Proyecto de Grado: El Fracturamiento Hidráulico y sus

Proyecto de Grado: El Fracturamiento Hidráulico y sus Implicaciones

Normativas y Regulatorias para el Desarrollo de Yacimientos No Convencionales en Colombia.

Universidad de los Andes Facultad de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Civil y Ambiental María Angélica Suárez Santana

20 de diciembre de 2013

Proyecto de Grado: El Fracturamiento Hidráulico y sus Implicaciones Normativas y Regulatorias para el Desarrollo de Yacimientos No Convencionales en Colombia.

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Contenido Introducción ..................................................................................................................................................... 5

Justificación ...................................................................................................................................................... 5

Objetivos ............................................................................................................................................................ 6

Metodología ...................................................................................................................................................... 6

Marco teórico ................................................................................................................................................... 8

Yacimientos convencionales y no convencionales ....................................................................... 8

Fracturamiento hidráulico .................................................................................................................... 9

Proceso de Fracturamiento Hidráulico ........................................................................................... 11

Fluido fracturante ................................................................................................................................... 12

Aguas de producción y fluido de retorno ....................................................................................... 14

Tratamiento y disposición de aguas residuales de fracturamiento hidráulico ............... 18

Pozos de fracturamiento hidráulico ................................................................................................. 21

Microsísmicidad ....................................................................................................................................... 23

Migración de fluidos y contaminación de aguas subterráneas ............................................. 25

Publicación de aditivos químicos del fluido fracturante.......................................................... 28

Impactos ambientales y sociales del fracturamiento hidráulico .......................................... 29

Contexto internacional .......................................................................................................................... 31

Contexto Colombiano ............................................................................................................................ 33

Desarrollo del marco normativo y regulatorio para YNC en Colombia .................................. 37

Instrumentos económicos y contractuales ................................................................................... 39

Instrumentos normativos técnicos, ambientales y sociales ................................................... 40

Proyecto Decreto MME ..................................................................................................................... 41

TdR para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos – Anexo 3. . 43

Recomendaciones y trabajo futuro ....................................................................................................... 48

Bibliografía ..................................................................................................................................................... 51

Anexo 1 ............................................................................................................................................................ 55

Anexo 2 ............................................................................................................................................................ 57

Anexo 3 ............................................................................................................................................................ 58

Anexo 4 ............................................................................................................................................................ 61

Anexo 5 ............................................................................................................................................................ 66

Lista de tablas Tabla 1. Caracterización de los constituyentes de las aguas de producción de YC y YNC…………………………………………………………………………………………………………………………16

Tabla 2. Constituyentes en común para los diferentes tipos de YC y YNC…………………....17


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Tabla 3. Principales constituyentes del fluido de retorno en Barnett (Texas) y Marcellus (Pennsylvania), EE.UU……………………………………………………………………………………………...18

Tabla 4. Volúmenes de YNC por regiones del mundo…………………………………………………32

Tabla 5. Cooperación interinstitucional para el desarrollo del marco normativo y regulatorio de YNC en Colombia……………………………………………………………………………….39

Tabla A1. Aditivos químicos más utilizados en los tratamientos de fracturamiento hidráulico………………………………………………………………………………………………………………..55

Tabla A2. Lista de quimicos utilizados por 14 compañias de servicios de fracturamiento hidráulico………………………………………………………………………………………………………………..57 Tabla A3. Comparación de los requerimientos de construcción para pozos de inyección hidráulica………………………………………………………………………………………………………………..58 Tabla A4. Matriz de impactos ambientales y sociales para el desarrollo de YNC………….61 Tabla A5. Comparación de especificaciones técnicas del revestimiento de pozos de petróleo y gas………………………………………………………………………………………………………..…66 Lista de ilustraciones

Ilustración 1. Permeabilidad (K) Vs. Viscosidad dinámica (μ)......................................………….8 Ilustración 1. Viscosidad (mPa s) Vs. Productividad natural–equivalente al petróleo (t/d) para YC y YNC. ………………………………………………………………………………………………….9 Ilustración 3. Composición tipica del fluido fracturante de un pozo de gas de esquisto.13 Ilustración 4. Composición promedio de fluido fracturante de un campo de gas de esquisto en EE.UU……………………………………………………………………………………………………13 Ilustración 5. Composición típica de fluido fracturante reciclado……………………………….13 Ilustración 6. Alternativas de manejo y disposición de las aguas residuales de fracturamiento hidráulico en EE.UU………………………………………………………………………….20 Ilustración7. Revestimiento y cementación tipica de un pozo de fracturamiento hidráulico……………………………………………………………………………………………………………..…21 Ilustración 8. Pozo horizontal y vertical para tratamientos de fracturamiento hidráulico………………………………………………………………………………………………………………..22 Ilustración 9. Medida del “parche” de una falla (m) Vs. Magnitud de un terremoto (M)/ Momento de Terremoto (Nm)…………………………………………………………………………………..24 Ilustración 10. Aproximación típica para modelar un trabajo de fracturamiento hidráulico………………………………………………………………………………………………………………..26


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Ilustración 11. Etapas de fracturamiento Vs. Profundidad (m) para la exploración y producción de gas de esquisto en el campo Barnett, EE.UU………………………………………..27 Ilustración 12. Etapas de fracturamiento Vs. Profundidad (m) para la exploración y producción de gas de esquisto en el campo Marcellus, EE.UU…………………………………….28 Ilustración 13. Estimaciones de YNC en el mundo……………………………………………………..33 Ilustración 14. Mapa de las cuencas Colombianas con potencial de YNC……………………..34 Ilustración 15. Años Vs. Miles de barriles día (KBDP)………………………………………………..35 Ilustración 16. Años Vs. Millones de Pies Cúbicos Día (MPC)……………………………………..36

Lista de cuadros

Cuadro 1. Proceso de operación del fracturamiento hidráulico…………………………………..10

Cuadro 2. Composiciones típicas de fluido fracturante en yacimientos de gas de esquisto……………………………………………………………………………………………………………...13


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Introducción La implementación del fracturamiento hidráulico junto con la perforación horizontal son prácticas cada vez más utilizadas para la explotación de yacimientos con hidrocarburos no convencionales (Brian G. Rahm, 2013). Dichas prácticas han permitido producir estos hidrocarburos a tasas comercialmente rentables, principalmente gas de esquisto en Estados Unidos. Sin embargo, los impactos ambientales y sociales derivados del los tratamientos de fracturamiento hidráulico son significativos, por lo que se hace necesario establecer normatividad, regulación y medidas de manejo apropiadas. Con el fin de que se puedan llevar a cabo las operaciones de esta actividad, se deben minimizar las externalidades sobre el medio ambiente y consecuentemente sobre el bienestar de la población humana. Se ha demostrado que la mayor amenaza está sobre los cuerpos de agua superficial, debido a la gran demanda local del recurso hídrico para las operaciones de fracturamiento hidráulico, así como por el subsecuente manejo y disposición final de las aguas residuales (fluido de retorno y aguas de producción) del proceso (Eaton, 2013). No obstante, existen otros impactos ambientales y sociales de gran importancia, como la contaminación del aire por la emisión de VOCs1 y precursores de ozono, generación de ruido, degradación del paisaje rural por la instalación de infraestructura industrial, pérdida de biodiversidad y alteración y/o reducción de la calidad de vida de la población que reside cerca al desarrollo de estos proyectos (AEA, 2012). Este documento tiene como propósito investigar profundamente el estado del arte del fracturamiento hidráulico, para que en base a este y a la comparación con la regulación internacional, se propongan mejoras a los instrumentos normativos que el Ministerio de Minas y Energía (MME) y Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) han elaborado para el desarrollo de los YNC en el país. En cuanto a la estructura del documento, puede decirse que está divido en dos, la primera parte teórica en donde se explican los aspectos más importantes del fracturamiento hidráulico, se identifican y describen los impactos socio ambientales de este y se narra el proceso que han realizado las autoridades regulatorias para la elaboración del marco normativo del país para el desarrollo de YNC. La segunda parte, son las observaciones y propuestas realizadas para mejorar los instrumentos normativos elaborados por el MME y MADS. Finalmente, se proponen algunas recomendaciones para el trabajo futuro que le queda a Colombia para el desarrollo responsable de sus YNC.

Justificación Colombia cuenta con un interesante potencial para desarrollar YNC en el mediano plazo, con gas metano en vetas de carbón y esquistos (gas y líquidos) y en el largo plazo, con arenas bituminosas (UPME, 2012). Para lograr esto el país debe enfrentar limitaciones en la disponibilidad de información geológica, hidrogeológica, sísmica, baja oferta de personal especializado, problemas de seguridad, incentivos económicos y regulación técnica y socio ambiental. Esta última es de gran importancia, dado que el alcance del marco normativo y regulatorio actual está diseñado para el desarrollo de YC, lo cual es un punto de partida. Sin embargo, la escala en las actividades de producción, los

1 Volatile Organic Compounds (VOCs): estos compuestos son fácilmente liberados al ambiente en forma gaseosa y pueden ser de origen natural o artificial. Principalmente son liberados durante los procesos de quema de combustibles, así como en algunas mezclas de disolventes, pinturas, etc.


