propuesta de indicadores ambientales para evaluar el...
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PROPUESTA DE INDICADORES AMBIENTALES PARA EVALUAR EL IMPACTO
AMBIENTAL DEL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN EN YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES
JHON FERNEY LLANTEN
ADRIANA XIMENA ACOSTA ALVAREZ
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES
ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DE RECURSOS NATURALES
BOGOTA
PROPUESTA DE INDICADORES AMBIENTALES PARA EVALUAR EL IMPACTO
AMBIENTAL DEL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN EN YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES
JHON FERNEY LLANTEN
ADRIANA XIMENA ACOSTA ALVAREZ
Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de
Especialista en Gerencia de Recursos Naturales
Tutor
ALEJANDRO COPETE PERDOMO
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES
ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DE RECURSOS NATURALES
BOGOTA
NOTA DE ACEPTACIÓN
________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________
________________________________
________________________________ Tutor
Bogotá, D.C., Agosto de 2019
1
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ................................................................................................................................................4
INTRODUCCIÓN......................................................................................................................................5
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..............................................................................................7
2. JUSTIFICACIÓN ..............................................................................................................................9
3. OBJETIVOS .................................................................................................................................. 12
4. MARCO DE REFERENCIA ........................................................................................................... 13
4.1 ANTECEDENTES ....................................................................................................................... 13
CONTEXTO INTERNACIONAL: ....................................................................................................... 13
4.1.1 Francia: ................................................................................................................................. 13
4.1.2. Alemania: ............................................................................................................................. 14
4.1.3. Estado de Nueva York, Estados Unidos: ............................................................................ 15
4.1.4. Estado de Victoria, Australia ............................................................................................... 16
4.1.5. Maryland, Estados Unidos .................................................................................................. 16
4.2. CONTEXTO NACIONAL ............................................................................................................ 17
4.3. CONCEPTOS HIDROCARBURIFEROS: .................................................................................. 26
4.3.1. TIPOS DE YACIMIENTOS: ................................................................................................. 27
4.2.2. TIPOS DE TECNOLOGIAS ........................................................................................... 30
5. METODOLOGÍA ............................................................................................................................ 35
5.1. Descripción de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos tanto en
yacimientos convencionales como no convencionales ..................................................................... 35
5.2. Identificación de los impactos más relevantes generados por la industria de los yacimientos
no convencionales. ............................................................................................................................ 35
5.3. Formulación de una propuesta de indicadores ambientales para medir el impacto que se
generaría en el desarrollo de yacimientos no convencionales ......................................................... 36
6. RESULTADOS .............................................................................................................................. 37
6.1. Identificación De Las Actividades De Exploración Y Explotación De Hidrocarburos Que Se
Realizan En Yacimientos Convencionales Y No Convencionales .................................................... 37
6.2. Impactos ambientales más relevantes generados por la industria de los yacimientos no
convencionales. ................................................................................................................................. 49
6.3. Propuesta de indicadores ambientales para medir el impacto que se generaría en el
desarrollo de yacimientos no convencionales ................................................................................... 59
7. DISCUSIÓN DE RESULTADOS ................................................................................................... 69
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................................ 73
9. BIBLIOGRAFIA .............................................................................................................................. 75
10. ANEXO 1 ................................................................................................................................... 81
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 Reservas de Hidrocarburos en el Subsuelo ........................................................... 10
Figura 2 Legislación ambiental, y técnica expedida para el desarrollo de los Yacimientos no
Convencionales o roca generadora en el País ..................................................................... 18
Figura 3. Tipos e Yacimientos .............................................................................................. 28
Figura 4. Estimulación Hidráulica en Yacimientos Convencionales ...................................... 31
Figura 5. Estimulación Hidráulica en CBM. .......................................................................... 31
Figura 6. Estimulación hidráulica (FRACKING) en yacimientos en roca generadora............ 34
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Contrato E&E la Loma ........................................................................................... 29
Tabla 2. Diferencias de la actividad de concesión en yacimientos convencional vs yacimiento
no convencional. .................................................................................................................. 38
Tabla 3. Diferencias de la actividad de exploración y viabilidad en yacimientos convencional
vs yacimiento no convencional. ........................................................................................... 38
Tabla 4. Diferencias de las actividades de sísmica en yacimientos convencional vs
yacimiento no convencional. ................................................................................................ 39
Tabla 5. Diferencias de las actividades de perforación exploratoria en yacimientos
convencional vs yacimiento no convencional. ...................................................................... 41
Tabla 6. Diferencias de las actividades de producción en yacimientos convencional vs
yacimiento no convencional. ................................................................................................ 44
Tabla 7. Diferencias de las actividades de desmantelamiento en yacimientos convencional
vs yacimiento no convencional. ........................................................................................... 44
Tabla 8. Diferencias de las actividades de abandono de pozos en yacimientos convencional
vs yacimiento no convencional. ........................................................................................... 46
Tabla 9. Diferencias de las actividades de abandono de instalaciones y obras civiles en
yacimientos convencional vs yacimiento no convencional. .................................................. 47
Tabla 10. Diferencias de las actividades de abandono de equipos, facilidades de superficie y
tuberías en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional. ................................ 48
Tabla 11. Cantidades de agua requerida para fracturamiento hidráulico en diferentes
formaciones. ........................................................................................................................ 53
RESUMEN
El desarrollo de prácticas de explotación y explotación de hidrocarburos en el mundo trae
consigo variadas controversias frente a los riesgos que en materia de impactos ambientales
estas pueden generar.
Sin embargo, algo que es latente en la sociedad actual es la necesidad de incrementar los
esfuerzos por encontrar nuevas reservas de hidrocarburos y optimizar el uso de las reservas
existentes. Dicha situación ha regenerado expectativas a la industria petrolera frente a la
oportunidad de aumentar niveles de reservas aprovechables a través de la técnica de la
estimulación hidráulica.
El objeto de este trabajo es revisar las actividades asociadas a la exploración y explotación
de Yacimientos no convencionales y a partir de estas identificar posibles impactos
ambientales, esto con el fin de presentar una propuesta de indicadores que permitan asumir
una posición informada sobre la conveniencia o no de esta práctica en el país.
Esta labor fue realizada mediante una revisión de las actividades exploración y explotación de
hidrocarburos convencionales, contrastadas con las etapas de la exploración y explotación de
hidrocarburos no convencionales; junto con el análisis de entrevistas realizadas a varios
expertos en el tema y a algunos pobladores de un municipio donde se realizan labores de
exploración de hidrocarburos en el país.
A partir de la información obtenida en este análisis superponiendo las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales, con las posiciones
de expertos y pobladores con respecto a sus percepciones sobre los impactos ambientales
que generaría los yacimientos no convencionales, este proyecto propone una serie de
indicadores que pueden ser usados para medir los posibles impactos a generados por la
implementación del fracking en el país.
INTRODUCCIÓN
Este trabajo describe conceptualmente las actividades que integran la actividad de
exploración y explotación de hidrocarburos tanto en yacimientos convencionales como no
convencionales, observando algunos riesgos ambientales asociados a las operaciones
realizadas. De igual manera aporta un acercamiento a los elementos que pueden ser usados
como indicadores ambientales en el desarrollo de actividades de fracking en el país.
Lo anterior se hace con el fin de proporcionar herramientas de análisis aplicables a los futuros
proyectos de yacimientos no convencionales en Colombia, que permitan discutir de manera
racional las consecuencias que traería el desarrollo de esta práctica sobre las condiciones
ambientales de nuestro territorio.
Este estudio tiene como origen la necesidad actual de abordar la discusión sobre las
implicaciones de este tipo de actividades que generan mucha controversia en el país por la
falta de estudios aplicados en el contexto nacional, pero que son necesarios en una época de
inminente reducción en la oferta de hidrocarburos en el país y la urgencia del gobierno
nacional de buscar nuevas fuentes energéticas para su desarrollo.
En desarrollo de este proyecto inicialmente se revisaron las diferentes etapas del proceso de
exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, para posteriormente poder
evaluar las variaciones que presentan con respecto a los yacimientos no convencionales
asociados con la roca generadora de Shale gas y Shale oil (fracking). Asimismo, se
consultaron los indicadores ambientales presentados por la Asociación Colombiana del
Petróleo (ACP) en el Informe de desempeño ambiental de 2015, para definir cuál de estos
podrían ser evaluados para este tipo de yacimientos.
Para analizar las diferencias entre los impactos ambientales que generan los Yacimientos
convencionales Vs los no Convencionales se desarrollaron varias entrevistas con un grupo de
profesionales expertos del país que han trabajado en temas de exploración y explotación de
hidrocarburos, así como con funcionarios tomadores de decisión en el país para conocer de
primera mano su opinión sobre esta actividad.
También se realizó una encuesta a la comunidad del municipio de guaduas (Cundinamarca)
durante los meses de abril y mayo de 2019, donde se vienen realizando labores de exploración
de hidrocarburos con el propósito de conocer su conocimiento y percepción sobre las labores
realizadas y las consecuencias ambientales y sociales que las mismas generan.
Bajo este entendido, este proyecto de investigación busca proponer algunos indicadores
ambientales para medir los posibles impactos ambientales que generaría el desarrollo de
actividades de exploración y explotación de yacimientos no convencionales.
Teniendo en cuenta lo anterior, esta investigación se desarrollará en tres capítulos, el primer
capítulo describe las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que se
realizan en yacimientos convencionales como no convencionales.
En el segundo capítulo se identifican los impactos más relevantes generados por la industria
de los yacimientos no convencionales.
Y finalmente en el tercer capítulo se formulan indicadores ambientales para evaluar el impacto
que puede generar el desarrollo de los yacimientos no convencionales.
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente la discusión petróleo no agua sí, es una discusión que genera muchos
cuestionamientos y nos hace pensar en la necesidad de evaluar esta discusión desde una
mirada más ecológica.
Teniendo en cuenta esto, el problema actual no debe centrarse en el uso de una tecnología o
no, los posibles impactos ambientales que se podrían generar en la explotación de
yacimientos no convencionales deben ser analizados entendiendo que el país debe generar
una revolución tecnológica capaz de responder a estas nuevas necesidades, atrayendo
nuevos inversionistas y desarrollando la industria local, para que esta pueda prestar servicios
ambientales que respondan a los nuevos retos a los que nos enfrentamos no solo con la
industria de los hidrocarburos, sino también con el desarrollo de las energías limpias.
Si la industria de hidrocarburos en Colombia lleva 100 años es importante reconocer que a lo
largo de todos estos años tanto la industria, como la institucionalidad que regula y controla la
actividad hidrocarburífera en el país, han usado diferentes indicadores para evaluar el impacto
ambiental que genera cada una de las actividades de la exploración y explotación en
yacimientos convencionales (YC), y sus efectos sobre los componentes abióticos, bióticos y
socioeconómicos de las regiones en donde se adelantan estas actividades.
Por lo general las condiciones de seguridad y prevención son una realidad en los yacimientos
convencionales que actualmente se explotan en el país, basados en que una gran cantidad
de pozos convencionales son explotados diariamente haciendo uso de la estimulación
hidráulica, los cuales en su mayoría no presentan problemas ni afectan estabilidad ambiental
las regiones en los cuales de se desarrollan estas prácticas industriales.
Si bien el desarrollo de yacimientos convencionales en el país está debidamente regulado y
es una actividad segura bajo condiciones operacionales debidamente implementadas, se
debe destacar que esta información en actividades en yacimientos no convencionales (YNC)
se desconoce, y mucho más toda aquella información asociada con indicadores ambientales
para medir el impacto que puede llegar a generar el desarrollo de estas actividades teniendo
en cuenta que este tipo de yacimientos no han sido explorados ni explotados en el país.
Bajo esta consideración se hace oportuno en este estudio, empezar a estimar indicadores
ambientales que permitan medir los ´posibles impactos ambientales que puede generar el
desarrollo de yacimientos no convencionales a través de tecnologías como el fracking.
Otro punto que hace relevante este estudio es la necesidad de atender las inquietudes
ambientales que se han asociado con la estimulación hidráulica para la exploración y
explotación de yacimientos no convencionales. Actualmente la discusión se ha enfocado en
descartar la tecnología que se plantea usar para extraer los hidrocarburos en yacimientos no
convencionales (shale), al considerar que los diferentes controles operacionales que se usan
en superficie y en el subsuelo para minimizar los posibles aspectos ambientales en
yacimientos convencionales son insuficientes para prevenir la generación de: residuos,
vertimientos, emisiones, consumo de agua, entre otros que se podrían generar con el
desarrollo de actividades en yacimientos no convencionales (YNC). Sin embargo, no es
posible establecer con certeza lo anterior si no se cuentan con indicadores ambientales que
así lo confirmen.
Teniendo en cuenta esto, las preguntas de investigación que surgen son: ¿Cuáles son las
actividades de exploración y de explotación que se realizan tanto en yacimientos
convencionales como no convencionales?
¿Cuáles son los impactos más relevantes generados en la industria de los yacimientos no
convencionales YNC?.
¿Qué indicadores ambientales podrían medir el impacto que se generaría en el desarrollo de
yacimientos no convencionales?.
2. JUSTIFICACIÓN
Los aportes que este ejercicio realizará se pueden distribuir en los siguientes tipos:
Conocimiento:
Este trabajo representa un ejercicio importante para el desarrollo de capacidades de
relacionamiento, y de análisis de las condiciones propias de nuestro país frente a la técnica
de exploración y explotación de yacimientos no convencional, de igual manera contribuye a la
literatura sobre el fracturamiento hidráulico en el país toda vez que la información relativa a
esta actividad ha estado circunscrita a grupos selectos de miembros del gobierno, academia
y empresa que han tenido la oportunidad de compartir información con expertos
internacionales sobre el tema.
Igualmente es una contribución a la divulgación en español de conocimientos a través de la
discusión y análisis de los indicadores que pueden darnos una guía de medición del
comportamiento de la actividad teniendo en cuenta que la literatura más actualizada se
encuentra en otros idiomas.
Metodología:
El contraste realizado entre la consulta de información bibliográfica y documental y la
realización de entrevistas individuales a expertos, incluyendo a personas pertenecientes tanto
a profesionales de campo, como a académicos y a tomadores de decisión a nivel
gubernamental permiten un análisis lo más amplio y heterogéneo posible. Sólo de esta forma
se podría garantizar elementos de partida para desarrollar los indicadores ajustados a los
YNC. De igual manera la recopilación de información brindada directamente por la comunidad
interesada (stakeholder), se considera parte del proceso de consulta, y por tanto es uno de
los niveles de participación pública más sencillo si lo consideramos como el soporte o
suministro para establecer las bases del proceso participativo.
Estas herramientas, incorporan y enriquecen el diagnóstico con aspectos que no puede
contemplar solamente la información a partir de documentos técnicos.
Solución de Problemas
Ambientales:
Si bien el país cuenta con un marco legal ambiental y del sector de energía amplio, en muchos
casos se hace inoperante el ejercicio de control y seguimiento ambiental que se les debe
hacer a las petroleras por parte de la autoridad ambiental y la entidad encargada de
administrar el recurso hidrocarburífero del país, llevando a que muchas veces se diluya el
seguimiento de los controles operacionales fundamentales, para garantizar la calidad
ambiental del país.
Teniendo en cuenta esto, se hace oportuno el desarrollo de esta investigación teniendo en
cuenta que con ella se desarrollará una propuesta de indicadores ambientales que sean
representativos y que permitan medir el impacto ambiental que puede llegar a generar el
desarrollo de los yacimientos no convencionales en Colombia, y con ello contribuir con una
herramienta de evaluación ambiental que pueda ser usada por la autoridad ambiental en el
proceso de revisión y evaluación de impactos ambientales en el desarrollo de yacimientos no
convencionales en Colombia.
