influencia.

73

8. LITERATURA CONSULTADA.

ALMEIDA, A (2006). Fases e impactos de la actividad petrolera. En: Manuales de Monitoreo Ambiental Comunitario. Acción Ecológica. Quito. ARELLANO, S. Y S. VALDÉS (2006), Los Mercados de Combustibles Líquidos en Chile (editores), ediciones PUC. BAKKE, T. Y LAAKE, M. (1991) . Test on degradation of a new drill mud type under natural conditions. En: Final report. Nork. Inst. for Vannforskning. Oslo Norway. BENOIT I L ed. (1989). Libro Rojo de la Flora Terrestre de Chile (Primera Parte) CONAF. Santiago de Chile. 157pp.

CARICEO, Y. (2007). Análisis de los impactos asociados a actividades de tendido de poliductos de Enap en la Patagonia Chilena. Trabajo de titulación para optar al grado de diplomado en gestión ambiental, Universidad Católica del Norte.

COVACEVICH N (2000). Guía de manejo para coironales. Bases para el planeamiento de la estancia. Boletín INIA Nº 47, INIA-Kampenaike, Punta Arenas, Chile. 29 pp. DELGADO D. (2002). Lecciones de Venezuela. Los 4 objetivos del golpe contra Chávez. - Información distribuidas en las listas de ALTERCOM. DIERSCHECKE H (1994). Pflanzensoiziologie – Grundlangen und Methoden. Eugen Ulmer, Stuttgart. 683 pp.

DOMINGUEZ E & A ELVEBAKK (2001). Lepidium draba L. (Brassicaceae), una adición a la flora adventicia de la Región de magallanes, Chile. Anales Instituto Patagonia, Serie Cs. Nat. (Chile). 29: 69 – 73.

DOMINGUEZ E & A ELVEBAKK (2002). Lecanophora subacaule Kropov. (Malvaceae), Nuevo Registro para la Flora de Chile. Gayana Bot. 59(1): 43 – 47.

DOMINGUEZ E (2002b). Resultados del Monitoreo de la Cubierta Vegetal para el Proyecto Gasoductos Dungeness – DAU “ de la Empresa Nacional del Petróleo – Magallanes. Plan de Seguimiento del E.I. A. Inf. Instituto de la Patagonia. 94: 59 pp. GAJARDO R (1994). La vegetación natural de Chile. Clasificación y distribución geográfica. Editorial Universitaria, Santiago, Chile. 165 pp. GALETOVIC, A. (2008) , “Un Análisis Económico de la Industria de la distribución de Gas Natural en Chile”, mimeo Universidad de Los Andes.

74

GASTÓ, J., COSIO, F. y ARÁNGUIZ, I. (2002). Método holístico-empírico de cálculo de la capacidad sustentadora y de la productividad ganadera potencial de los Sitios. Provincia Esteparia Muy Fría Tendencia Seco estival o Patagonia Occidental. (pp, 703-716) In:

GASTO, J., F. COSIO, Y D. PANARIO. (1993). Clasificación de ecorregiones y determinación de sitio y condición manual de aplicación a municipios y predios. 254p, Ediciones Red de Pastizales Andinos (REEPAN), Quito, Ecuador.

GASTÓ, J., RODRIGO, P y ARÁNGUIZ, I. (2002). Ordenación Territorial. Santiago Facultad de Agronomía e Ingeniería Forestal. Pontificia Universidad Católica de Chile. 996 p.

GÓMEZ, J. Y F. SARMIENTO, (2001). Diccionario de ecología: paisajes, conservación y desarrollo sustentable para Latinoamérica. Ediciones Abya-Yala. Caracas, Venezuela. GOOSEM M. (1997). Internal fragmentation: the effects of roads, highways and powerline clearings on movements and mortality of rainforest clearings. Pp. 241255 in W.F. Laurance and R.O. Bierregaard Jr. (Eds.). Tropical Forest Remnants: Ecology, Management and Conservation of Fragmented Communities. University of Chicago Press: Chicago. GREEN, PANARIO, D., GALLARDO, S., y GASTÓ, J. (1987). Unidades geomorfológicas en el sistema de clasificación de pastizales. Distrito. Informe proyecto CONICYT-FONDECYT. Nº 1409-86.