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volúmenes de aguas residuales (aguas de producción y fluido de retorno), los requerimientos para su recuperación y permisos socio ambientales son mayores, por lo cual es recomendable que se manejen por separado. Por esta razón, es indispensable que la nueva regulación identifique y evalué previamente los impactos ambientales, sociales y económicos para que a través de herramientas normativas las compañías operadoras garanticen la protección de la salud humana y del medio ambiente en sus actividades de exploración y producción de YNC.

Objetivos Documentar el estado del arte del fracturamiento hidráulico.

Analizar y evaluar el planteamiento propuesto por el Ministerio de Minas y Energía

(MME), Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Servicio Geológico Colombiano

(SGC), Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) y Autoridad Nacional

de Licencias Ambientales (ANLA) para la elaboración del marco normativo y

regulatorio para el desarrollo de YNC en Colombia.

Proponer los elementos más importantes para complementar la construcción de

línea base, ambiental y social, propuesta por el MADS y ANLA en los Términos de

Referencia (TdR) para los Proyectos de Perforación Exploratoria de hidrocarburos.

A partir de la literatura académica, experiencia internacional y el bagaje colombiano

en proyectos de YC.

Realizar recomendaciones para mejorar los instrumentos normativos que regularan

el desarrollo de YNC en Colombia, teniendo en cuenta las fortalezas y falencias de los

existentes.

Metodología Este documento se realizo a través de una revisión bibliográfica del estado del arte del fracturamiento hidráulico, estándares API2 de las mejores prácticas de la industria del petróleo y gas para fracturamiento hidráulico y de la normatividad asociada al desarrollo de YNC en Estados Unidos (EE.UU), Unión Europea (UE) y Colombia. En relación a la normatividad se escogió EE.UU, debido a que es el país con mayor experiencia en las actividades de exploración y producción (E&P) de YNC (en su mayoría gas de esquisto) y la investigación académica sobre este tema es amplia. Uno de los estudios base para el desarrollo de este documento fue el informe de progreso del 2012 del “Study of the Potencial Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources” (US EPA, 2012), liderado por la US EPA3. Ahora, la UE también se eligió debido a que varios países miembros están interesados en desarrollar sus YNC a mayor escala, particularmente gas de esquisto, pero existen preocupaciones sobre los riesgos sobre la salud humana, así como de los impactos ambientales y sociales asociados a las actividades de fracturamiento hidráulico. Esto ha llevado a que el tema se aborde de una

2 American Petroleum Institute (API): es la principal asociación comercial de EE.UU que maneja todos los aspectos de la industria del petróleo y gas en ese país (API, 2013). 3 United States Environmental Protection Agency (US EPA): agencia ambiental de EE.UU que tiene como misión la protección de la salud humana y la del medio ambiente (US EPA, 2013).


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manera más cautelosa y aún no haya un consenso general normativo y regulatorio para estos en la comunidad europea. Esto a su vez ha generado la necesidad de realizar diferentes estudios de evaluación ambiental, dentro de los revisados están: “Support to the identification of potential risks for the environment and human health arising from hydrocarbons operations involving hydraulic fracturing in Europe” (AEA, 2012) y “Climate impact of potential shale gas production in the UE” (AEA, 2012) . Dadas estas razones, se considero apropiado abordar ambas perspectivas para aterrizar la experiencia internacional al caso colombiano. Así mismo, fue fundamental la revisión de los talleres de Gestión del Conocimiento de Medio Ambiente (GdCMA) para YNC de la ANH, a partir de los cuales se consolidó la base técnica del Proyecto Decreto “mediante el cual se establecen los procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimiento no convencionales” del MME, uno de los principales avances normativos del país en esta materia. Así como también, lo son los nuevos TdR para los Proyectos de Perforación Exploratoria de Hidrocarburos (borrador). Otros documentos normativos revisados fueron: Resolución 180742 del 16 de mayo de 2012; Resolución 180005 de 2010; Reglamento para la gestión de desechos radioactivos 181682 de 2005; Resolución 181495 de 2009; Documento Conpes 3517 de 2008; TdR para la Elaboración de Proyectos de Exploración y Producción de Hidrocarburos y el borrador de la Resolución “Por la cual se establecen los parámetros y los valores límites máximos permisibles en vertimientos puntuales a cuerpos de aguas superficiales y a sistemas de alcantarillado público, y se dictan otras disposiciones”.

Una vez realizada la revisión bibliográfica, se procedió a evaluar las disposiciones del MME, SGC, MADS, la ANH y ANLA para el marco normativo y regulatorio de YNC en Colombia. Esta evaluación tuvo en cuenta: el contexto internacional, el potencial de desarrollo de YNC en el país; los impactos ambientales y sociales asociados al fracturamiento hidráulico; las mejores prácticas de la industria propuestas por API; especificaciones de los TdR para las actividades E&P de YC y YNC; comparación entre la normativa de los dos estados de mayor producción en EE.UU (Pennsylvania y Texas); publicaciones de artículos académicos relacionados con el tema; entre otros. Luego se realizan los comentarios al Proyecto decreto del MME y se proponen los elementos más importantes de línea base ambiental y social que se consideran importantes incluir en el Anexo 3 de los TdR para los Proyectos de Perforación Exploratoria de Hidrocarburos. Finalmente, se proporcionan unas recomendaciones u oportunidades de mejora para el trabajo de futuro que le queda por delante al país en materia técnica, normativa y regulatoria.


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Marco teórico

Yacimientos convencionales y no convencionales No existe una definición formal que diferencie los YNC de los convencionales YC. Por lo general, los YNC se asocian a formaciones continuas o semicontinuas sin fronteras geológicas definidas, con bajas permeabilidades4 (<0.1 md), porosidades menores al 10% y tamaño de poro menor a 1 μm, permeabilidades menores a 1x10-3μm2 y como difíciles de desarrollar sin la implementación de tecnologías de estimulación (PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, 2013). La ANH en Colombia define los YNC como volúmenes de hidrocarburos atrapados por varios mecanismos geológicos o físicos, como bajas permeabilidades, presiones anormales y mecanismos de adsorción (ANH, 2009). Para mayor practicidad, a partir de una grafica de permeabilidad (K) versus viscosidad (μ) (Ilustración 1) se definen los YNC como todos aquellos hidrocarburos que su radio K/μ requieren de tecnología para alterar la permeabilidad de la roca o la viscosidad del fluido para producir petróleo y gas a tasas comercialmente competitivas (AAPG, 2012). Contrariamente, los yacimientos convencionales son aquellos que pueden ser producidos comercialmente sin la tener que alterar la permeabilidad o viscosidad de la formación productiva (AAPG, 2012). Esta definición es muy útil porque incorpora todas las fases del petróleo y hace uso de las propiedades cuantitativas de ambos tipos de yacimientos, fluidos y permeabilidades. Como ejemplo de las discrepancias en las definiciones tradicionales, están los petróleos pesados y las arenas de petróleo, ambos YNC, pero con permeabilidades que superan los 0.5 md (AAPG, 2012).

Ilustración 2. Permeabilidad (K) Vs. Viscosidad dinámica (μ). Los YC están graficados en el cuadrante derecho de abajo, independientemente de la fase del fluido. Los YNC están graficados por fuera de este cuadrante, debido al bajo radio de K/μ. Ilustración tomada de: (AAPG, 2012).

4 Permeabilidad: hace referencia a la permeabilidad intrínseca, ésta es la propiedad que caracteriza al medio poroso y a su vez determina la facilidad con la que los fluidos pueden movilizarse a través de este medio, independientemente de la viscosidad del fluido. La unidad de medida es el Darcy (unidad derivada de la Ley de Darcy) y generalmente se mide en milidarcys (md). La conductividad hidráulica depende de la permeabilidad intrínseca, el peso especifico, la viscosidad del fluido y la gravedad (Miroslav Kobr, 2005).


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Continuando con los YNC, algunos aspectos importantes de la caracterización de su sistema de petróleo son: la acumulación y la migración no son afectados significativamente por las fuerzas hidrodinámicas regionales, la flotabilidad y la presión capilar (PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, 2013). Ahora, los principales mecanismos de migración son la difusión y la sobre presión, para la acumulación solo es el primero. Algunos tipos de YNC son: Metano en Vetas de Carbón, arenas asfálticas, esquisto bituminoso, lutitas gasíferas, gas compacto, hidratos de gas, entre otros (ANH, 2009). En comparación, los YC son principalmente yacimientos estructurales, estratigráficos y litológicos de petróleo y gas (Ilustración 2) (PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, 2013)

Ilustración 3. Viscosidad (mPa s) Vs. Productividad natural – equivalente al petróleo (t/d) para YC y YNC. El punto de corte que diferencia los YC de los YNC está en un valor de 100.5 (t/d) de la productividad natural, los YC están por encima de este valor mientras que los YNC por debajo. Específicamente, el crudo pesado, las arenas bituminosas y el crudo de esquisto presentan las viscosidades de mayor magnitud. Ilustración tomada de: (PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, 2013)

Fracturamiento hidráulico El fracturamiento o estimulación hidráulica es la inyección a presiones lo suficientemente altas de un fluido y material propante (como arena, bauxita o cerámicas) para crear o restaurar las fracturas de una formación de hidrocarburos, con el fin de que éstas proporcionen un camino que incremente la tasa a la cual los estos pueden ser producidos comercialmente (AEA, 2012) (FracFocus, 2013) (API, 2009). Esta técnica ha sido implementada por la industria del petróleo y gas para la estimulación de YC desde finales de la década de 1940. Consiste principalmente en la inyección de una mezcla de Diesel o agua junto con arena y aditivos químicos e involucra el uso de 90 a 360 m3 de agua por pozo, actualmente es utilizada para algunos YNC (crudo bituminoso y arenas apretadas) (New York State, 2011) (AEA, 2012).