Sociales y Económicos
Actualmente los esfuerzos en el país están dirigidos a extraer el 2% de los hidrocarburos que
se acumulan en trampas o yacimiento denominados convencionales, a pesar de ser este un
negocio de muy alto riesgo con baja probabilidad de éxito. A diferencia de lo que sucede con
los yacimientos no convencionales. Los cuales brindan la posibilidad de extraer el 45%
acumulado en roca generadora, siendo este un negocio de bajo riesgo exploratorio, por el alto
volumen de reservas (ver figura 1).
Figura 1 Reservas de Hidrocarburos en el Subsuelo
Fuente: ANH 2018
Así las cosas y la importancia de adelantar la industria de los yacimientos no convencionales
para garantizar la sostenibilidad energética del país, se hace pertinente en la realidad actual,
así como medir a través de indicadores ambientales cual podría ser el impacto ambiental que
puede generar actividades de exploración y producción de hidrocarburos mediante esta
tecnología.
3. OBJETIVOS
3.1. OBJETIVO GENERAL
Identificar indicadores ambientales de la industria hidrocarburífera en la exploración y
explotación de yacimientos no convencionales, mediante la identificación de las actividades e
impactos que se presentan en esta actividad económica.
3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que se realizan
en yacimientos convencionales como no convencionales
Identificar los impactos Ambientales más relevantes generados por la industria de los
yacimientos no convencionales.
Formular una propuesta de indicadores ambientales para medir el impacto que se
generaría en el desarrollo de yacimientos no convencionales.
4. MARCO DE REFERENCIA
El contexto teórico de referencia en el que se fundamenta este proyecto, son los yacimientos
no convencionales y los impacto que genera el desarrollo de este tipo de actividades sobre el
ambiente. Complementariamente, se construye un estado del arte que incluye experiencias
internacionales, así como un recuento del marco de referencia nacional bajo el cual se
sustenta el desarrollo de esta actividad.
4.1 ANTECEDENTES
A nivel mundial la industria de los Yacimientos No Convencionales (YNC) ha sido cuestionada
por la generación de impactos significativos al ambiente, algunos de estos cuestionamientos
se incluyeron en el Proyecto de Ley N° 71 de 20181 presentado por algunos senadores de
Colombia para justificar la prohibición de estas actividades de Exploración y/o Explotación de
Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos en el territorio colombiano. Teniendo
en cuenta esto a continuación se presentan algunas de estas experiencias internacionales
presentadas en este documento:
CONTEXTO INTERNACIONAL:
4.1.1 Francia:
En el 2011 Francia fue el primer país del mundo en prohibir el fracking. La prohibición se
encuentra expresa en la Ley N° 2011-835 del 13 de julio de 20112, la cual fue promovida por
el presidente del momento: Nicolas Sarkozy. En esta se establece que conforme al Código
del Ambiente, en específico el artículos 110 - 1 en el que se consagra el principio de
prevención y de corrección previa, el fracking tiene altas probabilidades de generar daños
irreversibles al ambiente y a su vez a la salud pública, en especial por las potenciales
1 Proyecto de Ley N° 71 de 2018 Senado de la Republica de Colombia, “por medio del cual se prohíbe en el territorio nacional la exploración y/o la explotación de yacimientos no convencionales (YNC) de hidrocarburos y se dictan otras disposiciones”. Senadores que presentan el proyecto Angélica Lozano Correa, Iván Cepeda Castro, Feliciano Valencia, Juan Luis Castro Córdoba, Gustavo Petro Urrego, Iván Marulanda, Alberto Castilla Salazar, Aída Avella Esquivel, Guillermo García Realpe, Antonio Eresmid Sanguino, Alexánder López Maya y los honorables Representantes Ángela María Robledo, Juan Carlos Lozada, Katherin Miranda Páez, David Racero Mayorca, César Ortiz Zorro, Catalina Ortiz Lalinde, Edwing Fabián Díaz Plata, Harry Giovanny González García 2 Ley N° 2011-835 del 13 de julio de 2011. Francia, https://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000024361355&categorieLien=id
afectaciones que podría generar en los cuerpos de agua (contaminación, disminución en su
disponibilidad, entre otros). Esta Ley fue demandada ante la Corte Constitucional Francesa,
la cual finalmente decidió que el fracking representa una amenaza para el ambiente y mantuvo
la constitucionalidad de la Ley. De igual manera, en el 2017 en este País se promovió una Ley
que prohíbe la explotación de combustibles fósiles en el territorio a partir del 2040. Por
consiguiente, no se emitirán nuevas licencias de exploración y/o de explotación, y no se
renovarán las ya existentes. Este gesto simbólico significa mucho en el avance hacia la
implementación de energías limpias, en especial, en un país que depende en un 99% de las
importaciones de hidrocarburos, como Francia.
4.1.2. Alemania:
Alemania además de Francia, es uno de los países europeos que ha realizado una prohibición
amplia al fracking. En el 2016, a través de una interpretación del conjunto de leyes de
Recursos Hídricos (Wasserhaushaltgesetz) y la Ley de Montañas (Bundesberggesetz), el
Congreso alemán decidió prohibir -con algunas acotaciones- el fracking en toda la República
Federal. La regulación en Alemania establece una taxonomía del fracking que lo divide en
convencional y no convencional. Así, el fracking convencional es el que se realiza por debajo
de los 3000 metros de la tierra y el no convencional es todo aquel que se realiza a menos de
3000 metros bajo el nivel de la tierra. La regulación se hizo bajo dos perspectivas: el agua y
las montañas. Los elementos más robustos de la regulación se dieron en la Ley Federal del
Agua3. En esta, el principal argumento para la prohibición del fracking no convencional se
basó en el hecho de que como este no se ha realizado en Alemania, no hay conocimiento
sobre las posibles afectaciones a las fuentes hídricas. Así, como consecuencia de lo anterior,
tampoco hay conocimiento suficiente sobre posibles afectaciones en la salud de las personas.
Esto permite observar una aplicación del principio de precaución pues, a falta de evidencia
científica, pero bajo la duda de un posible daño a la salud y al medio ambiente, se escoge la
prohibición. El anterior razonamiento llevó a dos regulaciones diferentes: por un lado, se
realizó una prohibición general del fracking no convencional en toda la República Federal. Por
otro lado, se concedió un permiso para pruebas de carácter científico para explorar las
consecuencias de este método sobre el medio ambiente, en particular sobre el subsuelo y las
fuentes hídricas. Este permiso no es general pues prohíbe que en estos experimentos se
3 Gesetzentwurf der Bundesregierung.(2015). Entwurf eines Gesetzes zur Änderung wasser- und naturschutzrechtlicher Vorschriften zur Untersagung und zur Risikominimierung bei den Verfahren der Fracking-Technologie. Deutscher Bundestag. Disponible en: http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/047/1804713.pdf
utilicen sustancias peligrosas para el agua (wassergefährende Gemische). Con este fin, el
Gobierno Federal estableció en el 2018 una Comisión de Expertos encargada de determinar
las consecuencias de la utilización de este método no convencional.
La regulación en tema de fracking convencional en esta misma Ley siguió permitiendo que se
realizara este método en todos los lugares que no estén cerca a fuentes de hídricas, represas
y lagos naturales. Además, se prohibieron sustancias que signifiquen algún peligro para las
fuentes hídricas y se exigió divulgación en internet de todas las sustancias con las que se
realiza esta actividad. Finalmente, se establece una prohibición general de cualquier tipo de
fracking en Parques Naturales.
4.1.3. Estado de Nueva York, Estados Unidos:
El Estado de Nueva York, Estados Unidos, en el año 2014 decidió prohibir esta práctica en su
territorio tras conocer un estudio emitido por el New York State Department of Environmental
Conservation cuyos resultados fueron:
El agua para realizar la fracturación hidráulica puede ser obtenida de distintas fuentes,
una de ellas son los cuerpos de agua superficiales. Esta utilización puede causar
cambio en los niveles de disponibilidad de agua en el estado, lo cual tiene impactos
ecosistémicos y reduce de los cauces de los ríos.
Existe un número alto de contaminantes contenidos en los líquidos utilizados en la
fracturación hidráulica. El derrame de estos elementos depende de variados eventos
como la ruptura de uno de los equipos de operación, errores humanos, vandalismo y
accidentes. Ocurrido un evento de estos, los contaminantes podrían resultar en
distintos cuerpos de agua que dotan al estado de agua potable.
El agua que se utiliza para el proceso de fracturación se mezcla con diversos
elementos contaminantes. Se reconoce entonces que en caso de que no se realice un
tratamiento correcto de eliminación y disposición, esta pueda llegar a cuerpos de agua
y contaminarlos.
El desarrollo del fracking a gran escala puede generar daños a los ecosistemas en
tanto que modifica, elimina y/o divide los hábitats de diferentes especies volviendo
inviable su conservación y afectando la cadena trófica.
4.1.4. Estado de Victoria, Australia
El partido laborista australiano logró la prohibición general de toda extracción no convencional
de gas y petróleo. Esta prohibición tuvo como base un estudio profundo encargado por el
Parlamento de Victoria a un comité de expertos. A continuación, se exponen los principales
riesgos expuestos por el comité relacionados con este método de extracción, que llevaron a
la prohibición total.
Riesgos sobre manantiales y fuentes de agua: se determina que en algunos lugares
en los que hay yacimientos de gas -Gippsland y Otway Basins-, las piedras contentivas
de gas no convencional se encuentran justo debajo de acuíferos que surten recursos
hídricos para usos agronómicos y domésticos. Así, existe un riesgo de que un pozo de
gas no convencional traspasa las diferentes capas geológicas y contaminan el agua
subterránea colindante. Además, como la extracción de gas no convencional requiere
más pozos que un yacimiento convencional porque el gas no fluye con la misma
facilidad, este riesgo incrementa con cada pozo que se construya.
Riesgos relacionados con la fracturación hidráulica (fracking): dentro de estos se
pueden incluir las fracturas que se extienden y conectan con acuíferos, contaminando
el recurso hídrico con gas metano, diferentes químicos o compuestos geogénicos.
Riesgos surgidos a partir del agua recuperada después del fracturamiento: los fluidos
de los que consiste la fracturación hidráulica, que retornan a la superficie una vez
realizada la fracturación significan también un riesgo. El uso y desecho inapropiado de
estos líquidos representan un riesgo de contaminación del medio ambiente, incluyendo
el agua superficial y la tierra. Señalan múltiples casos en los que ya ha ocurrido esto.
Estas son pues los principales motivos que llevaron a una prohibición general del
fracking en Victoria.
4.1.5. Maryland, Estados Unidos
Además de Nueva York, Maryland realizó una moratoria hasta el 2021 para toda explotación
bajo el método del fracking con base en estudios publicados por el Environmental Protection
Agency (EPA). Estos estudios alertaban sobre una posible contaminación de los recursos
hídricos en las diferentes etapas de la exploración y extracción. A continuación se exponen
los principales argumentos de este estudio y el contenido de la moratoria decretada.
El estudio del EPA4 divide las etapas del fracking a partir de los diferentes momentos
relacionados con el agua. Así, a continuación se exponen las etapas y lo que ocurre en cada
una de estas:
● Adquisición de agua: es la recolección de agua -del subsuelo o de la superficie para
realizar fracturación hidráulica.
● Mezcla de químicos: es el momento en el que se mezcla el agua con los aditivos y
el apuntalante.
● Inyección: es la inyección y el movimiento de fluidos de fracturación hidráulica a
través del pozo de producción hacia las formaciones rocosas.
● Manipulación del agua producida: la recolección del agua que retorna a la superficie
después de la fracturación hidráulica. También se refiere al momento de transporte del
agua para su desecho o reutilización.
● Desecho y reutilización de los residuos de agua.
4.2. CONTEXTO NACIONAL
El camino normativo recorrido en el país para el desarrollo de la industria hidrocarburifera es
bastante amplia y extensa, Colombia lleva más de 100 años adelantando actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos, donde los hitos más importantes en materia
normativa se pueden resumir como se muestra a continuación en la figura 2.
4 ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY. (2016). Hydraulic Fracturing for Oil and Gas: Impacts from the Hydraulic Fracturing
Figura 2 Legislación ambiental, y técnica expedida para el desarrollo de los Yacimientos no Convencionales o roca generadora en el País
Fuente: ANH
El marco legal que rige la exploración y explotación de hidrocarburos está conformado
fundamentalmente por el Decreto Ley 1760 de 2003 que creó la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) y fijó sus funciones, la cual es la responsable de administrar
integralmente las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en desarrollo de lo
cual le corresponde la función de administrar las áreas hidrocarburíferas y asignarlas para su
exploración y explotación5.
En el 2006, la ANH expidió el Acuerdo 42 de 20066, con la finalidad de suspender el trámite
de propuestas de contratos de Exploración y Producción E&P y de Evaluación Técnica TEA
para Gas Metano Asociado al Carbón, CBM; en razón a que existían claras diferencias
técnicas entre las actividades de exploración y producción de hidrocarburos convencionales
y las relacionadas con la exploración y explotación de Gas Metano Asociado al Carbón,
proponiendo que era necesario evaluar el potencial y viabilidad de proyectos de Gas Metano
5 Decreto Ley 1760 de junio 23 de 2003, por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, se modifica su estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la sociedad Promotora de Energía de Colombia S. A. Artículo 5, numeral 5.1- Ministerio de Minas y Energía. Colombia. 6 Acuerdo 42 noviembre 29 de 2006, Por el cual se autoriza no tramitar las propuestas para la suscripción de contratos de Exploración y Producción y de Evaluación Técnica para Gas Metano Asociado al Carbón. Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, Colombia.
Asociado al Carbón en Colombia; estableciendo en este Acuerdo, que le correspondía al
Consejo Directivo definir la regulación para la asignación de áreas, así como establecer las
particularidades a tener en cuenta en los respectivos términos contractuales, en especial en
lo referente a los aspectos técnicos que permitieran el óptimo desarrollo de este tipo de
yacimientos de hidrocarburos en el país.
En el 2008, a través del Documento CONPES 3517 de 20087, se establecieron los
lineamientos de política para la asignación de los derechos de exploración y explotación de -
Gas Metano en Depósitos de Carbón GMDC, bajo la particularidad que el gas metano en
depósitos de carbón (GMDC) es una forma de gas natural presente en yacimientos no
convencionales. Este CONPES define que el objetivo principal debía ser precisar los
lineamientos de política pública para la asignación de los derechos de exploración y
explotación de GMDC y el desarrollo de las normas técnicas para su explotación,
considerando la eventual coexistencia de títulos mineros y de hidrocarburos. Entre las
principales recomendaciones contempladas allí, estaban:
Expedir las normas técnicas para la exploración y producción de gas metano en
depósitos de carbón, considerando la especificidad técnica de esta actividad, la
normativa ambiental y el objetivo de maximizar la explotación del recurso, logrando el
beneficio de todas las partes involucradas.
Elaborar y adoptar un reglamento para la contratación de áreas para la exploración y
producción de gas metano en depósitos de carbón o proponer los ajustes pertinentes
al reglamento de contratación vigente.
Elaborar y adoptar un modelo de contrato de exploración y producción de gas metano
en depósitos de carbón.
Poner en marcha las medidas necesarias para la coordinación en el manejo,
intercambio y suministro de la información técnica disponible en los bancos de
información o bases de datos que tales entidades administran.
En el 2011 el país identifica el tema energético como una prioridad, quedando esta necesidad
expresa en la Ley 1450 de 2011, donde se aprueba el Plan Nacional de Desarrollo, 2010-
2014.
7 DOCUMENTO CONPES 3517 del 12 de mayo de 2008. Lineamientos de política para la asignación de los
derechos de exploración y explotación de gas metano en depósitos de carbón. Consejo Nacional de Política Económica y Social República de Colombia Departamento Nacional de Planeación.
En esta misma lógica y con el ánimo de aumentar el control y seguridad ambiental por parte
del sector minero energético, en el 2012 se expide el Decreto 3818, que modifica la estructura
del Ministerio de Minas y Energía y crea con en el artículo 6, la Oficina de Asuntos
Ambientales y Sociales con la finalidad de formular políticas orientadas a que las actividades
que desarrollen las empresas del sector minero-energético garanticen el desarrollo sostenible
de los recursos naturales no renovables.
