Artículo
5 de noviembre de 2021
Análisis de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII)
Por: Ing. Alberto Moncada[1]
La realización en Colombia de los PROYECTOS PILOTOS DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL o PPII, donde se aplicará la técnica de FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO MULTIETAPA CON PERFORACIÓN HORIZONTAL, que se denomina FH-PH, debemos analizarla, desde el punto de vista técnico y científico, para determinar sus posibilidades de aplicación en el país y así mantener la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, especialmente del gas natural, energético que está llamado en convertirse, no solo en Colombia, sino en el mundo, en el combustible de transición a fuentes más limpias de energía.
¿Por qué llegamos al fracturamiento hidráulico de las rocas fuente o madre de los hidrocarburos, principalmente las LUTITAS?
Los combustibles fósiles fueron la fuente de la energía de la humanidad a partir del siglo XX y las reservas estaban mayormente ubicadas donde había menos consumo, la energía nuclear fracasó y por ser los hidrocarburos un recurso natural no renovable en yacimientos convencionales, estos se agotaban poniendo en peligro la seguridad energética de los países desarrollados y en especial la de los Estados Unidos.
En 1976 el Departamento de Energía de EE. UU había iniciado la investigación para determinar la posibilidad de la explotación de los hidrocarburos en las rocas madre y desde 1984 cuando se creía que la producción de petróleo en Estados Unidos había alcanzado su pico máximo, los combustibles que necesitaba el país dependían cada día más de las importaciones. Había que hacer algo y urgente.
A finales de la década de los 90, Mitchell Energy (George Mitchell) logró producción comercial de gas de las LUTITAS BARNET al Norte de Texas y dando inicio a la aplicación del fracturamiento hidráulico multietapa en pozos horizontales, procedimiento que se presentó como una tecnología disruptiva ya que transformó el panorama mundial del mercado petrolero. Esta nueva tecnología transformó a Estados Unidos de importador a exportador neto de hidrocarburos y lo colocó como el primer productor mundial de petróleo y gas, muy por encima de Arabia Saudita y Rusia.[2]
El debate en Colombia por la aplicación de la técnica del fracturamiento hidráulico, mal llamado fracking, se ha politizado y las posiciones se han radicalizado. Es este momento la academia y las asociaciones profesionales del sector son las llamadas a intervenir y presentar la información técnica y científica de forma imparcial con un enfoque centrado en el desarrollo sostenible de los recursos naturales del país.
Antes del 2010, los contratos para la Exploración y Explotación de hidrocarburos en el país, autorizaban al Contratista a realizar estas actividades en el área contratada y sin límites de profundidad y la normatividad existente que no diferenciaba entre yacimientos convencionales y no convencionales. En el 2013 se expidió el Decreto 3004 y en el 2014 la Resolución 90341 que definían y reglamentaban la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales.
El Consejo de Estado suspendió provisionalmente el Decreto 3004 y la Resolución 90341 el 8 de noviembre de 2018, al conceder medidas cautelares sobre dichos actos y de esta manera dejó sin regulación técnica las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos de yacimientos no convencionales. La Resolución MADS #0421 de 2014 que establecía los términos de referencia para los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) y los Planes de Manejo Ambiental no fue cobijada por la decisión del Consejo de Estado.
Sin embargo, el mismo Consejo de Estado el 17 de septiembre de 2019, ante el recurso de suplica presentado por Ecopetrol, confirmó las medidas cautelares y advirtió que el alcance de dicha decisión no impedía la realización de los Proyectos Piloto Integrales de Investigación (PPII) recomendados por la Comisión de Expertos[3], por lo cual las entidades del Estado prepararon la regulación para ejecutar estos pilotos en la etapa exploratoria que incluye la perforación, el fracturamiento y evaluación de los yacimientos.
Si el Comité Evaluador recomienda la explotación comercial de estos yacimientos, obligará a las Entidades del Estado a preparar una nueva regulación que recoja las enseñanzas de los pilotos y establezca las reglas para su explotación comercial.
Los actos administrativos que regularan la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral, expedidos en 2020, son:
- El Decreto 328 “por el cual se fijan lineamientos para adelantar Proyectos Piloto de Investigación Integral, …”
- La Resolución 40185 del MME “por la cual se establecen los lineamientos técnicos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral…”. Esta Resolución fue modificada por la Resolución 40011 del 15 enero 2021.
- La Resolución 904 del MI & MME “por la cual se fijan lineamientos sociales para el desarrollo de los PPII…”.
- El Acuerdo ANH 006 que adopta el reglamento de selección de contratistas y condiciones contractuales especiales.
- La Resolución 0821 del MADS que expide los Términos de Referencia para la elaboración del EIA de los PPII.