A pesar de la gran trayectoria de esta técnica, la mayoría de YNC son tratados con una técnica mejorada del fracturamiento hidráulico que se desarrollo a finales de la década


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de los 90, llamada fracturamiento hidráulico de alto volumen o también conocida como “Slickwater fracturing”. Esta se diferencia de los tratamiento de fracturamiento hidráulico tradicionalmente usados principalmente por las mayores cantidades y proporciones de agua utilizadas, así como por la reducción de los agentes gelificantes y reductores de fricción (AEA, 2012). El Departamento de Conservación Ambiental de Nueva York, EE.UU, define este tratamiento como “La estimulación de un pozo utilizando 300,000 gal o más de agua como base del fluido fracturante”, esto corresponde aproximadamente a 1,350 m3 de agua (New York State Department of Environmental Conservation, 2012). La conjunción de este tratamiento junto con la perforación horizontal ha permitido el desarrollo a gran escala de YNC en Norteamérica (Zoback, 2013). Pozos perforados horizontalmente de gas bituminoso utilizan típicamente de 10,000 a 25,000 m3 de agua (AEA, 2012).

Existen una gran variedad de tratamientos de fracturamiento hidráulico. Estos se diferencian entre sí principalmente por la constitución y propiedades del fluido a inyectar, algunos de estos tratamientos son (AEA, 2012):

Acidificación: tratamientos con ácidos son utilizados para disolver los materiales carbonatados de la roca de la formación productiva y para crear fracturas o mejorar las existentes. La acidificación puede ser un pre tratamiento de fracturamiento hidráulico o tratamiento del mismo, también funciona para el mantenimiento y limpieza general de un pozo. Usualmente se utiliza el ácido clorhídrico o ácido muriático.

Gel de propano: este gel está típicamente compuesto por un 90% de propano y un gel de diesteres de ácido fosfórico junto con propantes y otros aditivos. Después de que las fracturas son formadas, el gel se rompe y el propano vuelve a superficie como gas. De esta manera se recolecta y transfiere a una tubería para ser producido o quemado. Esta técnica previene el tratamiento y disposición de los fluidos fracturantes hechos a base de agua, pero incurre en unos costos iniciales entre un 20 y 40% mayores que los tratamientos con fluidos fracturantes a base de agua. Este tratamiento ha sido implementado en aproximadamente 1000 pozos en América del Norte.

Geles espumosos: nitrógeno o dióxido de carbono (70-75%) es mezclado con un fluido para crear espuma que transportará y ubicará el propante dentro de las fracturas. Este tipo de operaciones requieren presiones superficiales mayores debido al bajo peso hidrostático de la espuma, pero el uso de agua para fracturar la roca es mucho menor (25-30% del fluido fracturante). Esta técnica ha sido utilizada en formaciones de metano en vetas de carbón en el Reino Unido para mejorar el transporte del propante y minimizar el fluido de retorno. Esta no es muy compatible con los yacimientos de gas de esquisto, debido a la viscosidad del fluido.

Fracturamiento térmico: los pozos de estimulación para mejorar la recuperación de crudo son comúnmente fracturados hidráulicamente, a través de una combinación de presión y temperatura. En operaciones costa afuera por lo general, se inyecta agua de mar a temperatura ambiente o agua de producción a una temperatura cercana a los 50°C dentro de las rocas más cálidas lo cual provoca el rompimiento de las rocas cuando estas son posteriormente bañadas con agua fría.

Dióxido de carbono líquido: dióxido de carbono líquido es bombeado dentro de una formación sin adicionar químicos. La mayoría de tratamientos se realiza en pozos de investigación, puesto que este método tiene un riesgo bajo de dañar la formación.


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También existen tratamientos de estimulación con gases, ejemplo de ellos es el nitrógeno a altas tasas. Este consiste en el bombeo del nitrógeno dentro de la formación a tasas y presiones altas, por lo general se implementa en YNC superficiales como metano en vetas de carbón, en donde las presiones pueden ser bajas y el fluido fracturante puede ser difícil de tratar. Eventualmente, un propante puede ser añadido al nitrógeno, pero las cantidades son típicamente menores a las que se podrían agregar en un tratamiento líquido. El nitrógeno es venteado a la atmosfera y las aguas de producción son recolectadas en tanques de almacenamiento para su posterior tratamiento y disposición.

Proceso de Fracturamiento Hidráulico A continuación se presenta el Cuadro 1 que ilustra por etapas el proceso típico que se realiza en las operaciones de fracturamiento hidráulico.

. Cuadro1. Proceso operativo del fracturamiento hidráulico. Ilustraciones tomadas del video de: (Chesapeake

Energy Corporation, 2012)

Descripción:

1. Perforación de fracturas horizontales (perpendiculares al pozo) en el revestimiento de producción, estas fracturas son creadas por medio de balas explosivas que crean una forma de fractura especifica. Una vez creadas las fracturas las balas vuelven a superficie. Las fracturas tienen intervalos aproximadamente entre 50 y 80 pies y éstas se convierten en el medio de comunicación entre la formación productiva y el pozo para que los hidrocarburos fluyan a través de este hasta superficie. Es importante aclarar que el camino es aislado por la cementación del revestimiento de producción por encima y por debajo de la formación productiva (API, 2010)(API, 2011).


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2. Mezcla del fluido fracturante a través de equipos y maquinaria como: tanques de

almacenamiento de fluido, equipos de mezcla, bombas, válvulas, mangueras, colectores, entre otros.

3. El fluido fracturante es por lo general transportado a camiones con bombas que

incrementan la presión y finalmente el fluido es inyectado a altas presiones a través del pozo.

4. La inyección del fluido se hace principalmente en 4 etapas, las cuales pueden

variar de acuerdo a las condiciones particulares del área o a las necesidades específicas que durante el tratamiento se requieran. Estas son: Etapa de fracturamiento (“breaking down”) 4a: el fluido bombeado a

suficiente tasa y presión sin propante o con pequeñas cantidades de este inicia el fracturamiento en la formación .

Etapa de propagación de la fractura (“Pad Stage”) 4b: ensanchamiento y extensión de las fracturas previamente perforadas. Estas se extienden varios cientos de pies a partir del pozo.

Etapa del propante 4c: inyección de fluido con variedades de propantes, por lo general se utiliza arena ordinaria, pero también es común el uso de bauxita y cerámicas.

Etapa de desplazamiento 4d: inyección final de fluido fracturante para limpiar las paredes del pozo del material propante y por ende que la mayor parte de este se dirija a las fracturas.

5. Se inicia una nueva fase de perforación por medio del aislamiento de la fase

previa, por medio de un tapón o puente que se desprende del dispositivo que

utilizado para la colocación de las balas perforadoras cargadas con explosivos.

Este proceso se repite hasta completar las fases diseñadas para el pozo. Todo el

proceso de fracturamiento es controlado por lo general por un vehículo (Van)

donde se está procesando y analizando la información que es enviada por los

equipos y dispositivos de control y monitoreo.

6. De esta manera se concluye una fase de perforación, por lo general se realizan

de 8 a 12 fases por pozo. Toma menos de 8 horas realizar la estimulación

hidráulica de una etapa de fractura, hay algunas que requieren de más etapas, no

obstante es un tiempo corto comparado con los 30 años (promedio) de la vida

útil de un pozo.

Fluido fracturante El agua junto con el propante constituyen la mayor fracción volumétrica con un 99 % del fluido fracturante siendo el agua el principal componente, el 1% (o menos) restante se compone de aditivos químicos que consisten principalmente en: ácidos, surfactantes, biocidas, estabilizadores de pH, geles rompedores, inhibidores de arcillas, hierro y corrosión (Ilustración 3) (API, 2010). La elección de la composición del fluido fracturante enfrenta retos, como garantizar la inhibición del crecimiento bacteriano,


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transportar el propante, controlar el contenido de hierro, tener un fluido estable y que cumpla con los requerimientos de fractura, entre otros. Existe una gran variedad de aditivos, pero únicamente se utilizan uno o pocos de cada categoría para cumplir con los requerimientos específicos de un área. Típicamente un fluido incluye de 4 a 6 aditivos, pero puede requerir más o menos (API, 2010). En el Anexo 1 Tabla A1 se listan los aditivos químicos más utilizados.

De acuerdo a “Modern Shale Gas Developement in the US: A primer” los porcentajes volumétricos promedio de la composición de los aditivos utilizados en el fracturamiento hidráulico son los siguientes: 99.2% es agua y propante (por lo general arena), 0.07% acido, 0.05% inhibidor de corrosión, 0.05% reductor de fricción, 0.034% control de arcillas, 0.032% reticulante, 0.023% inhibidor de escala, 0.02% interruptor automático, 0.04% control de hierro, 0.001% biocida; 0.5% compuestos que gelifican (US Departament of Energy, Office of Fossil Energy, National Energy Technology Laboratory, 2009). La fórmula del fluido varía de acuerdo a la formación geológica. La composición previamente descrita representa 12 de los aditivos usados e incluye todo el rango de posibles funciones de un fluido fracturante (Ilustración 4).