En el mismo año, el Ministerio de Minas y Energía, expide la Resolución 1807429, donde se
desarrolla el procedimiento para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos
no convencionales, acogiendo no sólo lo previsto en el numeral 6 del Decreto 381 de 2012
del Ministerio de Minas y Energía, sino también lo esbozado en el CONPES 3517 de 2008.
Adicional a esto, la Resolución 180742 de 2012 acogió todas las normas internacionales
pertinentes (AGA, API, ASTM, NFPA, NTC-ICONTEC, RETIE), con el objeto de contar con
una legislación que le diera la tranquilidad al país para desarrollar actividades de exploración
y producción de hidrocarburos, controlando de forma segura las actividades que adelante la
industria, maximizando su recuperación final y evitando su desperdicio.
Ya para este momento el país había adelantado un avance significativo en materia normativa,
sin embargo, en el 2012 se genera un control de advertencia por parte de la Contraloría
General de la República - CGR10, que estaba dirigido a suspender el desarrollo de actividades
de Explotación de YNC – Fracking hasta que no se contara con información técnica sobre los
impactos que podría generar el uso de esta tecnología en el país, comunicación que fue
enviada por la CGR al MADS, al MME, a la ANLA y finalmente a la ANH en septiembre de
2012.
En el 2012, el Ministerio de Minas y Energía- MME, la Agencia Nacional de Hidrocarburos –
ANH, y la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA, acogiendo las observaciones
del control de advertencia de la Contraloría General de la República sobre disponer de mayor
8 Decreto 381 de febrero 16 de 2012. por el cual se modifica la estructura del Ministerio de Minas y Energía. Ministerio de Minas y Energía. Colombia. 9 Resolución 180742 del 16 de mayo de 2012. procedimiento para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Colombia. 10 Contraloría Delegada para Medio Ambiente (CDMA), de la Contraloría General de la República (CGR). Función de Advertencia por los posibles riesgos ambientales relacionados con la exploración y explotación de Yacimientos de Hidrocarburos no Convencionales -YHNC (gas y aceite asociado a lutitas o rocas de rocas de grano muy fino y muy baja transmisividad de fluidos), 2012.
información técnica y ambiental, por la probabilidad de ocurrencia de deterioro de las aguas
superficiales y subterráneas, y por los posibles efectos derivados de la sismicidad inducida
por el proceso sobre centros urbanos o sitios poblados en el área de influencia de los
proyectos de YNC, adelantó un importante proceso el cual se llamó Programa de Gestión
del Conocimiento (PGC en adelante), este programa se desarrolló de la siguiente manera:
La primera etapa del PGC estuvo dirigido a diseñar el programa, identificando los mecanismos
que permitieran adelantar el aprovechamiento de los yacimientos no renovables, de forma tal
que se pudiera garantizar que las operaciones se desarrollaran bajo condiciones seguras, sin
generar impactos negativos significativos a los recursos naturales renovables y a las
comunidades.
El PGC se fundamentó en la adquisición de información a partir de lecciones aprendidas y
conocimiento técnico y científico de expertos en la materia. La adquisición del conocimiento
se realizó a través de tres instrumentos de aprendizaje:
i) Talleres
ii) Visitas a las operaciones en campo
iii) Reuniones con reguladores y entidades gubernamentales.
Con base en estos instrumentos de aprendizaje se procedió a implementar el conocimiento
adquirido, a través de la formulación de la regulación, con el apoyo de un consultor
internacional4, quien, en conjunto con su equipo técnico, brindó insumos que sirvieron de
base para la construcción de la normatividad asociada con el tema. A continuación, se
detalla el alcance de los resultados alcanzados con la consultoría.
Resolución No. 0421 del 20 de marzo de 201411, expedida por el Ministerio de
Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS): “Por la cual se adoptan los términos de
referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para los proyectos de
perforación exploratoria de hidrocarburos y se toman otras determinaciones”. El
MADS, adoptó los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto
Ambiental para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos, incluyendo
11 Ministerio de Minas y Energía. Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014. se establecen requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales. (27 de marzo de 2014). Diario Oficial No. 49.106, 2014, 28, marzo. Recuperado de: http://www.minminas.gov.co/documents/10180//23517//22632-11325.pdf
una sección especial para la actividad de exploración de hidrocarburos en YNC (Anexo
3. Términos de Referencia y Requerimientos Complementarios para el Estudio de
Impacto Ambiental y Plan de Manejo Ambiental para la Actividad de Exploración de
Hidrocarburos en Yacimientos no Convencionales - Páginas 89 a 112).
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 201412, expedida por el MME: “Por el cual
se establecen requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y
explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales”. Esta Resolución, en
conjunto con la Resolución No. 18 1495 de 200913, prevé para las diferentes etapas
del proceso, el trámite de autorizaciones previas, las cuales deben ser presentadas
ante el responsable de las funciones de fiscalización sobre las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos, con el fin de aprobar la ejecución de
operaciones como la perforación, el completamiento, la estimulación hidráulica, el
desarrollo de pruebas o la explotación comercial de cualquier pozo con el objetivo de
probar o desarrollar acumulaciones de hidrocarburos en YNC, entre otras labores.
Para las operaciones de estimulación hidráulica específicamente, se definieron
procedimientos y condiciones para su ejecución (Artículo 12), requerimientos para el
monitoreo durante el desarrollo de las actividades (Artículo 13) y condiciones
específicas para la suspensión de las mismas (Artículo 14).
Estos dos insumos realizan entre otras cosas, la recopilación de buenas prácticas para
minimizar los potenciales impactos asociados a la actividad, pero no solo para el uso de agua
y su calidad sino también cubriendo aspectos de huella en superficie, emisiones, manejo de
fluido de retorno, manejo de químicos, perturbación a la comunidad en materia de olor, ruido,
polvo, así como desde el punto de vista técnico en materia del detalle técnico para la
construcción y diseño de los pozos de exploración, de producción y de inyección.
12 Resolución del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible No. 0421, por la cual se adoptan los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos y se toman otras determinaciones (20 de marzo de 2014). Diario Oficial No. 49.205, 2014, 7, julio. Recuperado de: https://www.minambiente.gov.co/index.php/normativa/resoluciones 13 Ministerio de Minas y Energía. Resolución No. 18 1495 de 2009, por la cual se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos (2 de septiembre de 2009). Diario Oficial No. 47462, 2009, 4, septiembre. Recuperado de: http://www.minminas.gov.co/documents/10180//23517//22162-5272.pdf
Previo a la emisión de estas normas en el 2013 el Ministerio de Minas y Energía- MME y la
Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, expidieron el Decreto 3004 de 201314 donde
establecen los requerimientos técnicos para el desarrollo de pozos de exploración y
producción de yacimientos no convencionales, definiendo condiciones para realizar la
exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, con el fin de
incorporar las especificaciones técnicas requeridas para lograr el aprovechamiento integral de
los recursos naturales no renovables que comprenden esta clase de formaciones, bajo
parámetros que conduzcan al cumplimiento de las disposiciones ambientales vigentes.
Seguidamente en el 2014, retomando los avances normativos logrados se emitió el Acuerdo
ANH 03 de 201415, donde se hace una adición al Acuerdo 4 de 2012, incorporando al
Reglamento de Contratación y Exploración de Hidrocarburos, parámetros y normas aplicables
al desarrollo de Yacimientos No Convencionales y se dictan disposiciones Complementarias.
Quedando establecido en el Acuerdo 03, en el artículo 46 y 54, el compromiso de acreditar
capacidades medioambientales, y el cumplimiento de condiciones ambientales
respectivamente.
Aun cuando para este momento ya se tenía un largo camino recorrido y una normatividad
robustecida, en el 2014 la CGR revisó los avances alcanzados y concluyó como aspectos
positivos lo siguiente:
El desarrollo normativo para el uso del fracking en Colombia se considera como un
avance positivo representado en parte mediante la expedición de resoluciones,
acuerdos y un decreto. Según el ente de control, esto evidenciaba una actuación
positiva de las diferentes entidades públicas involucradas en el tema, luego de la
Función de Advertencia emitida por la CGR en septiembre de 2012.
El programa de gestión de conocimiento representa un avance en el tema del
fracking.
14 Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH. Decreto 3004 de 2013, por el cual se establecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales (26 de diciembre de 2013). Diario Oficial, No. 49.015, 2013, 26, diciembre. Recuperado de: http://wsp.presidencia.gov.co/Normativa/Decretos/2013/Documents/DICIEMBRE/26/DECRETO%203004%20DEL%2026%20DE%20DICIEMBRE%20DE%202013.pdf 15 Agencia Nacional de Hidrocarburos. (2014). Acuerdo No. 3 “por el cual se adiciona el Acuerdo 4 de 2012 con el objeto de incorporar al Reglamento de Contratación para Exploración y Explotación de Hidrocarburos parámetros y normas aplicables al desarrollo de Yacimientos No Convencionales, y se dictan disposiciones complementarias. Recuperado de: http://www.anh.gov.co/la-anh/Normatividad/Acuerdo%2003%20de%202014.pdf
Teniendo de presente el pronunciamiento de la Contraloría General de la República como un
punto crucial que debía resolverse a plenitud, la Ley 1753 de 2015 “Plan Nacional de
Desarrollo 2014-2018”, priorizó los YNC como línea de acción para aumentar las reservas del
país.
Otro importante avance normativo en materia ambiental que contribuye a facilitar todo este
proceso, es el hecho de que el país cuenta con un marco regulatorio ambiental compilado
en el Decreto reglamentario 1076 de 201516, el cual fue emitido por el Sector Ambiente y
Desarrollo Sostenible, recogiendo en un sólo cuerpo normativo todos los decretos
reglamentarios vigentes expedidos hasta la fecha, donde se desarrollan las normas en materia
ambiental, regulado temas de agua, aire, suelo, residuos, ruido, vertimientos, fauna, flora entre
otros muchos aspectos.
Por otra parte, en materia de sismicidad, el Servicio Geológico Colombiano emitió a través de
la Resolución SGC D-149 de 2017 las especificaciones del monitoreo de sismicidad cerca de
los pozos de exploración y/o producción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales,
complementando con esta Resolución, los requerimientos técnicos exigidos en Resolución
90341 de 2014.
Finalmente la ANH en el 2017 emitió el Acuerdo 2, el cual fijó las reglas para la asignación de
áreas y adopción de criterios para contratar la Exploración y Explotación de los Hidrocarburos
propiedad de la Nación, así como para hacer la selección objetiva de Contratistas, y la
adjudicación, celebración, gestión, ejecución, terminación, liquidación, seguimiento, control y
vigilancia de los correspondientes negocios jurídicos. Este Acuerdo enfatiza la
responsabilidad con el ambiente al señalar “son descartadas en este proceso de
asignación de áreas las superficies correspondientes a zonas reservadas, excluidas,
protegidas o restringidas por autoridad competente, con fundamento en
consideraciones ambientales, de protección de recursos naturales renovables, o de
uso del suelo, incluidas zonas de amortiguación o de protección”.
16 Decreto 1076 de 2015, por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Ambiente y Desarrollo Sostenible (26 de mayo de 2015). Diario Oficial No. 49.523, 2015, 26, mayo. Recuperado de: http://wp.presidencia.gov.co/sitios/normativa/decretos/2015/Decretos2015/DECRETO%201076%20DEL%2026%20DE%20MAYO%20DE%202015.pdf
Sumados a estos aportes también se deben destacar las contribuciones en generación de
conocimiento a nivel de detalle de los estudios geológicos y ambientales realizados por las
empresas operadoras en los estudios de impacto ambiental, aportando información tanto del
medio biótico (geología, geomorfología, paisaje, suelos y usos de tierra, hidrología,
hidrogeología, geotecnia, atmosfera) como del medio abiótico (ecosistemas terrestres,
acuáticos y ecosistemas estratégicos, sensibles y/o áreas protegidas) del área de influencia
donde se desarrollan los proyectos de exploración de hidrocarburos, Ver figura 3 :
Figura 3: Términos de referencia (M-M-INA-01) de la Resolución 0421 de 2014 (MADS)
La información contenida en los términos de referencia (M-M-INA-01)17de la Resolución 0421
de 2014 (MADS) permite describir en detalle las condiciones bióticas y abióticas tanto de las
zonas encontradas en las áreas de influencia directa como indirecta de cada proyecto, que
17 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Resolución 0421 de 2014 términos de referencia (M-M-INA-
01), por la cual se adoptan los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para
los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos y se toman otras determinaciones (20 de marzo de 2014). Diario Oficial No. 49.205, 2014, 7, julio. Recuperado de: https://www.minambiente.gov.co/index.php/normativa/resoluciones
integrada con los otros estudios de impacto ambiental que se adelanten en una región
específica, permiten generar los insumos necesarios para construir la línea base ambiental
(background) del componente abiótico y biótico de un territorio especifico donde se pueden
adelantar actividades hidrocarburiferas.
Finalmente, teniendo en cuenta lo antes expuesto, se podría decir que el país cuenta con un
marco legal amplio tanto en lo ambiental, como en el componente técnico de los yacimientos
no convencionales, el cual regula la exploración y explotación de yacimientos no
convencionales, basado en un proceso de gestión del conocimiento que contó con la
participación de expertos internacionales y nacionales, los cuales acogieron los diferentes
requisitos y normas internacionales que así lo regulan (AGA, API, ASTM, NFPA,NTC-
ICONTEC,RETIE). Por lo anterior se hace perentorio no detener más los procesos de
exploración y explotación de los yacimientos no convencionales (shale) bajo los argumentos
de que no se cuenta con un marco regulatorio adecuado para garantizar una operación segura
y que no se tiene la experiencia técnica suficiente para controlar los aspectos ambientales que
se pueden generar en desarrollo de esta actividad, afirmación que no es coherente desde
ningún punto de vista técnico teniendo en cuenta que el país lleva más de 100 años
desarrollando la industria de hidrocarburos, y más de 40 años usando tecnologías como la
estimulación hidráulica.
4.3. CONCEPTOS HIDROCARBURIFEROS:
Para entender los posibles impactos ambientales que pueden estar asociados con el
fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales de gas y petróleo shale (lulitas),
es necesario entender las diferencias entre un yacimiento convencional (YC) y un yacimiento
no convencional (YNC), así como cuales son las tecnologías que se usan para extraer estos
hidrocarburos y sus diferencias según el tipo de yacimiento objetivo. Por lo anterior a
continuación se realiza una breve descripción de estos aspectos teniendo en cuenta las
definiciones establecidas en las resoluciones 181495 de 200918, y 90341 de 201419 del MME:
18 Ministerio de Minas y Energía. Resolución No. 18 1495 de 2009, por la cual se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos (2 de septiembre de 2009). Diario Oficial No. 47462, 2009, 4, septiembre. Recuperado de: http://www.minminas.gov.co/documents/10180//23517//22162-5272.pdf 19 Ministerio de Minas y Energía. Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014. se establecen requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales. (27 de marzo de 2014).
Tipos de yacimientos en los cuales queda atrapado el hidrocarburo en el subsuelo
(yacimiento convencional y no convencional).
Descripción de las tecnologías usadas para extraer hidrocarburos, incluida la
estimulación hidráulica, Fracking o Estimulación hidráulica sobre yacimientos en roca
generadora (arenas Apretadas, Carbonatos apretado y Lutitas)
A continuación, se describen cada uno de estos aspectos:
4.3.1. TIPOS DE YACIMIENTOS:
4.2.1.1. Yacimiento convencional: Formación rocosa en la que ocurren
acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales.