HENRIQUEZ M, E PISANO & C MARTICORENA (1995). Catalogo de la flora vascular de Magallanes (XII Región), Chile. Ans. Inst. Pat. Ser. Cs. Nts., Punta Arenas (Chile). Vol. 23: 5 – 30.

KIELMES, M. (2004). Latin America E & P. Hanging there. Petroleum Review No. 58. MARTICORENA C & M QUEZADA (1985) . Catálogo de la flora vascular de Chile. Gayana, Serie Botánica 42 (1- 2): 1-157 pp.

MARTICORENA C & R RODRIGUEZ (1995). Flora de Chile Vol. 1. Ed. Universidad de Concepción, Chile. 351 pp.

MARTINIC M. (2004). HISTORIA DEL PETRÓLEO EN MAGALLANES. Por Mateo Martinic. Empresa Nacional del Petróleo. Tercera edición revisada y aumentada. 16 x 22,5 cms. 176 págs.

MATTHEI O (1995). Manual de las malezas que crecen en Chile. Alfabeta Impresores, Santiago, 554 pp.

MOMMER B. (1982). “Una historia del Petroleo en Venezuela” Revista SIC, Nº 450, diciembre 1982. MOORE DM (1983). Flora of Tierra del Fuego. Oswestry, Saint Louis, ix, 369 pp.

75

PANARIO, D., MORATÓ, S., GALLARDO, S., y GASTÓ, J. (1988). Sitio en el sistema de clasificación de pastizales. Sistemas en Agricultura. IISA 8818. Santiago, P. Universidad católica de Chile. Facultad de agronomía.

PARKER, K.W. and HARRIS, R.W. (1958). The 3 step method for measuring condition and trend of forest study: a resume of its history development and use In: U.S. Dept. Agric. Techniques and methods of measuring understory vegetation. Proceedings of a symposium at Tifton, Georgia. U.S. Dep. Agric. Forest Service Exp. Station.

PARKER, K.W. (1954). Application of ecology in the determination of range condition and trend. Journal of Range Management. Vol. 7. 150-154.

PATIN, S. (1999) Factors of the offshore oil and gas industry's impact on the marine 58, environment and fishing. En. Environmental Impact of the Offshore Oil and Gas Industry. EcoMonitor Publishing. NY. PISANO E (1973). Fitogeografía de la península Brunswick, Magallanes. I. Comunidades Meso-Higromórficas e Higromórficas. Anales del Instituto de la Patagonia Punta Arenas, Chile. 4: 143-204.

PISANO E (1975). Características de la biota magallánica derivada de factores especiales. Anales Instituto Patagonia (Chile) 6: 123 – 137.

PISANO E (1977). Fitogeografía de Fuego-Patagonia Chilena. I. Comunidades vegetales entre las latitudes 52° S y 56° S. Anales del Instituto de la Patagonia Punta Arenas, Chile. 8: 121-250.

RAMIREZ C & E STEGMEIER (1982) . Formas de Vida en Hidrófitos Chilenos. Ambientes Acuáticos Vol. 6, N°1: 43–54

RAMIREZ C, C SAN MARTIN & P OJEDA (1997) . Muestreo y tabulación fitosociológica aplicados al estudio de los bosques nativos. Bosque 18(2): 19-27.

RAMIREZ C, C SAN MARTIN & M L KEIM (1997) . Flora ruderal del antiguo basural de Ovejería (Osorno, Chile). Gayana Botánica 54 (1): 19-30

REYES, F. Y AJAMIL, C. (2005A). Descripcion de los impactos de la actividad petrolera. En: Petroleo, Amazonia y Capital Natural. Fondo Editorial C.C.E. Quito. REYES, F. Y AJAMIL, C. (2005B). El agua de formacion como pasivo ambiental acumulado. En: Petroleo, Amazonia y Capital Natural. Fondo Editorial C.C.E. Quito. SAEZ C (1995). Fertilidad de los suelos de la región de Magallanes. Universidad de Magallanes, 5-18

WILLIAMS, C. (2004) . Nueva industria de gas del Caribe en rápida expansión. Oil and - Gas Journal. Vol. 10 No. 3