Teniendo en cuenta que no toda el agua proviene de fuentes superficiales y que es posible utilizar agua reciclada Chesapeake Energy Corporation provee la siguiente composición de fluido facturante: 80.25% agua fresca, 14 % agua reciclada, 5% arena, 0.63% acido, 0.0018% control de hierro, inhibidor de corrosión 0.0006%, 0.02% inhibidor a escala, 0.03% agente antibacterial y 0.07% reductor de fricción (Ilustración 5).

Cuadro 2. Composiciones típicas de fluido fracturante en yacimientos de gas de esquisto

Ilustración 3. Composición tipica del fluido fracturante de un pozo de gas de esquisto. Ilustración tomada de: (Chesapeake Energy Corporation, 2009).

Ilustración 5. Composición típica de fluido fracturante reciclado. Ilustración tomada de: (Chesapeake Energy

Corporation, 2011).

Ilustración 4. Composición promedio de fluido fracturante de un campo de gas de esquisto en EE.UU. Ilustración tomada de: (FracFocus, 2012).


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Existe preocupación sobre algunos aditivos utilizados en el fluido fracturante, porque algunos de estos son o hay sospechas de que sean carcinogénicos, están regulados por SDWA5 y/o clasificados como contaminantes atmosféricos peligrosos (HAP6). En el Anexo 2 Tabla A2 se encuentra la lista de estos químicos, los cuales fueron usados entre 2005 y 2009 por 14 compañías de servicios de fracturamiento hidráulico en EE.UU (US EPA, 2012). Los aditivos químicos más utilizados que se identificaron fueron los siguientes: metanol, isopropanol, sílice cristalina, 2-butoexitanol, glicol de etileno, fracción ligera de destilados de petróleo hidrotratados e hidróxido de sodio (US EPA, 2012).

Aguas de producción y fluido de retorno Las aguas residuales que retornan a superficie después del tratamiento de fracturamiento hidráulico se clasifican en fluido de retorno y aguas de producción, estas pueden tardar diferentes periodos de tiempo (días, semanas o más) en volver a superficie (AEA, 2012). El fluido de retorno se compone principalmente del fluido fracturante que vuelve a superficie y que es inicialmente recuperado después de la estimulación hidráulica, mientras que las aguas de producción son aquellas que se generan de manera natural en la formación productiva y suben a superficie una vez el pozo o arreglo de pozos están en la etapa de producción (API, 2010) (US EPA, 2012).

Entrando más en detalle sobre las aguas de producción, éstas son en su mayoría una mezcla de fluidos de múltiples horizontes o estratos que han migrado diferentes distancias, a través de la formación geológica en el tiempo (USGS, 2002). Además, son comúnmente abundantes en las formaciones productivas de petróleo y gas, por lo cual su composición es de suma importancia para la industria de los hidrocarburos. Dado que permite entender las reservas de petróleo; determinar la necesidad de aditivos químicos; afecta el diseño de los sistemas de manejo y tratamiento; y limita el destino de su uso o disposición (USGS, 2002). Las características de estas aguas depende de la naturaleza de la formación productiva, química de los hidrocarburos y el agua (in-situ e inyectada), reacciones geoquímicas entre el fluido y la roca, condiciones operacionales, tipo de producción y de los aditivos químicos requeridos (SPE, 2011) (Fakhru’l-Razi Ahmaduna, 2009). Vale la pena decir que los tres primeros aspectos anteriormente mencionados varían en el tiempo dentro y dependiendo de la formación geológica en particular (Daly and Mesing, 1990; Collins, 1985; Kharaka et al., 1985; Stueber et al, 1998; Land and Prezbindowski, 1981).

La composición de las aguas de producción es cualitativamente similar en las operaciones de producción de petróleo y gas. Sin embargo, en los YNC hay mayor presencia de Material Radioactivo de Origen Natural (“NORM” por sus siglas en inglés). A continuación se presentan de manera global los principales constituyentes y la descripción de estos (Fakhru’l-Razi Ahmaduna, 2009):

5 Safe Drinking Water Act (SWDA): ley federal principal que garantiza la calidad del agua para consumo potable de los habitantes de EE.UU. El SWDA autoriza a la US EPA establecer los estándares para la calidad del agua potable basados en criterios de salud humana (US EPA, 2013). 6 Hazardous Air Pollutants (HAP): son aquellos contaminantes atmosféricos peligrosos que se encuentran dentro del marco de la principal ley de calidad del aire (“Clean Air Act”) de EE.UU.


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Compuestos disueltos y dispersos de petróleo: en su mayoría son BETEX7,

hidrocarburos poliaromaticos (PAH’s), naftalina, fenoles, dibenziotofeno y

fenantreno. Como no todo se disuelve la otra porción es petróleo disperso. Las

cantidades de sólidos disueltos y suspendidos depende de la composición del

petróleo, pH, salinidad, temperatura, radio petróleo–agua y del tipo y cantidad de

componentes estabilizadores (asfaltenos, sólidos finos, etc.).

Minerales disueltos de la formación disueltos: incluye aniones como Cl−, SO42−, CO32−, HCO3 y cationes como Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Ba2+, Sr2+, Fe2+. Estos afectan la química de las aguas de producción y la salinidad. También se encuentran metales pesados como cadmio, cromo, plomo, mercurio, níquel, plata y zinc. Así mismo, los NORM también están presentes, el sulfato de bario junto con el 226radio y 228radio son los más abundantes en las aguas de producción.

Aditivos químicos: son utilizados para tratar o prevenir problemas operacionales

en la producción de hidrocarburos. Dentro de estos se encuentran inhibidores de

corrosión, biocidas, agentes anti espuma, entre otros.

Sólidos del proceso productivo: incluye una gran variedad de solidos de la

formación geológica, productos derivados de la corrosión del pozo, bacterias,

ceras y asfaltenos. Debido a la gran cantidad de sustancias tóxicas en las aguas

de producción pocos microorganismos pueden sobrevivir, sin embargo se ha

visto que la gran mayoría de estos son bacterias aeróbicas Gram-Positivas.

Gases disueltos: los gases más comunes son CO2, O2 y H2S.

Específicamente para la producción de YNC (gas de esquisto), la composición de las aguas de producción contiene principalmente altos contenidos de Sólidos Disueltos Totales (TDS por sus siglas en inglés), metales pesados y NORM (SPE, 2011). Un estudio del USGS (2011) sobre el contenido de radio en las aguas de producción en la formación geológica de Los Apalaches, donde se encuentra el campo Marcellus reconocido por la producción de gas no convencional, confirma la relación lineal entre el 226radio y la salinidad (USGS, 2011). También muestra que la salinidad en las aguas de producción de las formaciones geológicas es reducida por la inyección de fluidos en los tratamientos de fracturamiento hidráulico.

Los niveles de concentración de TDS en las diferentes cuencas petrolíferas y gasíferas de EE.UU (Las grandes planicies, La Meseta de Colorado y la de California) son altos, pero específicamente en Los Apalaches las concentraciones son mayores (>100,000 mg/L), lo cual hace bastante difícil el manejo y tratamiento de estas salmueras. Se estima que cerca de 1 a 2 m3/día de aguas de producción se generan en un pozo (Brian G. Rahm, 2013). Como se mencionó previamente estas aguas contienen aniones y

7 BTEX: abreviatura para el Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno, algunos de los hidrocarburos presentes en el petróleo.


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cationes, los más representativos para YNC son calcio, magnesio, sodio, bicarbonato, cloruro y sulfato.

Otro de los contaminantes de interés es el bromuro, puesto que las aguas de producción en la extracción tanto de petróleo y gas convencional como no convencional tienen concentraciones elevadas de este (1 g/L) (Mei Sun, 2013). Se asocia más a las actividades de producción de YC (Michelle L. Hladika, 2013). Vale la pena mencionar que el bromuro es un precursor importante en la formación de varios subproductos desinfectantes tóxicos y que su tratamiento puede conllevar a la mayor formación de estos, lo cual es una amenaza para la salud pública (Michelle L. Hladika, 2013).

Comparativamente, Alley Bathany (2011) recolectó muestras de 5 fuentes de aguas de producción de YC (Crudo y gas natural) y YNC (gas de esquisto, arenas apretadas y metano en vetas de carbón). Encontró que la mayoría de las muestras de gas de esquisto, gas natural, crudo y arenas apretadas contenían concentraciones de cloruro en un rango entre salina (> 30000 mg/L) e hipersalina (>40000 mg/L). Mientras que las de metano en vetas de carbón eran frescas (< 5000 mg/L). En cuanto a los constituyentes inorgánicos, la mayoría de gas de esquisto y de gas natural contenían concentraciones de hierro que excedían el criterio numérico para irrigación y descarga a cuerpos de agua superficial, mientras que las de crudo y metano en ventas de carbón tenían concentraciones menores a este criterio. Así mismo, constituyentes como calcio, potasio, magnesio, sodio, cobre, hierro, manganeso, zinc y cloruro estuvieron presentes tanto en las muestras de YC y YNC. No obstante, las concentraciones variaban entre muestras. A continuación se muestra la caracterización de las aguas de producción de los YC y los YNC (Tabla 1), realizada por Alley Bathany (2011) y complementada con valores de radionucleidos (Ra228, U235 y U238) reportados en el estudio de Elise Barbot (2013). Es importante resaltar que los registros del gas de arenas apretadas carecían de valores para boro, bromo, fluoruro, litio, fosfatos, nitratos, bario, mercurio, aluminio, selenio y NORM. Mientas que los de gas natural no tenían valores para nitrato, fosfato, mercurio y NORM. Únicamente, los registros para metano en vetas de carbón contenían la mayoría de parámetros.