Los yacimientos convencionales se encuentran dentro de un sistema
petrolifero, el cual se compone de cuatro elementos: roca generadora,
yacimiento, trampa y sello; y dos procesos: generación de hidrocarburo y
migración de petróleo. La secuencia cronológica entre la migración del petróleo
y la formación del yacimiento, la trampa y el sello, también es crucial. Diferente
a los sistemas en roca generadora los cuales requieren como mínimo depósitos
de Shale y de suficiente sobrecarga para lograr la maduración asociada con la
temperatura, además debe ser estudiado y explotado con técnicas diferentes
a las utilizadas en los sistemas convencionales (Ver figura 4).
Diario Oficial No. 49.106, 2014, 28, marzo. Recuperado de: http://www.minminas.gov.co/documents/10180//23517//22632-11325.pdf
Figura 3. Tipos e Yacimientos
Fuente: Tomado de La Geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/sum11/03_basic_petro.pdf
4.2.1.2. Yacimiento no convencional: Formación rocosa con baja
permeabilidad primaria a la que se le debe realizar estimulación para mejorar
las condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos. Los yacimientos no
convencionales incluyen gas y petróleo en arenas y carbonatos apretados, gas
metano asociado a mantos de carbón (CBM), gas y petróleo de lutitas (shale),
hidratos de metano y arenas bituminosas. A continuación, se distinguen sendos
tipos de yacimientos no convencionales a saber
a. Gas y Petróleo en arenas y carbonatos apretados: Son hidrocarburos
en estado gaseoso o líquido, que se encuentran en los poros de
formaciones rocosas de origen sedimentario y baja permeabilidad. El
tamaño de los granos de estas rocas oscila entre medio a fino, se les debe
realizar estimulación, generalmente estimulación hidráulica para mejorar
las condiciones de movilidad y recobro.
b. Gas metano en mantos de carbón (CBM). Hace referencia al gas metano
contenido en las capas, mantos o yacimientos de carbón-CBM (Coal Bed
Methane), GAC, GMDC. El carbón es una roca sedimentaria que ofrece
una doble posibilidad, la de ser una roca generadora para gas metano
(CH4) y al mismo tiempo, comportarse como la roca almacenadora de este
abundante hidrocarburo. Actualmente en el país el único contrato en etapa
de producción de gas metano en mantos de carbón – CBM, es el contrato
La Loma (ver tabla1).
Tabla 1. Contrato E&E la Loma
Es de aclarar que el Contrato la Loma que se encuentra en la etapa de producción se
realizó con la perforación de pozos verticales y el uso de estimulación hidráulica,
siguiendo estrictamente los principios operacionales de yacimientos convencionales,
por lo cual no se puede comparar, ni igualar este tipo de tecnología con la asociada al
fracking como se aclarara más adelante en el punto 4.
c. Gas y petróleo en shale (lutitas): Son hidrocarburos en estado gaseoso
o líquido que se encuentra en los poros de estas formaciones rocosas
sedimentarias de grano muy fino y baja permeabilidad que impide su
movilidad, flujo o migración hacia otras formaciones geológicas que
imposibilitan que la producción pueda realizarse por los métodos
convencionales.
d. Hidratos de metano: Son acumulaciones en estado sólido de moléculas
de gas metano atrapadas por moléculas de agua con apariencia de
cristales de hielo, que se forman en condiciones de altas presiones y bajas
temperaturas. Actualmente no existen desarrollos comerciales de este
recurso a nivel mundial.
e. Arenas Bituminosas: Las arenas bituminosas son un tipo de yacimiento
no convencional compuesto por una mezcla de arcilla, arena, agua y
petróleo extrapesado de densidad menor a los 10° API. Uno de los países
que se considera que posee las mayores reservas de petróleo en este tipo
de yacimientos es Canadá.
4.2.2. TIPOS DE TECNOLOGIAS
4.2.2.1. Estimulación hidráulica: Es una técnica de ingeniería empleada para
mejorar la capacidad de flujo de las rocas o yacimientos que contienen los
hidrocarburos, y facilitar su movilidad hacia los pozos de producción. Consiste
en la inyección a presión de una mezcla compuesta principalmente por agua y
arena con el fin de inducir fracturas al yacimiento de hidrocarburos (gas y/o
petróleo), debido a que las tasas de producción decayeron por algún daño en
la zona cercana a la cara del pozo o porque es necesario incrementar o mejorar
la permeabilidad de la roca para obtener mejores tasas de producción o
simplemente para obtener la producción del hidrocarburo.
Las operaciones de estimulación hidráulica se adelantan en el mundo, desde
del año 1946; la primera de estas operaciones tuvo lugar en el campo Hugoton,
Kansas, EEUU y desde esos años esta técnica se viene empleando en
Colombia en pozos verticales o desviados para obtener o mejorar la
permeabilidad de la roca productora o aumentar las tasas de producción de los
yacimientos convencionales. A continuación se presentan los esquemas de
estimulación hidráulica para pozos convencionales y CBM (ver figura 5 y 6):
Figura 4. Estimulación Hidráulica en Yacimientos Convencionales
Fuente ANH
Figura 5. Estimulación Hidráulica en CBM.
Fuente: ANH
4.2.2.2. Fracking o Estimulación hidráulica multietapa en pozos
horizontales de yacimientos en roca generadora:
El término “Fracking” es una técnica de producción de hidrocarburos,
desarrollada Estados Unidos a finales de los años 90. Es un conjunto de
operaciones para explorar y producir hidrocarburos contenidos en los poros de
una roca generadora, descrita anteriormente, tipo gas y petróleo de lutitas
(shale), técnica que se desarrolla sobre la sección horizontal de los pozos
petroleros o de gas y cubre estimulación hidráulica multietapa.
A continuación, se describen cada uno de los pasos que se deben adelantar
para llevar a cabo desarrollos de yacimientos no convencionales en el el país
(incluyendo fracking).
Cabe señalar que en la actualidad NO existe ninguna licencia aprobada por la
autoridad ambiental ANLA, que autorice o permita la exploración y/o producción
mediante fracking.
Contrato de hidrocarburos vigente: El interesado en desarrollar esta actividad
debe haber suscrito con el Estado Colombiano a través de la ANH, un Contrato
con el objeto de explorar y producir los hidrocarburos provenientes de los
yacimientos en roca generadora o yacimientos no convencionales.
Permiso para Perforar: De acuerdo con la regulación vigente, especialmente lo
dispuesto en las resoluciones 181495 de 2009, 90341 de 2014 y 40048 del MME,
y las demas que la complementan o modifican, antes de iniciar la perforación de
un pozo el Operador de un Contrato de hidrocarburos debe solicitar y obtener el
"Permiso para Perforar" a través del formulario 4CR. Este formulario aprobado
por el MME o por quien haga sus veces, tendrá un vigencia o validez de tres
meses. Si en este tiempo no se inicia la perforación, el Operador del Contrato
dispondrá de treinta (30) días para justificar tal situación y renovar este permiso.
Este permiso puede ser suspendido o revocado en cualquier momento y se podrán
imponer las sanciones establecidas regulatoriamente, cuando las condiciones de
seguridad en las operaciones no sean adecuadas o cuando se cambie de manera
inconsulta alguno de los requerimientos establecidos en dicho formulario 4CR.
Licencia Ambiental: El área de operaciones de perforación del pozo o de los
pozos debe tener la Licencia Ambiental expedida por la autoridad competente, en
este caso el ANLA, para para la perforación de pozos en yacimientos no
convencionales.
Verificación y Seguimiento de las operaciones de perforación en campo:
Antes de iniciar las actividades de perforación, el Operador del Contrato debe
informar con tres (3) días de anticipación a la ANH, para que desarrolle la visita
de verificación de condiciones técnicas de los equipos y las instalaciones o
localización. De esta visita se levanta un acta y el Operador debe solucionar de
manera inmediata todas las observaciones que sean realizadas, en caso contrario
no se podrá iniciar la perforación. Adicionalmente, en cualquier momento la ANH
y las demás autoridades involucradas podrán hacer visitas de verificación y
seguimiento a área del proyecto.
Perforación de pozo vertical: Permite alcanzar el yacimiento no convencional o
la roca generadora: en Colombia de la sección vertical de los pozos supera los
cinco (5) kilómetros de profundidad.
Desviación del pozo vertical y perforación horizontal con navegación dentro
del yacimiento no convencional o roca generadora: Esta perforación horizontal
puede tener desde algunos cientos de metros y superar los cuatro (4) kilómetros.
Pruebas de integridad del pozo: Adelantar todas las pruebas y registros
establecidas en las Resoluciones 90341 de 2014 y 40048 de 2015 del MME que
garantizan la integridad del pozo.
Estimulación hidráulica en varias etapas sobre la sección horizontal del
pozo: Es una operación de estimulación hidráulica en varias etapas sobre la
sección horizontal del pozo mediante en la inyección a presión de una mezcla
compuesta principalmente por agua, un elementos de soporte para evitar el cierra
de la fractura abierta (propante, arena, cerámica granulada, y otros aditivos para
crear microfisuras en el yacimiento y permitir la movilidad del hidrocarburo
atrapado en los poros hacia el pozo.
Pruebas de Producción y desarrollo del proyecto: El resultado de las pruebas
de producción permitirá definir si el proyecto continúa a la fase comercial o de lo
contrario pasará a la fase de abandono, tal como ocurre con los pozos en
yacimientos convencionales.
Desmantelamiento y abandono: Es el taponamiento y abandono de pozos, el
desmantelamiento de construcciones y la limpieza y restauración ambiental de las
áreas donde se hubieren realizado Operaciones de Exploración, Evaluación o
Explotación en virtud de cada contrato, conforme a la legislación colombiana. A la
fecha en Colombia, no se han perforados pozos de hidrocarburos con esta técnica
sobre los yacimientos en roca generadora o YNC debido a que la autoridad
ambiental no ha emitido las respectivas licencias ambientales que así lo autoricen.
La figura 7, que a continuación se muestra en resume las condiciones de un pozo para
la exploración y producción de hidrocarburos provenientes de yacimientos en roca
generadora en Colombia mediante la técnica del fracking:
Figura 6. Estimulación hidráulica (FRACKING) en yacimientos en roca generadora.
Fuente: Ajustado a partir de M. Domene, Fracking, www.interempresas.net
Descrito lo anterior y dentro del marco de la conceptualización y tipos de yacimientos no
convencionales, debemos señalar que en Colombia se ha desarrollado la estimulación
hidráulica tanto en yacimientos convencionales (pozos verticales) como en yacimiento no
convencionales. No obstante, de acuerdo con la diferenciación enunciada en las definiciones
señaladas, esto no ha implicado la utilización de la denominada técnica de “fracking”, pues se
reitera que a la fecha la autoridad ambiental (ANLA) no ha dado viabilidad para la exploración
y explotación de yacimientos no convencionales de lutitas (shale) usando tecnología de
“fracking” con el desarrollo de las siguientes actividades:
Perforación de un pozo vertical, con desviación del pozo vertical y perforación
horizontal con navegación dentro del yacimiento no convencional o roca
generadora de lutitas (shale).
Estimulación hidráulica en varias etapas sobre la sección horizontal en un
yacimiento no convencional de lutitas (shale).
Teniendo en cuenta lo presentado anteriormente en el marco de referencia a continuación se
presentan en tres capítulos los resultados alcanzados en esta investigación para lograr los
objetivos específicos planteados en este proyecto:
5. METODOLOGÍA
En este aparte, se describen las diferentes etapas que integraron el desarrollo
metodológico de este trabajo.
Esta labor fue realizada discriminando cada una de las actividades en fases que
permitieron la consecución de cada uno de los objetivos propuestos.
5.1. Descripción de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos
tanto en yacimientos convencionales como no convencionales
Fase uno: Identificar las actividades de exploración y explotación contempladas en la
Resolución 180742 – 2012, expedida por el Ministerio de Minas y Energía donde
establece los procedimientos para la exploración y explotación de yacimientos no
convencionales, incluido el fracking.
Fase dos: Extraer de la resolución 180742 – 2012 las principales variables y criterios
regulados para yacimientos convencionales como no convencionales.
Fase tres: Comparar las diferencias entre las variables y criterios regulados para
yacimientos convencionales y no convencionales en el país.
A partir de esta información, se realizará una matriz con los principales indicadores
identificados tanto para yacimientos no convencionales, como no convencionales,
incluyendo la identificación de las actividades que pueden ser generadores de mayor
impacto ambiental.
5.2. Identificación de los impactos más relevantes generados por la industria de los yacimientos no convencionales.
Se desarrolló en tres fases, que fueron:
Fase 1: Revisar en estudios ambientales cuáles son los impactos ambientales más
relevantes generados por la industria hidrocarburífera.
Fase 2: Realizar una entrevista a diferentes actores expertos que estén involucrados
en el desarrollo de la tecnología de explotación hidrocarburifera a fin de identificar
cuáles pueden ser los impactos más relevantes generados por la industria de los
yacimientos no convencionales.
De igual manera se realizará una encuesta a una comunidad que esté en zonas con
influencia de actividad hidrocarburifera con el fin de captar su percepción de esta
actividad sobre la población.
Una vez se tengan analizados los datos que estas actividades arrojen, se definirán
cuatro indicadores relevantes según la información obtenida de las encuestas y la
correlación de esta con los estudios e información revisada en este proyecto.
Fase 3: Desarrollar un documento donde se definan los impactos ambientales más
relevantes según la tecnología usada para explorar y explotar hidrocarburos
convencionales y no convencionales.
5.3. Formulación de una propuesta de indicadores ambientales para medir el impacto que se generaría en el desarrollo de yacimientos no convencionales
Se desarrollará retomando los indicadores identificados en el objetivo 2 y a partir de
ellos se formularían 5 indicadores ambientales que se puedan generar en desarrollo
de los yacimientos no convencionales.
6. RESULTADOS
En este capítulo se describen las principales actividades realizadas en el desarrollo de la
exploración y explotación hidrocarburífera en relación con Yacimientos Convencionales (YC)
y yacimientos no Convencionales (YNC), lo anterior con base en documentación de
investigaciones académicas, así como los documentos técnicos y normativos emitidos por la
Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de
Ambiente y Desarrollo Sostenible, con los cuales se orienta la actividad petrolera en Colombia.
A partir de la determinación de estas actividades se identificaron los impactos asociados a la
técnica realizada con YNC, para luego con la ayuda de un ejercicio de consulta a expertos en
el tema y a comunidad asentada en áreas con intervención petrolera generar una propuesta
de indicadores para la actividad en yacimientos no convencionales (YNC) como ejercicio de
planeación para la eventual realización de esta técnica como alternativa de obtención de
energía para el desarrollo del País.
6.1. Identificación De Las Actividades De Exploración Y Explotación De Hidrocarburos
Que Se Realizan En Yacimientos Convencionales Y No Convencionales
Se realizó la identificación de las actividades que se desarrollan en yacimientos no
convencionales presentadas en la Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014 vs las
presentadas para yacimientos convencionales identificadas en la Resolución No. 18 1495 de
2009 según las etapas de exploración y explotación de hidrocarburos que apliquen.
Para realizar este análisis se tomaron las actividades identificadas por Betancourt20; en su
proyecto de tesis titulado “caracterización ambiental de la industria petrolera: tecnologías
disponibles para la prevención y mitigación de impactos ambientales” como eje para comparar
las diferencias y similitudes presentados en la normatividad antes mencionada. Al realizar esta
comparación se puede identificar que las actividades ejecutadas para extraer hidrocarburos
de Yacimientos convencionales y no convencionales son similares en las diferentes etapas
20 BETANCOURT, Fabián Omar. caracterización ambiental de la industria petrolera: tecnologías disponibles para la prevención y mitigación de impactos ambientales. Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. Tesis para obtener título de: ingeniero de petróleos. 2007
de exploración, explotación, desarrollo y desmantelamiento, como se muestran a
continuación:
1. Concesión: Esta etapa contempla las actividades previas a la obtención de la
concesión para luego dar inicio a los estudios y las pruebas necesarias en la zona
realizando luego un estudio de análisis de riesgo.