- La Resolución 304 del Servicio Geológico Colombiano (SGC) que establece los lineamientos técnicos del monitoreo de sismicidad y
- El Servicio Geológico Colombiano (SGC) publicó en enero de este año “Los Lineamientos Técnicos para el Procedimiento de Muestreo y Análisis de Laboratorio de Materiales Radioactivos de Origen Natural en los PPII” (versión 3).
El 24 de diciembre DE 2020, ECOPETROL y la ANH firmaron el “Contrato Especial de Proyecto de Investigación (CEPI) No. 1” para el desarrollo del proyecto denominado Kalé, a ejecutarse en el municipio de Puerto Wilches. El segundo contrato CEPI fue firmado el 4 de junio de 2021 con la compañía ExxonMobil quien desarrollará, junto con ECOPETROL, el proyecto Platero en inmediaciones del municipio de Puerto Wilches.
Desde el punto de vista técnico y académico nos preguntamos: ¿Puede la nueva regulación de los PPII tranquilizar las preocupaciones de quienes se oponen a la aplicación de esta técnica en Colombia? ¿Protege efectivamente esta nueva regulación la vida y el ambiente para asegurar una explotación sostenible de los recursos naturales?
La mayor preocupación de los opositores a esta técnica es la posible contaminación de las aguas superficiales y del subsuelo y consecuentemente las afectaciones a la salud y el ambiente, también existe preocupación por la posible presencia de material radiactivo de origen natural y hasta por la generación sismos.
a. Sobre las Aguas Superficiales
Las posibilidades de contaminación de las aguas superficiales con los fluidos de perforación y fracturamiento pueden ocurrir durante el transporte de los químicos utilizados y en la mezcla de estos en la localización del pozo.
La Resolución 40185 de 2020, Art. 10 solicita, junto al Formato de Intención de Perforar, “las hojas de seguridad y matriz de compatibilidad en transporte y almacenamiento de los aditivos a usar.”
Por otra parte, la Resolución 821 de 2020 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible ha incluido en los términos de referencia para elaborar el Estudio de Impacto Ambiental, las siguientes medidas de seguridad y movilidad en el manejo y transporte de los químicos:
- En el transporte por carro tanque se deben definir el tipo de fluidos, tipo de vehículos previstos, rutas y frecuencia de viajes. Si se trata de sustancias químicas peligrosas, fluidos de retorno o agua de producción, se deben cumplir las especificaciones técnicas del medio de transporte para prevención de derrames de acuerdo con el Decreto 1609 de 2002 del Ministerio de Transporte. También se exige contar con herramientas informáticas de registro continuo de los trayectos.
- Y algo muy importante en este aspecto: no se podrán mezclar o almacenar componentes del fluido de fracturamiento hidráulico, fluidos de retorno o agua de producción en piscinas al aire libre, únicamente en tanques cerrados con tapa y ventilación de seguridad.
- Por otra parte, los tanques de almacenamiento de estas sustancias deben tener sistemas de doble contención hasta el 110% del volumen del contenedor de mayor capacidad.
Sobre los componentes químicos a utilizar, el Contratista debe mantener una base de datos actualizada disponible al público, informando el nombre del producto y su número CAS (Chemical Abstract Service o identificación numérica para compuestos químicos), señalando el propósito del químico en el fluido de fractura, los posibles riesgos a la salud y su toxicidad. Si un aditivo químico tiene protección de patente, esto debe ser informado en el EIA y la ANLA puede requerir esta información en cualquier momento.
b. Sobre las Aguas del subsuelo o acuíferos
La contaminación de las aguas de subterráneas se puede dar por varias razones:
- Mala cementación de los revestimientos de superficie e intermedios. Para corregir estas posibles causas, la Resolución 40185 ordena tomar registros de calidad de la cementación (CBL y VDL) a todos los revestimientos y remediar la cementación donde sea necesario antes de continuar con la perforación del pozo. Finalmente se logró que nuestra legislación ordenara estas pruebas, práctica que se venia recomendando desde la academia y las asociaciones profesionales en diferentes foros.
- Pérdida de integridad del pozo por presencia de zonas permeables sin protección hidráulica o sello. La Resolución 40185 no solo ordena las pruebas de calidad de la cementación, sino que también obliga a no dejar zonas permeables sin protección hidráulica. Todas las zonas de influjo deben estar cementadas con 500 pies (152 metros) por encima de dicha formación. Esta práctica también es un logro en la nueva regulación.
- La integridad del pozo también se puede perder por la presencia de fluidos corrosivos. Para evitarlo, es obligación realizar frecuentes análisis de laboratorio a los fluidos producidos para detectar la presencia de sustancias corrosivas y tomar las medidas necesarias.