Tabla 1. Caracterización de los constituyentes de las aguas de producción de YC Y YNC.

Se presentan los valores mínimos y máximos de los principales constituyentes de YC (gas natural y crudo) y YNC (gas de esquisto, arenas apretadas y metano en vetas de carbón). La columna de CP hace referencia a


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los constituyentes de preocupación identificados, a través de la comparación de las aguas de producción sin tratamiento con: las guías de la Organización de la Comida y Agricultura (FAO), los criterios de calidad del agua de la US EPA para vertimiento superficial; y con valores de toxicidad reportados en literatura revisada por pares (Bethany Alley, 2011) (Elise Barbot, 2013).

Por medio de una comparación por pares de los siguientes constituyentes: Ca, Cl, K, Fe, Mg, Mn, Na y Zn, se identificaron aquellos que son comunes, por medio de la utilización de ANOVA y un posterior Procedimiento de Turkey ( . A continuación se muestran los resultados (Tabla 2).

Tabla 2. Constituyentes en común para los diferentes tipos de YC Y YNC.

Esta tabla muestra los iones en común que constituyen las aguas de producción de los YC y YNC analizados (Bethany Alley, 2011).

Pasando al fluido de retorno, grandes volúmenes (10,000 y 30,000 m3) de fluido fracturante son inyectados durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico para desarrollo de YNC (gas de esquisto), de los cuales entre el 10 y 30% del volumen inyectado retorna a la superficie como fluido de retorno (Daniel J. Millera, 2013). El volumen requerido es mayor para los pozos perforados horizontalmente en comparación con los que se hacen de manera vertical. En los primeros se estima que se utilizan entre 3 y 4 millones de galones de fluido, mientras que los segundos utilizan hasta 1 millón de galones (Hayes, 2009) (Daniel J. Millera, 2013). Este fluido típicamente contiene altas concentraciones de sales (10,000 – 30,000 mg/L TDS), metales, NORM (uranio, torio, radio y radón) y componentes orgánicos (Society of Petroleum Engineers, 2012) (Brian G. Rahm, 2013). Metales como el bario, hierro, estroncio y sulfatos están presentes en el fluido de retorno.

Se ha visto que a medida que pasa el tiempo después de que se haya estimulado el pozo o arreglo de pozos los TDS aumentan, muy probablemente por un mayor tiempo de contacto del fluido con la formación productiva (Hayes, 2009). Los fluidos que no retornan a la superficie se quedan dentro de los poros pequeños y son adsorbidos por la formación, a no ser de que la presión del gas producido los desplace (Society of Petroleum Engineers, 2012). Al parecer estos quedan en la roca actuando como propantes en las fisuras más pequeñas donde son atrapados por fuerzas capilares naturales. A continuación se presenta la caracterización típica del fluido de retorno de la cuenca de de Barnett y Marcellus, EE.UU (Tabla 3).


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Tabla 3. Principales constituyentes del fluido de retorno en Barnett (Texas) y Marcellus (Pennsylavania), EE.UU.

La tabla presenta los principales constituyentes del fluido de retorno de muestras recolectadas en Barnett y Marcellus, EE.UU, de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Específicamente, en Barnett se tomaron muestras en 5 locaciones y en Marcellus 19 (Daniel J. Millera, 2013)(B.D. McCloskey, 2012).

Tratamiento y disposición de aguas residuales de fracturamiento hidráulico El manejo, tratamiento y disposición de las aguas residuales en la producción de hidrocarburos es un tema de gran importancia para las entidades de regulación ambiental, población civil y la industria del petróleo y gas. Dados los grandes volúmenes generados, sus constituyentes tóxicos y los costos de tratamientos asociados. La aproximación jerárquica usual de manejo de las aguas residuales que se sigue en la industria es la siguiente (Fakhru’l-Razi Ahmaduna, 2009):

(1) Implementar tecnologías que minimicen las aguas de producción

(2) Reúso y reciclaje

(3) Disposición final, como última instancia.

El tratamiento es una opción efectiva y viable en términos técnicos económicos, pues las aguas residuales tienen un potencial alto de reutilizarse. Los principales objetivos de tratamiento para la descontaminación de las aguas de producción específicamente son (Fakhru’l-Razi Ahmaduna, 2009) (SPE, 2011):

Remoción de aceites y grasas

Remoción de compuestos orgánicos solubles

Desinfección

Remoción de partículas suspendidas y arenas

Remoción de gases disueltos ( hidrocarburos ligeros, CO2 y H2S)

Desalinización: remoción de sales disueltas

Remoción de metales pesados

Remoción de NORM


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Existen tratamientos físicos, químicos y biológicos que puede llevarse a cabo por separado o en conjunto, para tratar las aguas residuales. La elección del tratamiento está en función de los objetivos de este para alcanzar los estándares de acuerdo al uso que se le dé a estas aguas posteriormente. En términos generales se describen a continuación las tecnologías para el tratamiento de compuestos orgánicos y disueltos, sólidos suspendidos y metales (SPE, 2011):

Remoción de compuestos orgánicos disueltos: (1) adsorción (carbón activado,

organoarcillas, copolimeros MMA – DVB, fibras y resinas de zeolita

funcionalizada); (2) precipitación de aire disuelto;(3) oxidación química,

electroquímica o fotocatalítica;(4) degradación biológica; y (5) tratamiento por

membranas (microfiltración, nanofiltración, ultrafiltración y osmosis inversa).

Remoción de sólidos suspendidos: (1) coagulación/floculación + sedimentación

+ filtración; (2) microfiltración o ultrafiltración).

Remoción de metales: (1) aireación + asentamiento + filtración por arenas; (2)

intercambio iónica; (3) osmosis inversa.

Se ha identificado la osmosis inversa como un método muy eficiente para la remoción de TDS, pero para lograr un efluente de mejor calidad se combina con pre tratamientos de microfiltración o ultrafiltración. El principal problema asociado a este método son las altas concentraciones de TDS y aceites que vienen en las aguas de producción, lo cual resulta en una alta presión osmótica, llenando las membranas de hidrocarburos. No obstante, al realizar otros tratamientos previos, como coagulación, floculación, precipitación química de metales y oxidación química se soluciona sustancialmente este problema.

A pesar de que este tipo de aguas usualmente no tienen un destino directo para agua potable, su uso es indirecto cuando se realizan vertimientos a cuerpos de agua superficiales, que aguas abajo son captados para tratamientos de potabilización. Otra alternativa de manejo ha sido la infiltración natural o la inyección de aguas de producción, tratadas con alta calidad, dentro de acuíferos para uso potable (se utilizan tiempos de residencia hidráulico relativamente largos). La percolación a través del medio vadoso puede remover contaminantes residuales por medio de la filtración, adsorción y degradación química y biológica (SPE, 2011).

El manejo y disposición que usualmente se le da a las aguas residuales de los tratamientos de fracturamiento hidráulico en EE.UU, se compone principalmente de los siguientes procesos: inyección en pozos de disposición, plantas de tratamiento municipales (POTW) y reúso o reciclaje en la estimulación hidráulica (US EPA, 2012) (API, 2010). Otros procesos potenciales son: tratamiento de las aguas en los campos petroleros y de gas y la utilización de las aguas residuales en otros usos industriales (API, 2010). La primera opción de las dos últimas se constituye como un proceso muy viable, técnica y económicamente, pues las plantas de tratamiento pueden ubicarse en áreas cercanas a los campos de exploración y/o producción o pueden convertirse en unidades móviles para tratamiento en la locación (“on site”), lo cual reduciría en gran medida la logística de transporte (API, 2010). A continuación se presentan las alternativas de manejo y disposición de las aguas residuales de fracturamiento hidráulico (Ilustración 6).


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Ilustración 6. Alternativas de manejo y disposición de las aguas residuales de fracturamiento hidráulico en EE.UU. En primera instancia las aguas de producción y reflujo son almacenadas, dependiendo de sus características se escoge la alternativa de disposición que mejor se adapte. Estas son: inyección en pozos de disposición, tratamiento en una facilidad descentralizada, POTW, tratamiento (dentro o fuera del campo) para reúso en el proceso de fracturamiento. La producción de lodos en los tratamientos está presente por lo cual debe hacerse manejo y tratamiento de estos. Ilustración tomada de: (EPA, 2012).

El reciclaje de las aguas residuales es una práctica común en la industria, puesto que se reduce la demanda de agua que debe ser captada, las aguas residuales a tratar y los costos de tratamiento y disposición. No obstante, ésta opción se ve limitada por el grado de tratamiento que deba realizársele a los fluidos. Los principales tratamientos “on site” son: filtración, tanques sedimentadores y sistemas móviles. Otros tipos de tratamiento generalmente utilizados son: osmosis inversa, tratamiento de membrana, filtración, aireación, sedimentación, tratamiento biológico, desmineralización, destilación térmica, condensación, ionización, evaporación natural, cristalización y ozonización (API, 2010). Es importante tener en cuenta que la producción de lodos está estrechamente ligada en los tratamientos, por lo cual se debe considerar el tratamiento y/o disposición final de estos.