Tipo de
yacimiento
Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de
2014
Diferencia igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 2. Diferencias de la actividad de concesión en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
2. Exploración y Viabilidad: En el caso de obtener la respectiva concesión donde se
establezcan los permisos para operar en la zona, se llega a la etapa de exploración y
viabilidad, lo que se busca en esta parte es determinar la viabilidad del proyecto, las
actividades principales en esta etapa son, la sísmica y dependiendo del resultado de
ésta se procede a realizar perforaciones exploratorias. Ya en este punto del proyecto
se puede establecer si la relación costo-beneficio es positiva, ya que de este análisis
depende el desarrollo del campo.
Tipo de
yacimiento
Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de
2014
Diferencia igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 3. Diferencias de la actividad de exploración y viabilidad en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
3. Sísmica: La sísmica es un proceso mediante el cual se producen temblores artificiales
en la tierra a través de la detonación de explosivos subterráneos a intervalos
regulares. A través del registro de las ondas sonoras en la tierra se puede detectar la
presencia potencial de reservas petroleras. Para causar los temblores artificiales en la
tierra se hacen perforaciones a cierta distancia; tendido de cables con cargas de
dinamita en cada orificio; taponamiento de pozos, explosiones de dinamita para
registrar las ondas sonoras; registro e interpretación de la información.
Existen dos tipos de sísmica: 2D o en dos dimensiones y 3D o Tridimensional.
En principio, un tipo de sísmica se diferencia del otro por la distancia entre las líneas
sísmicas o densidad de la malla que es mayor en la sísmica 3D. Conseguir esa mayor
densidad significa que las labores de la sísmica son mucho más intensas y por ello
hay mayores impactos en el medio. Se utiliza la sísmica 3D, pues mientras la sísmica
2D aporta información solo en un plano vertical, ésta entrega muchos más datos en
tres dimensiones.
Una vez culminados los estudios de sísmica, se inician las operaciones de perforación
de pozos, con el fin de confirmar la presencia de yacimientos petroleros. Los primeros
pozos perforados en un campo se denominan pozos exploratorios, los pozos
posteriores a este se denominan de desarrollo, mientras que los pozos de carácter
exploratorio en zonas cercanas a un campo existente se denominan pozos de
avanzada.
Tipo de
yacimiento
Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de
2014
Diferencia igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 4. Diferencias de las actividades de sísmica en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
4. Perforación Exploratoria: La perforación es un proceso que consiste en realizar en
el subsuelo un hueco vertical, inclinado u horizontal, para alcanzar profundidades que
van en promedio de 3 a 6 Kilómetros de extensión con el objetivo de llegar a sitios
conocidos como formaciones posiblemente productoras que pueden tener
hidrocarburos (crudo, gas, condensados o una mezcla de estos).
Lo que se pretende con la perforación de los pozos exploratorios es confirmar la
existencia en la zona de estructuras que sirvan como yacimientos, en esta actividad
se puede establecer si la reserva es comercialmente explotable ya que esto es el
centro o motivo de todas la actividad realizadas. Si el pozo realizado no contiene
ningún hidrocarburo es considerado como seco, pero si lo contiene, se llama productor
Cerca al pozo productor se perforan otros pozos, también exploratorios que se
conocen como pozos de extensión, con éstos se pretende determina qué tan grande
es el yacimiento. Después de descubierto y determinado el tamaño del yacimiento, los
pozos exploratorios que resultaron productores sirven para extraer el petróleo. En el
campo petrolero se perforan otros pozos llamados de desarrollo.
Para el proceso de perforación es indispensable la utilización de lodos o fluidos de
perforación en cuyo caso se utilizan lubricantes o lodos de perforación que son
mezclas preparadas con gran cantidad de aditivos químicos. Entre la funciones de los
fluidos de perforación se tienen.
Enfriar y lubricar la broca y la tubería de perforación.
Limpiar la broca
Transportar (flotar) los recortes a la superficie y removerlos del fluido.
Proporcionar estabilidad a la formación perforada.
Prevenir la pérdida excesiva de fluido en formaciones permeables.
Evitar daños a las formaciones productivas y maximizar su producción.
Proporcionar integridad a la salud del personal.
Estudios realizados establecen que la composición química de los desechos de
perforación normalmente contiene cantidades considerables de una variada gama de
contaminantes tóxicos, como aluminio, antimonio, arsénico, bario, cadmio, cromo, cobre,
plomo, magnesio, mercurio, níquel, zinc, benceno, naftalina, fenatrena y otros
hidrocarburos, así como niveles tóxicos de sodio y cloruros.
Tipo de
yacimiento
Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de
2014
Diferencia Igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 5. Diferencias de las actividades de perforación exploratoria en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
5. Producción: La etapa de producción consiste en la explotación de los hidrocarburos
(petróleo y gas) que se encuentra en el yacimiento. La producción trae consigo un gran
montaje de infraestructura en la zona establecida, pues la seguridad y la eficacia de la
producción dependen en un grado alto de esta. Los componentes en superficie para la
puesta en marcha de un pozo son principalmente:
Tuberías y líneas de recolección.
Separadores.
Tanques.
Planta de tratamiento de gas.
Planta de tratamiento del agua.
Piscinas de recolección.
Líneas de despacho o ductos.
Lo anterior es conocido en la industria petrolera como batería o facilidades de producción.
Inicialmente para empezar a explotar el pozo se coloca en la boca de cada pozo el “árbol
de navidad” que constituye un conjunto de tubos y válvulas que tienen la finalidad de
regular la salida del petróleo hacia la estación de recolección donde se almacena el crudo
de varios pozos.
Cuando el pozo es nuevo generalmente el flujo del crudo hacia la superficie se da de
manera natural por el diferencial de presión, pero conforme avanza la explotación, la tasa
de flujo disminuye, hasta el punto que son necesarios métodos artificiales de extracción.
En cada campo petrolero se habilita una superficie para las instalaciones de producción,
vías de acceso, fuentes de materiales, tratamiento y disposición de desechos. La principal
instalación de producción constituye las estaciones de separación y bombeo.
Durante la fase de producción es necesario construir líneas de flujo y troncales, ubicación
de fuentes para captación y vertimientos de agua, la instalación de campamentos y la
construcción y montaje de equipos. En la construcción de las instalaciones de producción
se respetarán los patrones de drenaje natural del yacimiento. El crudo de los diferentes
pozos es conducido a las estaciones de separación a través de líneas de flujo
secundarias. En la estación se procede a separar el crudo del agua de formación que se
encuentra en forma de emulsión, e inhibir la formación de espuma para lo cual se utilizan
sustancias químicas desemulsificantes, antiespumantes, antioxidantes, etc., la mayoría
de estas derivadas del benceno, sustancia extremadamente tóxica y cancerígena. De
esta forma se almacena el crudo en grandes tanques para ser conducido hacia el
oleoducto. La mayoría del gas es quemado en las estaciones como desperdicio no
siempre siguiendo lineamientos ambientales.
La ubicación, altura y dirección de las teas debe ser diseñada de tal manera que la
emisión de calor afecte lo mínimo al entorno natural (suelo, vegetación, fauna aérea). Las
piscinas de desechos de las estaciones reciben las aguas de producción, las cuales
provienen de las formaciones geológicas obtenidas normalmente durante la extracción
de petróleo y las aguas superficiales originalmente aptas para el consumo humano
empleadas para mejorar la producción de petróleo por medio de la inyección en los
yacimientos.
Estas aguas de producción contienen diferentes cantidades de sales como calcio,
magnesio, sodio, y de gases disueltos como monóxido de carbono, dióxido de carbono,
ácido sulfhídrico y otros, además de sólidos suspendidos que pueden contener trazas de
metales pesados y posiblemente un nivel excesivo de radiación causado por la presencia
de estroncio y radio, minerales altamente radiactivos. Muchos de estos compuestos son
tóxicos y se pueden concentrar en productos de la cadena alimenticia.
Las aguas de producción además contienen niveles inaceptables de crudo suspendido o
emulsificado en ellas. La salmuera proveniente de los pozos petroleros no es apta ni para
el consumo humano ni para el animal y tampoco puede usarse en riego. Es necesario
tener cuidado porque en ocasiones luce aparentemente limpia y es difícil de diferenciar
de las aguas dulces. Generalmente en la estación se cuenta con tres o más piscinas
interconectadas a través de cuellos de ganso y desde la última piscina se evacuan las
aguas de producción hacia el ambiente, en la mayoría de los casos se forman pantanos
que se conectan luego con ríos o vertederos.
En la fase de producción se generan cantidades enormes de desechos tóxicos tanto en
los sitios de los pozos como en las estaciones de separación, solamente en estas
estaciones, se calcula que se generan grandes cantidades de galones de desechos
líquidos cada día, los cuales son arrojados generalmente sin tratamiento alguno en
piscinas de producción sin revestimiento, formándose una mezcla tóxica llamada agua de
producción. Lo anterior es muy común en campos pequeños que no cuentan con las
debidas reglamentaciones que exigen las entidades reguladoras.
Todo esto trae como consecuencia que el principal impacto ambiental de esta fase sea la
contaminación de los cuerpos de aguas tanto superficiales como subterráneas
principalmente con las aguas de formación que son sumamente tóxicas y en general con
todos los desechos producidos en esta fase. La contaminación de los cuerpos de agua
implica la afectación a especies vegetales y animales principalmente acuáticas a través
del ingreso de los tóxicos a las diferentes cadenas alimenticias y a la bioacumulación que
se produce en varias especies afectando en última instancia al ser humano.
Además, está la contaminación del aire por la quema de gas. En la mayoría de estaciones
y pozos se produce combustiones incompletas lo cual provoca que gases tóxicos como
óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno óxidos de carbono, gas sulfhídrico, metano, etano,
propano, butano, etc., provoquen lluvias ácidas que afectan seriamente la vegetación de
la zona.
En esta fase también se produce contaminación de los suelos provocadas por los
frecuentes derrames de crudo y de aguas de formación y por la práctica de regar crudo y
desechos de crudo en las carreteras para darles mantenimiento.
La recuperación ambiental de una zona intervenida por actividades de producción es
bastante compleja ya que las modificaciones hechas al sistema inicial en este punto del
proceso son notorias.
Tipo de
yacimiento
Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de
2014
Diferencia Igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 6. Diferencias de las actividades de producción en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
6. Desmantelamiento: Cuando la vida comercial del campo llega a su fin, el proceso de
finalización puede implicar el desmantelamiento de las instalaciones y la restauración de
las áreas del proyecto de manera apropiada para el siguiente uso previsto del área.
Es importante dejar claro que, aunque no es muy reconocida o tenida en cuenta al
momento de hacer el planteamiento del proyecto, la etapa de desmantelamiento es tan
importante como las anteriores, tal vez no para la industria ya que deberá gastar grandes
cantidades de dinero y tiempo tratando de restablecer la zona afectada o alterada por la
actividad que se llevó a cabo, pero si para las entidades ambientales de la región que
actúan en este caso como reguladores del proyecto.
Los factores que deben evaluarse antes de proceder al desmantelamiento son:
Estado de los equipos al momento de apagarlos o desconectarlos.
Evaluación de las condiciones físicas de equipos, tuberías y facilidades.
Posibilidades de reutilización, reciclaje de materiales o renta de equipos.
Las facilidades de producción y procesamiento incluyen serpentinas, reparadores,
calentadores, tanques de deshidratación y almacenamiento, bombas, compresores,
generadores, cables de instrumentación y eléctricos y cercas.
Tipo de yacimiento Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014
Diferencia Igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 7. Diferencias de las actividades de desmantelamiento en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
7. Abandono de pozos
El abandono de un pozo es el cierre definitivo de éste. Se presenta cuando se decide que
no es comercialmente explotable, cuando ocurre un daño irreparable o cuando su
potencial de producción ha declinado. Este proceso puede ocurrir tanto en la etapa de
perforación exploratoria como en la etapa de desarrollo. Los factores que se deben tener
en cuenta al abandonar un pozo son los siguientes:
Profundidad del pozo.
Localización del pozo.
Zonas que atraviesa el pozo.
Existencia de revestimiento y tipo.
Longitud de las perforadas.
Presión en el fondo del pozo.
Presión del yacimiento.
Equipo y personal utilizado.
Reglamentaciones legales.
Entre las operaciones que incluye el abandono de pozos se pueden destacan:
a. Aislamiento de la(s) formación (es) productora(s) utilizando: tapones de cemento y
empaques y cemento.
b. Circulación de fluidos inhibidos de corrosión para proteger la sarta de revestimiento
y evitar contaminación a las formaciones adyacentes.
c. Llenado del pozo con agua potable de acuerdo con las autoridades locales.
d. Corte de la sarta de revestimiento a mínimo de 1 metro por debajo de la elevación
final.
e. Taponamiento de la tubería de revestimiento intermedia con lechada de cemento y
plato de acero soldado a la tubería.
f. Soldadura de plato de acero a la tubería de revestimiento de superficie.
g. Desmonte de cabeza de pozo.
h. Etiquetado y sellamiento final del pozo.
El objetivo de tal procedimiento es asegurar que las instalaciones abandonadas en el
sitio no sean peligrosas para la población y el medio ambiente Por tal motivo debe tener
controles de acceso.
Tipo de yacimiento Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014
Diferencia Igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 8. Diferencias de las actividades de abandono de pozos en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
8. Abandono de Instalaciones y Obras Civiles: Se define como el abandono a las
estructuras de concreto, metal y asfalto que facilitaron el acceso al campo y
propiciaron la comodidad a los trabajadores e incluso a las comunidades vecinas.
Los factores que se deben tener en cuenta para el abandono de tales estructuras, son
entre otros:
Estabilidad y condición física de la estructura.
Uso final del terreno.
Comunidades y poblaciones afectadas por el abandono.
Mantenimiento de dichas obras.
Presupuesto
Dentro de las instalaciones y obras civiles se consideran estructuras de hierro,
cimientos, cables, "contra pozos", mástiles de telecomunicaciones, edificaciones,
plataformas, (incluye tienda de suministros, oficinas, casas, etc.), puentes y carreteras.
Las operaciones incluyen:
a. Limpieza y purga para remover residuos de cables, cimientos y estructuras
enterradas.
b. Abandono o remoción completa de acuerdo al propósito final y uso de la tierra.
c. Remoción o abandono in-situ de estructuras, plataformas y cimientos destinados
para disponer y no reutilizar.
d. Remoción de fuentes, alcantarillas de drenaje, caminos y obras civiles que no se
necesiten en el futuro o sea necesario para control de erosión.
Es preciso establecer un acuerdo con las autoridades locales acerca del propósito final
de la tierra para efectuar los cambios mencionados, ya que éstos podrían beneficiar a
la población si estos son dados al gobierno para su administración y mantenimiento.
Tipo de yacimiento Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014
Diferencia Igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 9. Diferencias de las actividades de abandono de instalaciones y obras civiles en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
9. Abandono de Equipos, Facilidades de Superficie y Tuberías
a. Limpieza y purga de los equipos y tuberías.
Para todos los equipos se realiza la limpieza y purga con un fluido con el objeto
de remover lubricantes remanentes y residuos.
En el caso de líneas de flujo y tuberías, se fluye agua para remover residuos y
se corta las líneas sobre la superficie de la tierra para venderlos como chatarra.
Se remueve o tapona y abandona las líneas enterradas.
b. Tratamiento y disposición de fluidos y lodos usados en el proceso y aquellos
producidos por la limpieza. Se recomienda deshidratar los lodos y residuos no
contaminantes para reducir su volumen y los costos de disposición.
c. Remoción de químicos y desechos tóxicos para disposición o reciclaje.
Para efectuar una disposición de dichos residuos se debe:
Descontaminar el área anteriormente dispuesta para éstos con la remoción
absoluta de los compuestos.
Envasado, sellado y etiquetado en tanques o barriles para su respectiva
disposición final.
Para realizar un reciclaje de estos compuestos se tiene en cuenta la
potencialidad, los posibles clientes y el uso. Para ser transportados se deben
almacenar, sellar y etiquetar.
d. Desmonte de tuberías y facilidades de la planta para reutilización de las áreas
declaradas en desmantelamiento.