- Otra posible causa de contaminación de las aguas de subterráneas puede ser a través de fallas geológicas o de un pozo existente durante las operaciones de fracturamiento. Para evitar este riesgo, la Resolución 40185 ordena no efectuar operaciones de fracturamiento a menos de un kilometro, (3.281 pies) de una falla geológica identificada en la línea base por la sísmica, y a menos de 15 kilómetros de un pozo activo o abandonado.
- También se han manifestado preocupaciones respecto a que la propagación de las fracturas pueda alcanzar los acuíferos en uso o utilizables, llegándolos a contaminar. La Resolución 40185 establece que no se pueden realizar fracturamiento a menos de 500 metros (1.640 pies) de dichos acuíferos. La amplia experiencia adquirida en Estados Unidos y recientemente en Argentina, ha demostrado que es imposible superar esta distancia con las presiones de fractura comúnmente utilizadas.[4]
c. Otro tema preocupante es la Presencia de material radiactivo.
Los yacimientos no convencionales que nos ocupa para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral están formados por las Rocas Madre o Generadoras de los Hidrocarburos, constituidas por sedimentos de grano fino y muy fino que se formaron lentamente en el tiempo geológico, lo que hizo que la presencia de material radioactivo se acumulara en mayores cantidades que en otro tipo de rocas sedimentarias. Esto no quiere decir que todas las rocas sedimentarias en todos los sitios tienen presencia de materiales radioactivos en concentraciones que resulten peligrosas para la salud.
La perforación horizontal hace que en este tipo de pozos se obtenga una cantidad mayor de ripio o detritos de perforación que en un pozo vertical utilizado en la explotación de yacimientos convencionales. Si los detritos con material radioactivo entran en contacto con aguas superficiales o subterráneas lógicamente resulta en su contaminación como ocurrió en un principio en Pensilvania por mala disposición de estos cortes de perforación.
El Artículo 9 de la Resolución 40185 ordena el monitoreo de las fuentes naturales de radiación en el área de cada uno de los PPII, desde el inicio de la etapa concomitante, de acuerdo con los lineamientos técnicos y pruebas de laboratorio establecidos por el SGC[5], y de alcanzase los niveles máximos establecidos en la Resolución MME 181434 de 2002 se debe dar aviso de inmediato a la ANH y tomar las medidas correctivas del caso.
d. El fracturamiento Hidráulico causa Sismos, se oye decir
Sobre la preocupación que las operaciones de fracturamiento hidráulico multietapa causan sismos y hasta terremotos, es necesario mencionar que la Comisión de Expertos Independientes en el punto 7.2 de su informe resalta que, “El Servicio Geológico de los Estados Unidos señala que no es la técnica del fracking per se la causante de la sismicidad inducida, sino que es la consecuencia de procesos de inyección de fluidos como método de confinamiento y disposición final.”
Esta situación se presentó en Estados Unidos, Estado de Oklahoma cerca a la ciudad de Tulsa como resultado de la inyección continua de agua de producción en un yacimiento confiando. Se dice que en Colombia cerca a Puerto Gaitán Meta, se presentó un sismo como un evento extraño y algunos estudiosos establecieron que posiblemente fue como consecuencia de la inyección continua de agua de producción.
La resolución 40185 de 2020 ordena al SGC establecer las especificaciones del monitoreo de sismicidad y un semáforo sísmico específico para cada PPII, basado en rangos de magnitud y frecuencia para la toma de acciones preventivas o correctivas. La red debe ser instalada antes del inicio de las actividades de fracturamiento.
El SGC expidió el 30 de octubre de 2020 la Resolución 304 por medio de la cual establece los lineamientos técnicos de monitoreo de sismicidad para el desarrollo de los PPII incluyendo las instalaciones sismológicas mínimas requeridas y el sistema de comunicaciones vía satélite de la SCG o de un operador privado.
La Resolución 40185 establece que, si se presenta un sismo de magnitud igual o mayor a 4 en la escala de Richter, cuyo epicentro esté en un radio el doble de la profundidad del pozo y a una profundidad menor de 16 kilómetros, la operación de fracturamiento se debe suspender.
e. ¿Cómo será la Participación Ciudadana en fiscalización de las operaciones de los PPII?
Los Proyectos Piloto de Investigación Integral es quizás la actividad con la mayor participación de la ciudadanía que se haya realizado en proyecto alguno en Colombia.
A través de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento, conformadas por los actores sociales e institucionales que viven y desarrollan sus actividades en las áreas de influencia de los PPII tendrán una activa participación desde la etapa previa y hasta el final de la evaluación de los resultados de cada proyecto.