Para que el tratamiento de las aguas residuales de fracturamiento hidráulico se pueda llevar a cabo en las POTW y se cumpla con los estándares, las aguas deben ser diluidas previamente. De lo contrario las altas concentraciones de TDS y los NORM de las aguas residuales no lo permitirían. Sin embargo, a pesar de la dilución y tratamiento realizado existe evidencia de que los vertimientos de las aguas residuales ya tratadas han incrementado la salinidad y la cantidad de compuestos radioactivos en las aguas y sedimentos de los cuerpos de agua a donde dispuestos (Avner Vengosh, 2013). Este descubrimiento se realizó a través del uso de isotopos de estroncio para determinar la fuente de contaminación y distinguir las aguas de la formación generadas en la producción de gas de esquisto convencional y no convencional. El Departamento de Protección Ambiental de Pennsylvania en abril de 2011, pidió voluntariamente a los operadores tratar sus aguas residuales y no enviarlas a las PWOTs. El tratamiento debe cumplir con las siguientes concentraciones: TDS (550 mg/L); Cloruros Totales (250 mg/L); Bario (10 mg/L) y estroncio (mg/L) (AEA, 2012).


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Pozos de fracturamiento hidráulico El diseño de pozos tiene como objetivo asegurar una producción segura de los hidrocarburos a través de la contención de ellos dentro del pozo, proteger las aguas subterráneas y aislar la formación productiva de otras formaciones geológicas (API, 2009). Para esto la construcción, completamiento, operación y monitoreo apropiada de los pozos es primordial (API, 2009). A continuación, se describen los procesos de revestimiento y cementación, estos son los encargados de aislar debidamente la formación de la producción de los hidrocarburos y de proporcionar la base estructural de los pozos.

El revestimiento de los pozos se hace en acero y este debe soportar varias fuerzas compresivas, de tensión y flexión, que son ejercidas mientras el revestimiento se coloca en el hueco que se ha perforado, así como los colapsos y presiones de patada que puedan producirse a lo largo de la vida del pozo. El revestimiento de un pozo depende del tipo de formación geológica y productiva que se vaya a explotar, así como de las regulaciones del área, por lo general el diseño y construcción tienen en cuenta cuatro tipos de revestimiento, estos son: conductor, superficial, intermedio y de producción. Las especificaciones de cada uno de estos, de acuerdo a los estándares API para pozos de fracturamiento hidráulico, se pueden ver en el Anexo 3 Tabla A3.

La cementación tiene como objetivo cementar los revestimientos para proveer el aislamiento con las otras formaciones (geológicas y productivas) incluyendo el aislamiento total de aguas subterráneas y proveer el soporte estructural del pozo. Así mismo, la cementación es un proceso fundamental para mantener la integridad del pozo a lo largo de la vida útil de este y contribuir en la protección del revestimiento de la corrosión (API, 2009). Un buen aislamiento requiere que el espacio anular sea totalmente cementado y que las interfaces de cemento estén justas con la formación y revestimiento. El cemento más utilizado por la industria del petróleo y gas ha sido el Portland (cemento Clase A). No obstante, de acuerdo a las características particulares de la formación geológica a perforar y a las regulaciones de cada sitio la composición de cemento puede variar (FracFocus, 2013).

Ilustración 7. Revestimiento y cementación tipica de un pozo de fracturamiento hidráulico. Ilustración tomada de: (FracFocus, 2012).

El Ground Water Protection Council (GWPC) en 2009, hizo la revisión de 27 regulaciones estatales de petróleo y gas de EE.UU y encontró que los requerimientos


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mayoritariamente establecidos en las regulaciones eran: realizar un periodo de prueba (78%), estipular una altura para el revestimiento cementado de producción (67%), construir un revestimiento de producción (89%), cementar el revestimiento superficial de abajo a arriba (96%) y colocar el revestimiento superficial por debajo del acuífero aprovechable más profundo(93%) (FracFocus, 2013). Comúnmente las dos pruebas más utilizadas para verificar el éxito de la cementación son: “Cement Bond Logs” (CBL) Y “Variable Density Logs” (VDL). La primera mide la presencia de cemento y la calidad de la unión o sellamiento entre el revestimiento y la formación; la segunda mide la unión o sellamiento entre el cemento y el hueco del pozo (FracFocus, 2013).

En cuanto a la configuración en que los pozos son instalados, existen pozos verticales y horizontales (perforación direccionada), sin embargo el uso de los segundos es el más utilizado en las operaciones de fracturamiento hidráulico debido a que la productividad es mayor y los impactos ambientales acumulativos de la operación son sustancialmente menores. A pesar de que los costos de perforación y mantenimiento puedan llegar a ser de dos a tres veces mayores que los de un pozo vertical (API, 2009). Este tipo de pozos son típicamente perforados verticalmente hasta un punto de quiebre o “kick - off” point donde el taladro es gradualmente puesto en posición horizontal para abrir el hueco en esta dirección (Ilustración 8).

Las recomendaciones y consideraciones del revestimiento conductor, superficial, intermedio y de producción son los mismos para ambos tipos de pozos. Sin embargo, para los horizontales en un completamiento hasta el tope de la formación productiva (“open - hole”) es alternativo colocar un revestimiento que recubra toda la profundidad del pozo a través de la formación productiva. A cambio de esto, se puede colocar un revestimiento corto de acero en una porción del revestimiento de producción (este no debe ir hasta superficie) o colocar un revestimiento de acero preperforado (“production liners”) en el tope de la formación productiva (API, 2009). Para los pozos horizontales tipo “open – hole” la cola del cemento se debe extender por encima de la parte superior de la formación que limita el crecimiento vertical de las fracturas (API, 2009),

Ilustración 8. Pozo horizontal y vertical para tratamientos de fracturamiento hidráulico. Ilustración tomada de: (API, 2009).


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Microsísmicidad La perforación de fracturas y la subsecuente estimulación hidráulica crean constantemente eventos microsísmicos en un rango de magnitudes de -3 a -1 M8, estos no se perciben en la superficie y no representan un peligro para la integridad del pozo (Zoback, 2013). Sin embargo, las operaciones de estimulación hidráulica pueden desencadenar sismicidad debido a que incrementan la presión de fluido en una zona de fallas (Richard Davies, 2013). La sismicidad desencadenada se define como un deslizamiento sísmico en fallas geológicas activas, como producto de la afectación de éstas por pequeñas perturbaciones (Zoback, 2013). De no haberse presentado estas perturbaciones, continúa existiendo la posibilidad de que el sismo ocurra naturalmente en algún momento, inclusive en zonas estables. Algunos ejemplos de sismicidad desencadenada son los tres sismos reportados en la literatura publicada que hace referencia el estudio de Richard Davies (2013), el primero en Oklahoma, EE.UU (2.8 M); el segundo, Reino Unido (2.3 M); y el tercero, Canadá (3.8 M).

Vale la pena decir que la estimulación hidráulica para la exploración y producción de YNC no es la única causa antropogénica que puede desencadenar sismicidad, existen otras que también la pueden producir. De acuerdo a Richard Davies (2013), algunas causas y magnitudes potenciales son: la disposición de aguas residuales en pozos de inyección (1.9-5.1 M); minería (1.6-5.6 M); disolución de minas de sal subterráneas (1.0-5.2 M); hundimiento de campos de petróleo y gas (1.0-7.3 M); inyección de agua para recuperación secundaria de petróleo (1.9-5.1 M); embalses (2.0-7.9 M); operaciones de mejoramiento de sistemas geotérmicos ( 1.0-4.6 M); y proyectos de investigación (2.8-3.1M). Haciendo una comparación entre la estimulación hidráulica de YNC (gas de esquisto) y las otras actividades, teniendo en cuenta las magnitudes y ocurrencia, se puede decir que la primera tiene un riesgo relativo mucho menor de desencadenar sismos que las otras causas antropogénicas. No obstante sus riesgos no pueden ser descartados (Richard Davies, 2013).

Previamente se mencionó que las operaciones de fracturamiento hidráulico pueden desencadenar sismicidad, se han identificado tres mecanismos que pueden causar esto (Richard Davies, 2013). Estos son: (1) el fluido fracturante entra a la falla; (2) conexión directa entre las fracturas perforadas y la presión de pulso del fluido, lo cual puede ser trasmitido a la falla; (3) debido a las propiedades poro elásticas de la roca: la deformación por fracturamiento hidráulico puede incrementar la presión de fluido en la falla o en las fracturas conectadas a la falla. Específicamente para el segundo mecanismo, las vías de presión de pulso de fluido propuestas son: (i) directamente desde el pozo; (ii) a través de nuevas fracturas estimuladas hidráulicamente; (iii) a través de fracturas preexistentes y fallas menores; o (iv) a través de la cadena de poros permeables.

Es importante mencionar y definir otro concepto, sismicidad inducida, puesto que este ha sido utilizado erróneamente para relacionarlo con las actividades de estimulación hidráulica. La sismicidad inducida se define como un deslizamiento sísmico que ocurre en fallas geológicas inactivas, esto sucede únicamente cuando una perturbación de gran

8 Magnitud de un terremoto: mide la energía liberada en un terremoto en la escala Richter y unidades de magnitud M. En otras palabras es una medida de cuán grande es el “parche” de la falla y cuanto se desliza (Zoback, 2013).