Remoción de componentes tales como válvulas, bombas, motores e
instrumentos, los cuales pueden ser reacondicionados y preparados para ser
usados nuevamente.
Remoción de vasijas y desmantelamiento de tanques y otros componentes,
los cuales pueden ser vendidos o reutilizados.
Desmantelamiento de otras tuberías, estructuras y equipos, los cuales
pueden ser vendidos como chatarra.
Remoción y corte (sí es necesario reducir tamaño) del equipo y materiales
etiquetados para la venta como chatarra.
Remoción y corte o sellamiento de equipos contaminados, y etiquetado para
disponer.
e. Remoción de transformadores, sistemas eléctricos e instrumentación para disponer
o reutilizar., los posibles clientes y uso. Para ser transportados se deben almacenar,
sellar y etiquetar.
Tipo de yacimiento Yacimiento Convencional
Resolución No. 18 1495 de 2009
Yacimiento no convencional
Resolución No. 90341 del 27 de marzo de
2014
Diferencia igual igual
Observación N/A N/A
Tabla 10. Diferencias de las actividades de abandono de equipos, facilidades de superficie y tuberías en yacimientos convencional vs yacimiento no convencional.
Analizada la información presentada en la Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014
donde se establecen requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y
explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales y la información de la
Resolución No. 18 1495 de 2009, se puede concluir que las actividades ejecutadas en las
etapas de exploración, explotación, desarrollo y desmantelamiento son las mismas a las
actividades que se desarrollan en yacimientos no convencionales.
6.2. Impactos ambientales más relevantes generados por la industria de los
yacimientos no convencionales.
Se asocian las actividades identificadas con los posibles impactos que se podrían generar
cuando se desarrollan actividades para yacimientos no convencionales en las etapas de
exploración, explotación, desarrollo y desmantelamiento.
Para realizar este análisis retomamos los impactos ambientales identificados por Romero
Fuentes21 en su investigación titulada “análisis de los riesgos ambientales asociados a la
explotación de yacimientos no convencionales desde un contexto internacional y su aplicación
en Colombia”, teniendo en cuenta que en Colombia no se han realizado actividades asociadas
con la perforación de pozos en yacimientos no convencionales, y que no se tienen datos ni
información de las condiciones propias de nuestros yacimientos que nos permitan establecer
la magnitud de los posibles impactos ambientales generados por esta actividad.
Bajo este entendido retomamos los impactos recopilados por Romero Fuentes, considerando
que los principales impactos presentados en su investigación son propios de experiencias
internacionales, donde fueron evaluados los impacto ambiental de los yacimientos no
convencionales sobre el componente suelo, agua y atmosférico, en desarrollo de las
actividades de perforación, el manejo de petróleo, gas y agua, el trasporte de petróleo, gas y
agua en campo, la trocha sísmica, el desmantelamiento y la recuperación ambiental, según
las condiciones ambientales propias de cada lugar.
21ROMERO Laura; Análisis de los riesgos ambientales asociados a la explotación de yacimientos no convencionales desde un contexto internacional y su aplicación en Colombia. Monografía para optar por el título de Especialista en Gestión Ambiental. Fundación Universidad de América. Bogotá 2016. P 25-32 http://repository.uamerica.edu.co/bitstream/20.500.11839/640/1/5102509-2016-2-GA.pdf
1- Componente Suelo:
Como lo menciona Avellaneda22, la actividad petrolera en sus diferentes etapas ocasiona
contaminación y cambios en los usos del suelo, remoción de material para construcción de
vías, instalaciones y pozos, modificaciones bióticas en los hábitats naturales, entre otros. A
continuación se enumeran los riesgos ambientales propios del suelo e identificados en la
explotación de yacimientos no convencionales.
a) Ocupación del terreno:
“La producción de petróleo requiere múltiples actividades industriales en el sitio durante la
vida del yacimiento”23 y, para lograr una producción importante de recursos no
convencionales es necesaria la perforación de gran número de pozos por lo cual la
demanda de superficie es mayor, ya que se necesitan alrededor de 2 a 3 hectáreas de
superficie, según el tipo de perforación y la fase, para el montaje de cada una de las
plataformas.
Teniendo en cuenta que la vida útil de estos yacimientos es relativamente corta en
comparación con los yacimientos convencionales, el impacto que se genera por el cambio
del uso del suelo es más notable ya que los pocos años productivos del yacimiento
impedirán que a estas áreas se les de otros usos al suelo, incluso después de terminada
la vida útil de los yacimientos.
b) Movimiento en masa:
Según la Corporación OSSO24, los movimientos en masa abarcan un conjunto de
fenómenos que incluyen flujos de rocas y partículas de suelo, deslizamientos,
22 AVELLANEDA, Alfonso. Petróleo e impacto ambiental en Colombia. p.2. citado por BAUTISTA, Nidia Judith; MEJÍA, Neyla Milena y ORTIZ, Yudith Fernanda. Análisis comparativo de los riesgos socioeconómicos y ambientales en la exploración de hidrocarburos con tecnología no convencional en los municipios de Puerto Wilches y Barrancabermeja Santander. Manizales, Colombia: Universidad de Manizales, 2014. p. 16-92 23 BAUTISTA, Nidia Judith; MEJÍA, Neyla Milena y ORTIZ, Yudith Fernanda. Análisis comparativo de los riesgos socioeconómicos y ambientales en la exploración de hidrocarburos con tecnología no convencional en los municipios de Puerto Wilches y Barrancabermeja Santander. Manizales, Colombia: Universidad de Manizales, 2014. p. 16-922 24 CORPORACIÓN OSSO, Movimientos en masa. [en línea]. Colombia. [Citado Julio 21, 2016]. Disponible en World Wide Web: http://www.osso.org.co/docu/proyectos/corpo/2009/atlas/web/chapters/desde_donde_se_desliza/index.htm
hundimientos del terreno, caída de rocas y avalanchas. Los movimientos en masa se
rigen por la acción de la gravedad y se ven influidos por las propiedades del terreno, la
cantidad de agua presente en la zona y las vibraciones a las que está expuesto el terreno.
Como se ha mencionado con anterioridad, durante el proceso de fracturamiento
hidráulico, son enviadas al subsuelo cargas explosivas que son las encargadas de
fracturar los cuerpos de roca en la formación de interés; ésta actividad genera que las
condiciones de presión y, en general, las propiedades con que cuenta el terreno sean
modificadas. Por consiguiente, como lo indica De la Cruz Sánchez25, la fracturación
hidráulica ha sido considerada como una causa de los hundimientos de la superficie
terrestre, teniendo en cuenta que los hundimientos del terreno por la producción de
hidrocarburos y agua es un fenómeno ya conocido debido a los cambios tensionales que
experimenta el subsuelo en estas actividades.
c) Fallas y fracturamiento:
Según lo expuesto, se ha concluido que el principal objetivo del fracking es volver activas
las fallas naturales de la formación, como también originar nuevas fracturas en la
formación, ya que como lo señala Urresti y Marcellesi26, el suelo es presurizado más de
100 veces, es decir, es sometido a un sobreesfuerzo que puede ocasionar deslizamiento
de fallas subterráneas, lo que en superficie se presentan como sismos inducidos.
De acuerdo con Segura27, la sismicidad inducida ocurre cuando se inyectan fluidos al
subsuelo causando la reactivación de una falla latente y la sismicidad anticipada hace
referencia a que esta inyección de fluidos va a adelantar y concentrar en el tiempo
terremotos que si bien no son caudados por este proceso artificial, serán detonados por
el mismo.
d) Contaminación:
25 DE LA CRUZ SÁNCHEZ, Alba. Identificación de los riesgos ambientales y sanitarios de la producción de gas mediante fracturación hidráulica y bases para una propuesta metodológica de vulnerabilidad de las aguas subterráneas. España: Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas, 2013. p. 5-123 26 URRESTI, Aitor y MARCELLESI, Florent. Fracking: una fractura que pasará factura. En: Ecología política, España. 2012. vol. 15, p. 23-28 27 SEGURA PALAU, Paula. Análisis de posibles riesgos ambientales en el subsuelo del maestrazgo vinculados a proyectos de extracción de gas no convencional mediante fracturación hidráulica. Zaragoza: Universidad de Zaragoza, 2015. p. 2-23
Como lo menciona Wiseman, Jacobs y Gradijan28, el suelo puede ser contaminado con
productos químicos durante el transporte, almacenamiento o disposición de éstos,
además de la contaminación que se da por las filtraciones de fluido durante la perforación
y el bombeo a subsuelo de la mezcla.
Como se ha mencionado, los productos químicos son diluidos al 2% en agua, por lo tanto
como lo indican Urresti y Marcellesi29, el nivel de toxicidad de éstos se reduciría
notablemente. Sin embargo, los químicos llegan a plataforma en su estado puro, por lo
cual un derrame de producto sin diluir generaría un gran impacto y a pesar que puede
considerarse como bajo el riesgo de dicho accidente, el número de operaciones
realizadas en plataforma lo categorizan como un riesgo de gran importancia.
2. Componente Agua
El recurso hídrico es utilizado durante todas las actividades del fracking, por eso es importante
el manejo que se le da antes, durante y después de la operación. A continuación se enumeran
los riesgos ambientales identificados en cada una de éstas etapas.
a) Captación y uso:
En la primer fase del proceso de la fracturación hidráulica se identifica la captación de
agua como un riesgo ambiental ya que según el Instituto de Petróleo Americano (API por
sus siglas en inglés)30, el uso de agua estimado para los procesos de explotación de
recursos no convencionales oscila entre 7,5 y 15 millones de litros (2 a 4 millones de
galones) por pozo.
De acuerdo con lo presentado por la EPA (United States Environmental Protection
Agency)31 en un estudio que buscaba identificar los impactos potenciales de la fracturación
hidráulica en el recurso hídrico para consumo humano, encontraron que la cantidad de
28 WISEMAN, HANNAH JACOBS, and FRANCIS GRADIJAN. "Regulation of shale gas development, including hydraulic fracturing." University of Tulsa legal studies research paper, 2011 citado por VALDÉS AGUIRRE, Claudia Lucía. “El Fracking: impactos ambientales y socioeconómicos”. Madrid, España: p. 1-9 29 URRESTI, Aitor y MARCELLESI, Florent. Fracking: una fractura que pasará factura. En: Ecología política, España. 2012. vol. 15, p. 23-28 30 INSTITUTO DEL PETRÓLEO AMERICANO, API, 2010: 5 citado por MANZANARES RIVERA, José Luis. Uso de agua en la extracción de gas de lutitas en el noreste de México. Retos de regulación ambiental. En: Estudios sociales: Revista de investigación científica. jul. vol. 22, no. 44, p. 171-197 31 ROGERS, Bryan E. Draft plan to study the potential impacts of hydraulic fracturing on drinking water resources. En: Indiana Lawyer. 06/17. vol. 26, no. 8, p. 9-122
agua necesaria en el proceso de fracturación hidráulica dependió en gran medida del tipo
de formación y de las operaciones que se realizaban; en la Tabla 1 se muestra como la
cantidad de agua requerida varía según la porosidad y la profundidad de la formación,
tomando como referencia formaciones productoras de hidrocarburos en Estados Unidos.
Tabla 11. Cantidades de agua requerida para fracturamiento hidráulico en diferentes formaciones.
Fuente: Adaptado de ROGERS, Bryan E. Draft plan to study the potential impacts of
hydraulic fracturing on drinking water resources. En: Indiana Lawyer. vol. 26, no. 8, p. 9-122
Según determinó el Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas32, cada etapa
de estimulación por fracturación hidráulica, requiere entre 1.000 y 2.000 m3 de agua, por
lo cual, en una estimulación media/alta de 10 etapas por pozo se llegan a consumir entre
10.000 y 20.000 m3. Finalmente, como menciona Arnedo y Yunes33, la alta demanda del
recurso hídrico en las operaciones de la industria puede ocasionar que este proceso afecte
y entre en conflicto con el suministro de agua para la demanda local de las poblaciones y
sus necesidades.
b) Disposición de residuos líquidos
32 CONSEJO SUPERIOR DE COLEGIOS DE INGENIEROS DE MINAS, 2013 citado por SEGURA PALAU, Paula. Análisis de posibles riesgos ambientales en el subsuelo del maestrazgo vinculados a proyectos de extracción de gas no convencional mediante fracturación hidráulica. Zaragoza: Universidad de Zaragoza, 2015. p. 2-23 33 ARNEDO, Ana Ercilia y YUNES, Karla María. Fracking: Extracción de gas y petróleo no convencional, y su impacto ambiental. Ingenierías, 2015. p. 3-26
Englert34 afirma que las aguas residuales de las operaciones de fracturamiento hidráulico
constituyen el mayor volumen de todos los residuos generados durante la operación en un
pozo acondicionado para producir recursos no convencionales.
Manzanares35 menciona además que una proporción del 10% al 70% del agua inyectada
retornan a superficie a través del pozo, como contraflujo, durante los siguientes 30 días, lo
que equivale a un volumen entre 1,5 y 10,5 millones de litros de agua contaminada no solo
con los químicos adicionados, sino también con concentraciones considerables de
sustancias disueltas de la formación, como sales, metales y materiales reactivos naturales.
Colborn36 expone que el fluido residual que regresa a superficie contiene otras sustancias
conocidas como componentes orgánicos volátiles (VOC), entre las cuales destacan el
queroseno, benceno y tolueno, los cuales tienen efectos negativos sobre el sistema
nervioso.
Como lo explica Manzanares37, en esta fase de disposición y tratamiento de los residuos
líquidos se pueden identificar principalmente tres escenarios de riesgos:
El primero tiene lugar durante el procedimiento de reinyección del agua con el
cual se busca depositar estos residuos en pozos a profundidades tales que
sean contenidos pero se pueden presentar casos de filtración hacia superficie
a través de fisuras subterráneas debido la presión del flujo natural.
El segundo, escenario de riesgo se da cuando estos residuos son enviados a
plantas de tratamiento ya que luego de esto, son descargados a cuerpos de
agua de los cuales, comúnmente, se abastece la población para su consumo.
34 ENGLERT, J. P. managing environmental risk in shale gas plays. The RMA Journal, 43-49,11 citado por ALDANA JIMÉNEZ, Héctor Fabián. Consideraciones para la identificación de riesgos asociados a la exploración de crudos no convencionales en los Llanos Orientales-Colombia. Universidad Militar Nueva Granada, 2014. p. 2-16 35 MANZANARES RIVERA, José Luis. Uso de agua en la extracción de gas de lutitas en el noreste de México. Retos de regulación ambiental. Estudios sociales, Revista de investigación científica, 2014. p. 171-197
36 COLBORN et al., 2011: 1041 citado por MANZANARES RIVERA, José Luis. Uso de agua en la extracción de gas de lutitas en el noreste de México. Retos de regulación ambiental. En: Estudios sociales: Revista de investigación científica. jul. vol. 22, no. 44, p. 171-197 37 MANZANARES RIVERA, José Luis. Uso de agua en la extracción de gas de lutitas en el noreste de México. Retos de regulación ambiental. Estudios sociales, Revista de investigación científica, 2014. p. 171-197
Finalmente, el tercer escenario identificado es cuando dichos residuos son
dispuestos temporalmente en pozos de evaporación buscando que mediante
el calor solar se realice la evaporación de este fluido; esta práctica representa
un riesgo para la fauna, la flora y la población al entrar en contacto con los
vapores desprendidos de estos pozos.
c) Fuentes subterráneas
Como lo menciona De la Cruz38, una preocupación recurrente relacionada con las
actividades del fracking es el riesgo de contaminación de los acuíferos con fluido
inyectado, metano y otros contaminantes de origen natural y procedente de la formación,
que pueden migrar por medio de las fracturas creadas o las existentes previamente en
los cuerpos rocosos.