Por otra parte, toda la información que se genere en todas las etapas de lo pilotos será pública a través del centro de transparencia que establecerá el Ministerio de Minas y Energía. (www.minenergia.gov.co/ppii).
f. Otras consideraciones relevantes
- Para garantizar la fiscalización de las operaciones, la ANH asignará en cada localización en forma permanente al menos a un Ingeniero de Petróleos con experiencia.
- La Ubicación de los PPII están restringidos a las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Cesar-Ranchería y solo se podrán perforar dos pozos en cada localización.
- Se considera que un pozo es horizontal cuando alcanza una desviación de 80º con la vertical y se proyecta más de 100 pies dentro de la formación.
- Ningún pozo se podrá perforar a menos de 500 metros en superficie de un lugar habitado y no se podrá fracturar si existe un pozo de agua de uso a menos de 200 metros en superficie.
Conclusiones
En las clases de posgrado en Derecho Minero – Energético de la Universidad Externado de Colombia, hemos debatido con los estudiantes la aplicación del fracturamiento hidráulico con perforación horizontal, llegando a la conclusión de que esta técnica, si se hace aplicando el avance tecnológico logrado en procedimientos, herramientas y materiales, siguiendo las buenas prácticas de la ingeniería y la regulación colombiana establecida para los PPII, no debería haber preocupación por los posibles riesgos contra la vida y el ambiente.
Por otra parte, en los foros y conferencias donde se discute esta técnica se nota que los posibles riesgos resultantes de las operaciones de perforación de los pozos, manejo de fluidos de fracturamiento y producción no son ahora la principal preocupación, esta se ha trasladado principalmente a los resultados económicos en favor de las comunidades en las áreas de influencia de los proyectos y en el pasivo ambiental que ha dejado la industria petrolera en sus 100 años de historia en el país.
El mal uso de los dineros de las regalías, hacen que estos recursos no lleguen a la población y no se vea su beneficio, resultando en un rechazo a la industria petrolera por parte de la comunidad.
El pasivo ambiental de la industria es un hecho y estamos en mora para establecer una normatividad que obligue al apropiado abandono de pozos e instalaciones de producción y transporte existentes. Por ejemplo, la Resolución 181495 de 2009, artículo 35 resolvía que: “La supervisión y los procedimientos para el taponamiento permanente o temporal de pozos, las pruebas de integridad mecánica que se realicen y las características de los tapones, serán establecidas por el Ministerio de Minas y Energía.” El Ministerio ha hecho algunos intentos de regular este aspecto, pero hasta la fecha no ha producido esta normatividad.
Otro aspecto que es necesario destacar, es el hecho de que en Colombia es la primera vez que se desarrolla un proyecto industrial con tal severidad en lo técnico y regulatorio, que permitirá evaluar el impacto real que pueda tener sobre la vida, lo social y el ambiente, partiendo de líneas base, haciendo el seguimiento durante la ejecución del proyecto con mecanismos para suspender o terminar el proyecto si se observan parámetros peligrosos en contra de la salud y/o el ambiente y al final de este.
Bogotá, octubre de 2021
[1] Alberto Moncada, Ing. De Petróleos, Especialista en Derecho Minero Energético. Docente U. Externado de Col.
[2] El Informe “BP STATISTICAL REVIEW OF WORD ENERGY 2020” muestra que en el 2019 EE. UU. produjo 17,05 millones de barriles de petróleo por día (MBPD), mientras que Arabia Saudita produjo 11,8 MBPD y Rusia 11,5 MBPD. En gas: EE. UU reporta una producción de 929,9 Billones de metros cúbicos, Arabia Saudita 113,6 (BM3) y Rusia 679,0 (BM3). www.bp.com.
[3] “INFORME SOBRE EFECTOS AMBIENTALES (BIÓTICOS, FÍSICOS Y SOCIALES) Y ECONÓMICOS DE LA EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS EN ÁREAS CON POSIBLE DESPLIEGUE DE TÉCNICAS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE ROCA GENERADORA MEDIANTE PERFORACIÓN HORIZONTAL” Comisión Interdisciplinaria Independiente. Bogotá D.C., abril de 2019.
[4] Fisher, K. and Warpinski, N. 2011. Hydraulic Fracture-Height Growth: Real Data. Paper SPE 145949 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 30 October–2 November.
[5] LINEAMIENTOS TÉCNICOS PARA EL PROCEDIMIENTO DE MUESTREO Y ANÁLISIS DE LABORATORIO DE MATERIALES RADIOACTIVOS DE ORIGEN NATURAL EN LOS PPII, Versión 3, Bogotá D.C, enero de 2021. SGC