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escala alcanza una falla de este tipo, la magnitud del sismo dependerá de la magnitud de la perturbación (Zoback, 2013). Para corroborar que la estimulación hidráulica no se relaciona con este tipo de sismicidad, la EPA en marzo de 2012, inició un estudio geomecánico utilizando el simulador TOUGH-FLAC para investigar la posibilidad de que la inyección de fluido fracturante pudiera reactivar fallas geológicas. La simulación sugiere que bajo condiciones reportadas en literatura publicada la estimulación con fracturamiento hidráulico parece no reactivar fallas con longitudes mayores de 40 a 50 metros y puede únicamente provocar eventos microsísmicos de magnitud menor a 1 M (EPA,2012).

Para evitar eventos sísmicos de mediana y gran escala las compañías que desempeñen operaciones de fracturamiento hidráulico deben como mínimo realizar un modelo geotécnico de la formación geológica del área, evaluar las fallas potenciales y monitorear la sismicidad (Zoback, 2013) (Society of Petroleum Engineers, 2012). A esto se le suma un estudio de la sismicidad histórica del área, caracterizar correctamente la formación productiva a perforar y establecer los controles para monitorear las presiones de inyección. Si se encuentran fallas mayores u otro tipo de riesgos, es recomendable la inspección con modelación sísmica en dos o tres dimensiones (Society of Petroleum Engineers, 2012). También es importante estar preparado para abandonar algunos lugares si la evaluación de riesgo lo determina así.

Ilustración 9. Medida del “parche” de una falla (m) Vs. Magnitud de un terremoto (M)/ Momento de Terremoto (Nm). Ilustración tomada de: (Zoback, 2013).

La Ilustración 9 clasifica los terremotos de acuerdo a su magnitud y momento de terremoto en: menor (3-4 M), notable (4-5 M) moderado (5-6 M), fuerte (6-7 M) y mayor (7-8 M). Así mismo, identifica tres eventos sísmicos (los dos primeros asociados a fracturamiento hidráulico y el tercero a inyección de aguas residuales) y los clasifica de acuerdo a su magnitud (de abajo hacia arriba): microsísmicidad típica durante las operaciones de fracturamiento hidráulico; terremoto en Blackpool, Reino Unido y; terremoto en Arkansas, EE.UU. El primero, significa que la microsismicidad


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(aproximadamente -2 M) se da en una falla que tiene menos de 1 metro en tamaño y se desliza menos de 1 milímetro. El segundo, se genera en una falla de 100 m en tamaño y se deslizó unos cuantos milímetros. El tercero y último, ocurrió en una falla de 1 km y se deslizó más o menos un centímetro. De esta manera, se evidencia que la microsismicidad producida durante la estimulación hidráulica es muy pequeña y no genera un riesgo significativo de daño estructural en la superficie.

Migración de fluidos y contaminación de aguas subterráneas Una de las principales preocupaciones expresada por la opinión pública, reguladores y academia es la posible migración del fluido de retorno, aguas de producción y gases fugitivos (biogénicos, como el metano, y termogénicos) hacia los acuíferos más superficiales. A través de la expansión por fracturas naturales, aquellas que son creadas en los tratamientos de fracturamiento hidráulico y/o inyección de aguas residuales en pozos de disposición (Richard J. Davies, 2012). Debido a que las aguas residuales (fluido de retorno y aguas de producción) de fracturamiento hidráulico contienen elevadas concentraciones de sales (caso de EE.UU), metales pesados y elementos tóxicos (ej. Bromo, Bario) y radioactivos (Avner Vengosh, 2013) y en caso de que llegasen a fuentes de agua sin un previo y adecuado tratamiento representarían un peligro inminente para la salud pública y el medio ambiente.

Para comenzar, la propagación de fracturas hidráulicas sucede cuando la presión del fluido excede la menor tensión principal y resistencia a la tracción o rotura de la formación (Hubbert and Willis, 1957). Existen diferentes tipos de fracturas hidráulicas naturales entre las que se encuentran las inyectitas de arena, venas, grietas de carbón, fracturas de roca (“joints”), los diques ígneos y las chimeneas (también llamadas tuberías) (Richard J. Davies, 2012). Éste último tipo de fracturas naturales no tienen un origen muy claro, pero probablemente se formaron debido a la presurización crítica de acuíferos y de las acumulaciones de petróleo y gas (Richard J. Davies, 2012). Un mecanismo que contribuye al desarrollo de éstas es la expansión durante la advección del fluido a través de la formación. Richard J. Davies (2012) reportó que la mayoría de fracturas naturales registradas en su estudio se extienden en un rango de 200 a 400 m y muy pocas se propagan más de 700 m.

En relación a las fracturas creadas a través de fracturamiento hidráulico, éstas se crean en dirección perpendicular al revestimiento de producción, se ramifican y propagan varios cientos de metros (Society of Petroleum Engineers, 2012). Los registros de la longitud de propagación de fracturas de los campos de YNC más importantes de EE.UU (Marcellus, Niobara, Barnett, Woodford y Eagle Ford) muestran que la mayoría de fracturas crecen menos de 100 m (Richard J. Davies, 2012). Aquellas que crecieron mayor longitud probablemente se intersectaron con fallas naturales existentes que aumentaron su extensión de propagación. Las máximas propagaciones registradas fueron en las cuencas de Marcellus y Barnett con longitudes de 536 y 588 m, respectivamente, pero estas fueron extremadamente raras. Haciendo referencia a las fracturas creadas por la inyección de aguas residuales, éstas son creadas sin intención debido principalmente a que las aguas son inyectadas a tasas lo suficientemente altas para generar presión de poro, la cual excede la presión requerida para fracturamiento hidráulico (Richard J. Davies, 2012). Este fenómeno también puede ocurrir cuando hay explosiones subterráneas.


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El crecimiento de las fracturas es controlado principalmente por dos mecanismos: naturalmente por la litología de la formación geológica y por el diseño de ingeniería de los tratamientos de fracturamiento hidráulico (Richard J. Davies, 2012) (Richard Davies, 2013). El primero, hace referencia a que los estratos litológicos proveen barreras naturales para la propagación de las fracturas porque proporcionan una mayor tensión de confinamiento o una menor permeabilidad. Usualmente crecen cientos de pies hasta que se encuentran con una formación rocosa o de diferente estructura, textura o fuerza que detiene la propagación de la fractura (SPE, 2011). El segundo, se relaciona con las variables operacionales durante la estimulación hidráulica como: tiempo de bombeo, tasa inyección, presión, volumen y temperatura del fluido, entre otros. Otro control es la perdida de fluido fracturante (“leakoff”) a medida que el área de contacto entre este y las fracturas de la formación aumenta (Society of Petroleum Engineers, 2012). Esto sumado al momento cuando se llega a la tasa máxima de inyección, genera que el fluido no siga expandiéndose y consecuentemente propagando las fracturas creadas.

Adicionalmente, las fracturas son monitoreadas en su crecimiento de altura, ancho y dirección de fracturamiento, a través del uso de técnicas de microsísmica, tilmómetros, trazadores, logs de producción, fibra óptica (sonido, temperatura, presión), entre otros (Society of Petroleum Engineers, 2012). Específicamente, los trazadores y logs de producción optimizan el diseño de fracturamiento, identifican los lugares de fracturas de mejor manera y ayudan a reducir los volúmenes de fluido a inyectar. La modelación de tratamientos de fracturamiento hidráulico junto con la medición microsísmica, son herramientas muy importantes para estimar la distancia mínima de separación entre la formación productiva y los acuíferos superficiales para la instalación del revestimiento y cementación de los pozos. Así como para establecer una línea base sísmica robusta. Por lo general, el monitoreo microsísmico es descontinuado después de que el primer o segundo pozo son operados. Pero en algunas áreas donde se llevan a cabo numerosas operaciones de fracturamiento y no se han presentado incidentes no se utilizan por completo (Society of Petroleum Engineers, 2012). En la Ilustración 10 se muestra un esquema típico para la modelación de un trabajo de fracturamiento hidráulico.

Ilustración 10. Aproximación típica para modelar un trabajo de fracturamiento hidráulico. Esta consiste principalmente en las siguientes etapas: estudio de las propiedades de la formación, estudio de las propiedades mecánicas de la formación, diseño


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de fracturamiento y optimización, implementación y diagnóstico. Ilustración tomada de:(Exxonmobil, 2012).

A pesar de la preocupación pública sobre la propagación de las fracturas y la contaminación de fuentes de agua subterráneas, existe fuerte evidencia técnica demostrando que inclusive las fracturas con mayor extensión de propagación están miles de pies por debajo de la profundidad de las aguas subterráneas más profundas. Este hecho hace que no sea posible la contaminación de acuíferos por medio de las fracturas creadas por estimulación hidráulica (Society of Petroleum Engineers, 2012)(FracFocus, 2013). La evidencia proviene de los registros microsísmicos históricos de los campos de Barnett (Ilustración 11) y Marcellus (Ilustración 12). Adicionalmente, varios estudios han concluido que la migración de fluidos hacia acuíferos superficiales a través de las fracturas creadas por fracturamiento hidráulico no es un mecanismo muy probable (Richard J. Davies, 2012). En cambio las fugas de gases biogénicos o termogénicos debido a un inadecuado revestimiento del pozo se ha identificado como más probable junto con la migración natural de metano hacia acuíferos y la superficie (Richard J. Davies, 2012) (Avner Vengosh, 2013).