A pesar de que es poco probable que este riesgo se materialice, Osborn39 estudió un caso
de migración de metano a los acuíferos en la cuenca Marcellus y Utica, localizadas en los
estados de Pennsylvania y Nueva York, respectivamente. En este estudio, encontró que
la concentración de metano presente en los acuíferos cercanos a las zonas de perforación
de pozos para producción de recursos no convencionales, era en promedio, 17 veces
mayor a las concentraciones registradas en sitios alejados de zonas donde se realizaran
actividades de fracturamiento hidráulico.
d) Caudal ecológico
La necesidad de respetar unos caudales ambientales mínimos en Colombia se explica en el
Artículo 21 del abolido proyecto de Ley del Agua 365, que definió el caudal ecológico como
“los caudales mínimos que, de acuerdo con los regímenes hidrológicos, deberán mantener
las corrientes superficiales en sus diferentes tramos, a fin de garantizar la conservación de los
recursos hidrobiológicos y de los ecosistemas asociados”40. Para propósitos de este trabajo,
38 DE LA CRUZ SÁNCHEZ, Alba. Identificación de los riesgos ambientales y sanitarios de la producción de gas mediante fracturación hidráulica y bases para una propuesta metodológica de vulnerabilidad de las aguas subterráneas. España: Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas, 2013. p. 5-123 39 OSBORN et al. (2011) citado por MANZANARES RIVERA, José Luis. Uso de agua en la extracción de gas de lutitas en el noreste de México. Retos de regulación ambiental. En: Estudios sociales: Revista de investigación científica. jul. vol. 22, no. 44, p. 171-197 40 CONGRESO DE COLOMBIA. Proyecto de ley número 365, Artículo 21. 2006
se seguirá el índice de escasez para aguas superficiales (IES) desarrollado por el Instituto de
Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y adoptado mediante la Resolución
865 de 200441, el cual representa la demanda de agua que ejercen en su conjunto las
actividades económicas y sociales para su uso y aprovechamiento frente a la oferta hídrica
disponible neta. El Estudio Nacional del Agua 200442 plantea que el caudal ecológico mínimo
corresponde al 25% de los volúmenes anuales en condiciones de oferta media establecidos
con el IES.
3. Componente Aire
Muchos de los aditivos químicos utilizados durante la perforación y la fracturación son
compuestos volátiles que durante el proceso son liberados a la atmósfera, al igual, que una
parte del gas que es producido mientras es acondicionado en superficie. A continuación se
enumeran los riesgos ambientales identificados que impactan la calidad del aire de las zonas
donde se explotan yacimientos no convencionales.
a) Huella de carbono y metano
Según lo menciona Valdés43, las Universidades de Wyoming y Pensilvania en
colaboración con el Instituto Manhattan establecieron que las emisiones de gases de
efecto invernadero afectan la calidad del aire en diferentes aspectos, por ejemplo el
metano es un potente gas de efecto invernadero que se escapa fácilmente de las
cisternas de contención y de los pozos. Las actividades de perforación, de
procesamiento y de transporte del gas a los consumidores, consumen combustibles
que también van a producir emisiones atmosféricas.
Como lo explica Sáenz y Gutiérrez44, la quema de carbón en las facilidades de
producción trae consigo gran número de problemas medioambientales, como la lluvia
ácida y el aumento del efecto invernadero. También resalta la producción de residuos
radioactivos ya que se ha visto que las personas que viven cerca de centrales de
41 MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Resolución 865 de 2004, p. 1 42 INSTITUTO DE HIDROLOGÍA, METEOROLOGÍA Y ESTUDIOS AMBIENTALES (IDEAM), Estudio nacional del agua 2014. Bogotá, D. C., 2015., p. 29-496 43 VALDÉS AGUIRRE, Claudia Lucía. “El Fracking: impactos ambientales y socioeconómicos”. Madrid, España: p. 1-9 44 SÁENZ DE SANTA MARÍA BENEDET, J.A y GUTIERREZ CLAVERO,L. M. Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas no convencional en las cuencas carbonífera y jurásica de Asturias. En: Trabajos de geología. 12. vol. 33, p. 201-229
carbón reciben el triple de radiación que las que viven cerca de centrales nucleares.
Asimismo, el nivel de contaminación radioactiva en los cultivos destinados para
consumo humano se encuentra entre el 50% y el 200% por encima en las áreas
cercanas donde se consume carbón.
b) Emisión de contaminantes
De acuerdo con Arnedo y Yunes45, las emisiones atmosféricas debidas al fracking
son las siguientes:
Metano: liberado por equipos de procesamiento y dispositivos neumáticos.
Óxidos de Nitrógeno (NOx)
Compuestos orgánicos volátiles (VOC): sustancias que contiene carbono
fácilmente evaporable.
Benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos (BTEX): compuestos tóxicos emitidos en
bajas cantidades.
Monóxido de carbono: producido durante la combustión de los hidrocarburos.
Dióxido de azufre (SO2): formados por la quema de combustibles fósiles que
contienen azufre.
Partículas de polvo y suelo restantes de la construcción, el tráfico por las vías de
acceso y los escapes de los vehículos y los motores diesel.
Sulfuro de hidrógeno (H2S): existente en las formaciones de gas y aceite.
Finalmente, es importante resaltar que la liberación de estos compuestos a la
atmósfera afectan la fauna, flora y la población ya que la presencia de estas
sustancias en el ambiente puede generar puede generar disminución en la calidad
de los ecosistemas y la salud de los humanos.
4. Contaminación acústica
Como lo exponen Urresti y Marcellesi46: las fuentes de ruido más comunes en las
explotaciones de yacimientos no convencionales provienen de la gran cantidad de vehículos
que tienen que transitar por la zona para transportar herramientas, químicos y demás
sustancias y elementos necesarios para la operación. También por el incremento de la
45 ARNEDO, Ana Ercilia y YUNES, Karla María. Fracking: Extracción de gas y petróleo no convencional, y su impacto ambiental. Ingenierías, 2015. p. 3-26 46URRESTI, Aitor y MARCELLESI, Florent. Fracking: una fractura que pasará factura. En: Ecología política, España. 2012. vol. 15, p. 23-28.
actividad de perforación, ya que como se ha mencionado la densidad de pozos necesarios es
mayor, razón por la cual, el número de operaciones con taladro también son mayores y se
realizan durante más tiempo.
En la investigación realizada por Romero Fuentes, los riesgos ambientales que se
identificaron por componente (agua, suelo, aire y socioeconómico) están asociados en su
mayoría a riesgos ambientales de carácter antropogénico, es decir, son originados por las
actividades humanas y su gravedad se puede magnificar por las condiciones naturales del
medio donde se desarrollen. En conclusión los riesgos identificados son los que se presentan
en el cuadro1:
Cuadro 1. Resumen: Riesgos Ambientales
Fuente: ROMERO Laura; Análisis de los riesgos ambientales asociados a la explotación de yacimientos no
convencionales desde un contexto internacional y su aplicación en Colombia
http://repository.uamerica.edu.co/bitstream/20.500.11839/640/1/5102509-2016-2-GA.pdf
En conclusión se puede decir que los impactos generados por el desarrollo de actividades en
yacimientos no convencionales son variados y de gran impacto como lo presentan en su
investigación Romero Fuentes, sin embargo estos impactos son similares a los que se
generan por las actividades de yacimientos convencionales. Teniendo en cuenta lo anterior
se puede decir que las diferencias que se presentan con respecto a los yacimientos
convencionales están asociadas más a la magnitud del impacto sobre todo con relación a la
la demanda del recurso agua, y al volumen de generación de residuos sólidos, pero en si los
impactos generados siguen siendo los mismos al estar asociados a las mismas actividades
de yacimientos convencionales.
6.3. Propuesta de indicadores ambientales para medir el impacto que se generaría en el desarrollo de yacimientos no convencionales
Para generar una propuesta de indicadores para yacimientos no convencionales es necesario
conocer la percepción de expertos técnicos en materia hidrocarburifera, así como de
pobladores aledaños a áreas de influencia donde se adelanten actividades de exploración y
explotación de hidrocarburos. La idea de conocer estas percepciones tanto de los expertos
como de las comunidades era identificar si los actuales indicadores usados por la Asociación
Colombiana de petróleo- ACP para yacimientos convencionales podrían ser igualmente
consideradas para yacimientos no convencionales y evaluar si estos al ser usados podrían en
desarrollo de esta nueva actividad podría responder a las preocupaciones de los pobladores,
así como contar con el rigor científico necesario para reunir los criterios manifiestos por los
expertos entrevistados en este tema.
En razón a lo anterior a continuación se presentan los resultados de la aplicación de la
encuesta y las entrevistas realizadas.
Encuesta realizada a la comunidad
En este orden de ideas, los resultados arrojados en la encuesta según la percepción brindada
por pobladores en una zona con potencial hidrocarburifero en el país fue la siguiente:
Numero de encuestados: 40
Municipio: Piedras/Cundinamarca
Edad de los encuestados: el 82% de los encuestados eran menores a 28 años
Sexo: la distribución de encuestados según sexo fue de 51,3% f hombres y el 48,7% a mujeres
Nivel Académico de los encuetados: el 51% de los encuestados fueron tecnólogos, el 25,6%
eran de nivel profesional y el 17.9% se encontraban en secundaria.
El 76% de las personas encuestadas manifiestan saber que es el fracking
y el 78,9% de los encuestado manifiestan no estar interesado en que se desarrolle este tipo de actividades en la región.
Entre los principales impactos identificados por los pobladores están la contaminación del agua y la contaminación del suelo por la generación de residuos peligrosos.
Entrevistas a expertos
Tal y como se indicó en la metodología seguida para el presente estudio, se realizaron
entrevistas personales a expertos que desenvuelven su actividad laboral e investigativa en
aspectos de la exploración y explotación de hidrocarburos. De igual manera se contó con la
participación de tomadores de decisión a nivel nacional en este aspecto de la economía del
país.
De esta manera, los expertos consultados fueron los siguientes:
1- ERNESTO ROMERO TOBON
Ingeniero Civil
Abogado
Profesional Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible
Experiencia en Secretaria Distrital de Ambiente
Secretaría de Planeación Municipal
Catastro Distrital
2- HECTOR SALAZAR
Ingeniero Químico
Process Engineer: Wood Colombia
3- ANDRES CLAVIJO
Politólogo
Especialista en marketing político
4- ORLANDO VELANDIA SEPÚLVEDA
Ingeniero geólogo
Especialista en gestión ambiental
Especialista en derecho minero y energético
Presidente Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
5- LEONARDO DONADO GARZÒN
Ingeniero Civil
Maestría - Maestría en Ingeniería - Recursos Hidráulicos
Doctorado - Doctorado en Ingeniería
Investigador
6- MAIVER DIAZ SUAREZ
Ingeniero de Petróleos
Asistente Company man.
De acuerdo con lo encontrado en las entrevistas realizadas a los expertos en temas de
petróleo y exploración de hidrocarburos se puede apreciar que todos concluyen que una
práctica como el fracking reviste riesgos en su desarrollo, especialmente en países como
Colombia que no cuentan con una gestión del conocimiento suficiente que soporte información
de las condiciones propias de nuestra geología e hidrogeología.
Los entrevistados suponen riesgos ambientales negativos en relación con:
Uso de grandes cantidades de agua, que pueden conllevar a presión sobre acuíferos
locales. Lo cual acarrearía conflictos de uso del suelo por esta actividad.
Contaminación de agua por la adición de químicos empleados.
Contaminación de los suelos y de corrientes superficiales y subterráneas por
vertimientos accidentales y disposición final.
Los efluentes generados podrían contener materiales radiactivos contenidos en las
formaciones intervenidas.
Posibilidad de aumento en la sismicidad local y regional.
Emisiones fugitivas de metano y otros gases de efecto invernadero.
Estos efectos según los entrevistados son producto también de la debilidad institucional para
tener un control efectivo de las operaciones.
Sin embargo, reconocen que toda actividad humana reviste riesgo, especialmente aquellas
asociadas a la extracción de hidrocarburos, lo cual requiere de especial atención en las
técnicas empleadas y en el cumplimiento de estándares de calidad y buenas prácticas
Industriales Internacionales, así como la debida observancia de la normatividad aplicable con
el fin de garantizar el bienestar de todos los actores involucrados
No obstante, estos expertos reconocen el gran potencial de esta práctica, especialmente para
suplir las necesidades y la demanda de las poblaciones como lo es la producción energética
y otros derivados de hidrocarburos naturales.
Por otra parte, Estas operaciones incentivarían inversión extranjera en el país, una mayor
producción de petróleo significa que el país tendrá más recursos fiscales, se generarán gran
cantidad de empleos, tanto en la exploración y producción directa como en los tratamientos
de vertimientos y emisiones generadas, lo que reduciría de manera considerable las tasas de
desempleo.
Esta condición está supeditada a la gestión efectiva del Estado, fortaleciendo las instituciones
ambientales y de control y procurando que los dividendos generado sean invertidos de manera
objetiva en las regiones donde se presenten los impactos y se reduzca el riesgo de corrupción
que actualmente se presenta con el manejo de las regalías de esta actividad.
Aunque algunos de los entrevistados no recomendarían el uso de esta técnica en el país,
acogiéndose al principio de precaución consagrado en la constitución política, otros
consideran que Colombia ha avanzado en la normatividad ambiental y que de una manera
planificada y responsable toda actividad de ingeniería es factible de realizar.
Un aspecto técnico importante que considerar es que la extracción de hidrocarburos mediante
esta técnica permite que las operaciones se realicen de acuerdo con las necesidades
existentes por cuanto la producción es regulada.
Teniendo en cuenta tanto las encuestas realizadas a los pobladores Guaduas Cundinamarca,
así como las respuestas brindadas por los expertos entrevistados en desarrollo de este
proyecto, podemos identificar que las preocupaciones y recursos naturales sobre los cuales
se deben continuar dirigiendo los esfuerzos de medición, y control, deben seguir siendo los
mismos identificados para yacimientos convencionales. En este orden de ideas se considera
oportuno continuar evaluando el impacto ambiental de las actividades hidrocarburiferas
asociadas a yacimientos no convencionales con los indicadores usados por la AC,
manteniendo los mismos indicadores que se vienen usando para no convencionales, esta
situación se motiva teniendo en cuenta que a la fecha no se han realizado actividades de
exploración ni explotación de yacimientos no convencionales que permitan validar el uso de
otro tipo de indicadores, en este orden de ideas a continuación se presenta una batería de
indicadores basados en los criterios usados por la ACP para medir el impacto ambiental de
los yacimientos no convencionales.
La herramienta está construida en formato Excel y se puede consultar en el siguiente enlace:
https://drive.google.com/open?id=18B5Ga0XQFBBMl_g9BLhUf5ZDAQwqeZ4S
A continuación se presenta un resumen de los indicadores a por actividad y según el recurso
afectado:
1. INDICADORES DE CONSUMO DE AGUA
Sísmica
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Consumo de agua industrial m3/Km de sísmica
Consumo de agua domestica m3/Km de sísmica
Perforación Exploratoria (Pozos Exploratorios)
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Consumo de agua industrial m3/1.000 pies perforación
Consumo de agua domestica m3/1.000 pies perforación
Perforación Exploratoria (Pozos de Desarrollo)
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Consumo de agua industrial m3/1.000 pies perforación
Consumo de agua domestica m3/1.000 pies perforación
Producción
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Consumo de agua industrial m3/Barril Producido
Consumo de agua domestica m3/Barril Producido
Aguas De Producción
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Reinyección para recobro mejorado m3 de agua reinyectada/m3 de agua de producción
Inyección como disposición final m3 de agua reinyectada/m3 de agua de producción
2. INDICADORES DE VERTIMIENTOS
Perforación Exploratoria (Pozos Exploratorios)
3. INDICADORES DE GENERACIÓN DE RESIDUOS
Sísmica
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Vertimientos industriales m3/1.000 pies perforación
Vertimientos Domesticos m3/1.000 pies perforación
Perforación Exploratoria (Pozos de Desarrollo)
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Vertimientos industriales m3/1.000 pies perforación
Vertimientos domesticos m3/1.000 pies perforación
Producción
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Vertimientos industriales m3/Barril Producido
Vertimientos domesticos m3/Barril Producido
Aguas de producción reinyectadas al proceso
m3/Barril Producido
Aguas de producción vertidas Barriles/Barril producido
Aguas de Producción
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Inyección como disposición final m3 de agua reinyectada /m3 de agua de produccción
Vertimiento a cuerpos de agua m3 de agua vertida /m3 de agua de producción
Riego de vias
Aspersion
Vertimiento entregado a terceros
Vertimiento reutilizado para riego y otras actividades
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Residuos solidos no peligrosos Ton/Km de Sismica
Residuos solidos no peligrosos dispuestos adecuadamente Ton/Km de Sismica
Residuos solidos peligrosos Ton/Km de Sismica
Residuos solidos Peligrosos dispuestos con gestores autorizados Ton/Km de Sismica
Perforación Exploratoria (Pozos Exploratorios)
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Residuos solidos no peligrosos Toneladas/1.000 pies perforados
Residuos solidos no peligrosos dispuestos adecuadamente Toneladas/1.000 pies perforados
Residuos solidos peligrosos Toneladas/1.000 pies perforados
Residuos solidos peligrosos dispuestos con gestores autorizados
Toneladas/1.000 pies perforados
Perforación Exploratoria (Pozos de Desarrollo)
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Residuos solidos no peligrosos Toneladas/1.000 pies perforados
Residuos solidos no peligrosos dispuestos adecuadamente Toneladas/1.000 pies perforados
Residuos solidos peligrosos Toneladas/1.000 pies perforados
Residuos solidos peligrosos dispuestos con gestores autorizados
Toneladas/1.000 pies perforados
Producción
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Residuos solidos no peligrosos Toneladas/Barril Producido
Residuos solidos no peligrosos dispuestos adecuadamente Toneladas/Barril Producido
Residuos solidos peligrosos Toneladas/Barril Producido
Residuos solidos peligrosos dispuestos con gestores autorizados
Toneladas/Barril Producido
4. INDICADORES DE EMISIONES
Producción
INDICADOR UNIDAD DE REPORTE
Emisión SOx Ton/Barril
Emisión NOx Ton/Barril
Emisión CO2 Ton/Barril
Metano CH4 Ton/Barril
Material Particulado Ton/Barril
Inmisión Diurno dB/Proyecto
Inmisión Nocturno dB/Proyecto
Emisión Diurno dB/Proyecto
Emision Nocturno dB/Proyecto
*Profundidad promedio ponderada de los pozos perforados 11.712 pies. **Aguas resultantes del proceso que son vertidas después del tratamiento.
7. DISCUSIÓN DE RESULTADOS
Al analizar los resultados obtenidos en este trabajo se identifica que al evaluar las actividades
identificadas por Betancourt 2007, para las etapas de exploración, explotación, desarrollo y
desmantelamiento que se desarrollan generalmente por la industria hidrocarburifera, y evaluar
si estas actividades variaban según el yacimiento a explorar o explotar, se identificó que las
actividades seguían siendo las mismas. La diferencia se presentaba era en función a la
rigurosidad de la normativa a aplicar. Esta situación se presenta porque las actividades de
exploración y explotación como tal son iguales tanto en un YC como en un YNC, la diferencia
radica solo en las exigencias normativas que buscan blindar con mayor rigurosidad los
controles operacionales que se aplican según el tipo de yacimiento que se explore o explote.
En este sentido se identificó que la normativa expedida por el Ministerio de Minas y Energía
para el desarrollo de los yacimientos convencionales (YC) y no convencionales (YNC) es
similar, sólo existen diferencias asociadas a una mayor rigurosidad y exigencia de la norma
cuando se adelantan actividades en YNC, en procura de proteger el recurso hídrico, tanto de
los acuíferos como del recurso hídrico superficial.
Lo anterior teniendo en cuenta que en los YNC el empleo de agua es mayor a la cantidad
usada en los YC, lo cual se da por la necesidad de adelantar las actividades de estimulación
hidráulica sobre una sección horizontal en varias etapas. Esta estimulación dura
aproximadamente un mes, posterior a esto, el agua requerida es similar a la utilizada para la
producción de yacimientos convencionales.
En cuanto a impactos asociados a la actividad con YNC se coincide con la investigación de
Romero Fuentes 2016, donde se señala que los únicos acercamientos realizados en el país
sobre la identificación de los impactos ambientales generados en desarrollo de YNC, se
abordan desde un contexto internacional. Romero Fuentes 2016 también expone que en
Colombia no se tiene información que permita establecer la magnitud de los posibles impactos
ambientales generados cuando se perforan pozos de este tipo, y que la información que se
tiene para establecer la magnitud del impacto o riesgo generado por el desarrollo de
actividades en YNC solo se puede valorar a partir de información secundaria desarrollada por
otros países.
Lo anterior evidencia que una de las dificultades relevantes para establecer indicadores
ambientales representativos para medir el impacto ambiental generado por las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales – YNC, está
relacionado con la carencia de estudios exploratorios sobre este tipo de yacimientos. Esta
situación dificulta tener información sobre las cantidades de agua demandada, profundidades
a las que se encuentran los acuíferos, obtener el conocimiento técnico del subsuelo y de las
condiciones hidrogeológicas de la zona, así como también, de las condiciones ambientales
del territorio que podrían verse afectados por el desarrollo de las actividades de explotación.
Bajo esta premisa no sería oportuno ambientalmente para el país suspender las actividades
exploratorias en yacimientos no convencionales (shale), y con ello dejar de contar con
información técnica y ambiental acertada, ya que de hacerlo se estaría sacrificando la
posibilidad de emitir conceptos confiables y que realmente protejan el ambiente cuando se
desarrollen actividades de explotación.
Con respecto al resultado encontrado en las encuestas a la comunidad donde estos
manifiestan que el desarrollo del fracking genera cambios en la hidrología y ciclos del agua
de acuíferos superficiales y subterráneos, es importante mencionar que en el Estudio
Nacional del Agua 2014 (ENA en adelante) adelantado por el Instituto de Estudios
Ambientales y Meteorológicos (IDEAM), brinda importante información para analizar el tema
de consumo de agua por parte de la industria hidrocarburífera al comparar su impacto desde
la demanda hídrica, con otros sectores económicos.
En este estudio para estimar la demanda hídrica total, se contempló la suma del volumen de
agua utilizada para los diferentes usos: doméstico, servicios, preservación de fauna y flora,
agrícola, pecuario, recreativo, Industrial, energía, minería e hidrocarburos, pesca, maricultura
y acuicultura, navegación, transporte y caudal de retorno. En este estudio se dice que los
sectores que más agua consumen son el agrícola con un 46,6%, seguido del sector energía
con un 21,5%, pecuario con 8,5%, doméstico con 8,2%, e industrial con 5,9. Mientras que los
sectores que menos agua consumen son los de hidrocarburos con 1,6% y servicios con 1,3%
respectivamente.
Tomando en cuenta lo anterior, aunque el uso de agua en las actividades de estimulación
hidráulica puede ser mayor en YNC respecto a los YC, no debe perderse de vista que este
consumo es variable de acuerdo con las características de cada yacimiento y las etapas de
estimulación que se requieran. Así las cosas, teniendo presente que la industria de
hidrocarburos no se encuentra dentro de los primeros niveles de consumo de agua en el país
(1,6 % ENA 2014), tampoco se puede sostener que la implementación de YNC implica de por
sí, un aumento considerable frente a las demás actividades y su consumo del recurso hídrico.
En Colombia, la administración del recurso hídrico está reglamentada desde el decreto 1541
de 1978, donde se establecen prioridades para otorgamiento de concesiones de aguas, de
acuerdo al siguiente orden:
1. Utilización para el consumo humano, colectivo o comunitario, sea urbano o rural;
2. Utilización para necesidades domésticas individuales;
3. Usos agropecuarios comunitarios, comprendidas la acuicultura y la pesca;
4. Usos agropecuarios individuales, comprendidas la acuicultura y la pesca;
5. Generación de energía hidroeléctrica;
6. Usos industriales o manufactureros;
7. Usos mineros (…)
En ningún caso las actividades de hidrocarburos competirán por el uso del recurso, ya existe
reglamentación que define prioritario el aprovechamiento de este recurso para otros usos,
donde indiscutiblemente prevalece el uso para consumo humano.
Teniendo en cuenta todas las consideraciones expuestas por Romero Fuentes 2016, para los
componentes ambientales (agua, aire y suelo), y la falta de información técnica sobre los
yacimientos no convencionales en el país por carencia de estudios en la etapa de exploración
en yacimientos no convencionales, este proyecto considera de vital importancia el inicio de
estudios que brinden insumos para montar indicadores ambientales para yacimientos no
convencionales, en este sentido se recomienda y sugiere que en caso de llegar a implementar
esta tecnología en el país se deberían mantener los indicadores desarrollados por la ACP.
También es importante tener en cuenta que no es posible comparar con el mismo rasero los
impactos que se pueden generar por el uso de esta tecnología de un país a otro, ni tampoco
es posible trasladar los impactos identificados en un mismo país de una región a otra, ya que
los impactos generados por el uso de este tipo de tecnología varían según la sensibilidad
ambiental de los ecosistemas en donde se implemente.
Un ejemplo particular que nos permite evidenciar estas diferencias puede ser el relacionado
con la profundidad a la que se pueden encontrar los yacimientos no convencionales en el
Colombia. En algunos países los acuíferos se encuentran casi al mismo nivel de la roca
generadora. Pero en Colombia esta condición es drásticamente diferente, si se contempla que
en el Valle del Magdalena Medio la roca generadora se encuentra aproximadamente a unos
16.000 pies (4.876 metros) de los acuíferos de esta zona.
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En Colombia la incorporación de tecnologías como el fracking es insipiente, por ello es el
momento justo para brindar la información a los interesados, de tal manera que este sea el
medio por el cual se plantee una discusión informada con el fin de tomar decisiones de manera
consiente ad-portas de una crisis energética debido a la disminución de las reservas de
hidrocarburos en los últimos años. Si bien esta no es la solución final respecto de la obtención
de energía, mientras no se encuentre una solución que reemplace efectiva y eficazmente al
petróleo y al gas, estos dos productos seguirán siendo una de las principales fuentes de
ingresos de la economía colombiana, y base de la economía mundial.
Una manera para solucionar la problemática ambiental causada por la industria
hidrocarburífera en el país, es acudiendo a las buenas prácticas, a nuevas tecnologías, a
sistemas más limpios, a planes de desarrollo organizados, a planes de manejo ambiental
establecidos y con fundamentos, que permitan una buena relación desarrollo-ambiente, con
crecimiento de la industria y mejoramiento de las condiciones de la población en general
La exploración y producción de hidrocarburos en YNC generará impactos ambientales y
sociales, como cualquier otro proyecto extractivo de recursos naturales, la condición positiva
o negativa del proceso está en el manejo que se les dé por parte de los empresario y de la
autoridad ambiental competente. A partir de esto, es que consideramos que es necesario que
la actividad se ejecute responsablemente, donde el titular del proyecto se comprometa legal
y contractualmente a desarrollar la actividad extractiva dentro de ciertos parámetros y en
cumplimiento de ciertos requisitos y requerimientos que haga el ordenamiento interno, con el
propósito final de mitigar los impactos y hacer efectivos los derechos tanto de los ciudadanos,
como de quien realiza la actividad.
Se recomienda que todo proyecto de exploración y explotación de hidrocarburos de
yacimientos no convencionales YNC acoja de manera indiscutible las reglas de oro creadas
por la Agencia Internacional de Energía (AIE), las cuales permiten enfrentar y manejar los
impactos socioambientales de manera trasparente con las comunidades.
Para fortalecer la elaboración y actualización de indicadores ambientales que permitan
monitorear la actividad en YNC se debe considerar los objetivos, las áreas temáticas con la
participación de grupos interdisciplinario capaces de considerar los diferentes aspectos
ambientales, puntos críticos de evaluación, y temas de importancia que deban incorporarse a
este conjunto de indicadores.
Se debe revisar el objetivo y metas del conjunto de indicadores periódicamente según las
circunstancias que se presenten en el sector de los hidrocarburos, con el fin de evaluar su
efectividad y mejorarlo cada vez que se desarrolle el seguimiento y evaluación ambiental.
Con el fin de minimizar el riesgo de impacto al medio en el desarrollo de la práctica del fracking
es necesario que la industria tenga en cuenta de manera responsable ente otros, los términos
de referencia para la elaboración del estudio de impacto ambiental proyectos de perforación
exploratoria de hidrocarburos incluidos en el Anexo 3, elaborado por la Autoridad Nacional De
Licencias Ambientales.
La explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales debe establecer un
análisis y tratamiento especial con énfasis en las medidas de manejo y mitigación de
potenciales impactos y riesgos ambientales y sociales. Estas medidas deben incluir entre
otros aspectos, medidas de manejo específicas para Uso de Aguas, Aguas Superficiales,
Aguas Subterráneas, Inyección de aguas, Emisiones Atmosféricas, Estimulación Hidráulica,
Ruido, Fluido de Retorno, así como una debida socialización a las comunidades interesadas.
De igual manera se debe prestar especial atención de aquellas contingencias que se puedan
presentar, generando las medidas de control y manejo y los sistemas de monitoreo y planes
de contingencia requeridos, como por ejemplo consumo y disposición de agua, monitoreo
sobre lo acuíferos intervenidos, así como una red de monitoreo sismológico en la zona de
influencia de todo proyecto.
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GLOSARIO
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO: también denominado fracking o hidrofractura y/o
estimulación hidráulica, es una técnica por la cual la roca madre (lutita) es fracturada mediante
la inyección de fluidos a altas presiones con una mezcla de agua, productos químicos y arena,
con la finalidad de generar fisuras artificiales en la roca y hacer fluir el petróleo al pozo a través
de las fracturas artificialmente generadas; las fracturas permanecen abiertas gracias a la
colocación o apuntalamiento de arena u otro material granular.
LUTITA –Shale-: roca sedimentaria de grano fino compuesta principalmente por arcilla o lodo
consolidado. Principales formaciones de yacimientos no convencionales conforman la fuente
más importante de gas natural atrapado en rocas de baja permeabilidad.
PERMEABILIDAD: capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus
poros interconectados. Se mide normalmente en Darcies o Milidarcies.
POROSIDAD: medida de los espacios vacíos de un material, resulta ser una medida de la
capacidad de almacenamiento de fluidos de una roca. Se define como la fracción (expresada
en porcentaje) del volumen total de la roca que corresponde a los espacios capaces de alojar
fluidos.
ROCA GENERADORA/MADRE: una roca rica en contenido de materia orgánica que, si
recibe calor en grado suficiente, generará petróleo o gas. Las rocas generadoras típicas,
normalmente lutitas o calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica y al
menos 0,5% de carbono orgánico total (COT), si bien una roca generadora rica podría
contener hasta 10% de materia orgánica.
ROCA SELLO: capa relativamente impermeable que impide que los fluidos sigan migrando
una vez constituye el yacimiento.
YACIMIENTOS CONVENCIONALES: yacimiento asociado a cuerpos rocosos arenosos, que
por sus características habitualmente permiten que el petróleo o el gas natural fluyan con
facilidad hacia el interior de los pozos. Generalmente este tipo de yacimientos no requieren
de tratamientos mayores de estimulación lo que permite que sean producidos a tasas
económicas de flujo.
YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES: yacimiento asociado a cuerpos geológicos lutíticos
de baja permeabilidad, lo que hace de su extracción un proceso difícil que requiere de nuevos
métodos para su explotación. Entre estos tipos de yacimientos se encuentra el Oil Shale y
Gas Shale.
10. ANEXO 1
Entrevistas