No obstante, también se han identificado riesgos potenciales y evidencia de contaminación de fuentes de agua superficiales y subterráneas causadas por la perforación y fracturamiento de gas de esquisto en algunos campos de EE.UU (Avner Vengosh, 2013). A través de implementación de trazadores geoquímicos integrados con isotopos de oxigeno, hidrogeno, estroncio, radio y boro en los pozos de captación subterránea (< 1 Km) cercanos a las operaciones de fracturamiento hidráulico y en los afluentes donde se vierten las aguas residuales tratadas del proceso. Se encontraron concentraciones elevadas de metano termogénico en los pozos de captación, debido probablemente a fugas por medio de una inadecuada cementación del revestimiento del pozo o por el espacio anular de las formaciones intermedias. Ahora, en los cuerpos de agua superficial se halló una pluma altamente salina (TDS hasta de 100,000 mg/L) y con radioactividad, a pesar de que las aguas residuales hayan pasado por facilidades de tratamiento previo a su descarga.

Ilustración 11. Etapas de fracturamiento Vs. Profundidad (m) para la exploración y producción de gas de esquisto en el campo Barnett, EE.UU. Estos registros microsísmicos muestran todos los tratamientos de fracturamiento desde el 2001. Las profundidades de perforación se ilustran en color rojo para cada una de


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las etapas, junto con los límites de las fracturas en líneas de colores correspondientes a cada uno de los condados donde ocurrió la medición. Los pozos de captación de agua subterránea más profundos se muestran en las barras azules de la parte superior de esta ilustración. Como se puede ver, ninguna de las profundidades de fractura registradas alcanza a llegar a los acuíferos, lo cual demuestra que las fracturas creadas por fracturamiento hidráulico no crecen hasta las fuentes de aguas subterráneas más profundas y por lo tanto no las contaminan. Ilustración tomada de: (Society of Petroleum Engineers, 2012).

Ilustración 12. Etapas de fracturamiento Vs. Profundidad (m) para la exploración y producción de gas de esquisto en el campo Marcellus, EE.UU. Cerca de 400 etapas de fracturamiento muestran la profundidad registrada de las fracturas para cada estado. Los pozos de captación de agua subterránea más profundos se muestran en las barras azules de la parte superior de esta ilustración. Los resultados muestran que las fracturas creadas por fracturamiento hidráulico están confinadas verticalmente y que las fracturas más profundas siguen estando miles de pies por debajo de los acuíferos inclusive en su punto más cercano de aproximación. Ilustración tomada de: (Society of Petroleum Engineers, 2012).

Publicación de aditivos químicos del fluido fracturante La publicación de los aditivos químicos de los fluidos fracturantes utilizados en las operaciones de la industria del petróleo y gas se ha visto detenida por la confidencialidad del secreto comercial de la formula. Ante esta situación los estados de EE.UU han visto la necesidad de establecer regulación para que las compañías productoras de los aditivos proporcionen información suficiente al personal de emergencias, profesionales de la salud e individuos expuestos (STRONGER, 2013). Con el fin de atender adecuadamente a situaciones en donde las sustancias toxicas, presentes en el fluido fracturante, son liberadas al ambiente y convirtiéndose así en potenciales causantes de efectos adversos sobre la salud humana y medio ambiente. En EE.UU existen diferentes provisiones para publicar información acerca de las sustancias tóxicas de los fluidos fracturantes sin que se vulnere por completo el secreto comercial de los químicos. Estas provisiones se pueden categorizar en dos tipos de publicaciones: familia química y componentes químicos al personal médico (Centner, 2013). La primera, como su nombre lo dice hace referencia a la familia química de los químicos usados en la estimulación hidráulica. Esta información es muy general y no


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hace posible que los primeros en responder ante una emergencia determinen si el fluido pone riesgo la salud humana y/o algunos bienes privados. Por lo cual esta información falla en satisfacer las necesidades de la salud pública y la protección de la propiedad privada. La segunda, corresponde a la información disponible para el personal médico calificado de atención a emergencias. Esta provisión está en muchos casos sujeta a acuerdos de confidencialidad que prohíben que la información sea compartida con personas que tengan la capacidad de asistir en una situación de emergencia (como por ejemplo, otros médicos). Algunos estados han optado por adicionar una provisión en la requieren de la publicación de la información de los aditivos químicos ante situaciones como derrames y fugas (Centner, 2013). A pesar de estas disposiciones regulatorias, la ausencia de información más detallada acerca de los aditivos químicos utilizados en las operaciones de estimulación hidráulica en una área específica exacerban las heridas y daños que pueden ocurrir cuando se presenta un derrame o liberación accidental de sustancias toxicas (Centner, 2013). Debido a que el personal médico está limitado a proveer un tratamiento inmediato que detenga los efectos adversos de la exposición hasta que identifiquen el químico culpable. Así mismo, las personas que creen estar siendo afectadas por exposición a sustancias tóxicas no tienen las herramientas para establecer las causas verdaderas de sus posibles enfermedades o síntomas de éstas (Centner, 2013).

Impactos ambientales y sociales del fracturamiento hidráulico Los tratamientos de fracturamiento hidráulico para el desarrollo de YNC implican una serie impactos ambientales y sociales. Estos son de gran importancia identificar para establecer normatividad, regulación y medidas de manejo apropiadas. Con el fin de que se puedan llevar a cabo las operaciones de esta actividad minimizando las externalidades sobre el medio ambiente y consecuentemente sobre el bienestar de la población y salud humana.

Principalmente los impactos ambientales y sociales potenciales de estos tratamientos son (Eaton, 2013) : sobreexplotación de los recursos hídricos; contaminación y disminución de la calidad del agua en cuencas hidrológicas y acuíferos; contaminación local del aire por la emisión de VOCs9 y precursores de ozono; generación de ruido; degradación del paisaje rural por la instalación de infraestructura industrial; pérdida de biodiversidad; y alteración y/o reducción de la calidad de vida de la población que reside cerca al desarrollo de estos proyectos. Al parecer la mayor amenaza está sobre los cuerpos de agua superficial, debido a la demanda local del recurso hídrico para las operaciones de fracturamiento hidráulico, así como por la subsecuente disposición de aguas residuales (fluido de retorno y aguas de producción). Adicionalmente, pese a que la composición volumétrica de los aditivos químicos es pequeña comparada con el fluido base, agua y propante, en el largo plazo la masa y volumen total de aditivos químicos llega a ser significativa (Eaton, 2013). Así mismo, esto incrementa la presencia de contaminantes emergentes en las fuentes de agua para consumo humano. En cuanto a la contaminación de acuíferos, la preocupación se concentra sobre aquellos que son utilizados para consumo humano y que se encuentran en las proximidades de pozos

9 Volatile Organic Compounds (VOCs): estos compuestos son fácilmente liberados al ambiente en forma gaseosa y pueden ser de origen natural o artificial. Principalmente son liberados durante los procesos de quema de combustibles, así como en algunas mezclas de disolventes, pinturas, etc.


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exploratorios y de producción. Siendo las fugas de fluidos (i.e. metano) a través de los revestimientos de los pozos la principal fuente de contaminación de estos (Avner Vengosh, 2013).

En relación a la contaminación del aire, las emisiones contaminantes provienen tanto de fuentes biogénicas como antropogénicas. De manera que las emisiones hacia el ambiente son una mezcla compleja de contaminantes propias de de los gases no convencionales a explotar (i.e. metano, alcanos, benceno, hidrocarburos aromáticos, etc.), así como de los motores diesel de la maquinaria (i.e. material particulado, precursores de ozono, etc.), tanques de almacenamiento de fluido de retorno, aguas de producción y fugas en las estructuras de conducción de los fluidos (i.e. Pozos exploratorios y de producción, válvulas, tuberías) (Lisa M. Mckenzie, 2012). Se ha identificado que la población cercana (< ½ milla) es más vulnerable a sufrir efectos sobre la salud debido a la exposición a benceno, trimetilbencenos, xilenos e hidrocarburos alifáticos, contaminantes que tienen efectos adversos sobre el sistema nervioso y/o respiratorio (Lisa M. Mckenzie, 2012) .

Con respecto a los altos niveles de ruido, las principales actividades generadoras son la perforación del pozo y/o arreglo de pozos junto con el proceso de estimulación hidráulica. A pesar de que el lapso de tiempo de perforación es de aproximadamente 4 semanas, pequeño con respecto a la vida útil del pozo, su impacto es notable porque es continuo las 24 horas del día durante ese periodo de tiempo (AEA, 2012). En arreglos de pozos la generación de sonido es significativamente mayor y tiene impacto sobre la comunidad cercana y vida silvestre del área, este último puede ser el causante de la migración de especies. Adicionalmente, se estima que se requieren alrededor de (asumiendo 100 pozos por yacimiento) 800 a 2500 horas de actividad ruidosa durante la pre-producción, trabajo en los suelos, construcción de vías y proceso de fracturamiento hidráulico (AEA, 2012).

Pasando a la infraestructura requerida para el desarrollo de proyectos de E&P de YNC, principalmente se necesita la preparación del área para la construcción del pozo o arreglo de pozos, nuevas vías de acceso a los campos de E&P, tuberías para el transporte de fluidos, estructuras de drenaje y contención para eventos de contingencia. Lo cual repercute en una mayor impermeabilidad de los suelos y procesos de erosión acelerados. Sin embargo, la infraestructura es menos intrusiva (debido a la perforación horizontal) a la del desarrollo de YC lo cual minimiza el impacto visual. Sin embargo, al abandonar el campo la mayoría de las cabezas de los pozos no son posibles de retirar quedando así un remanente visual en el área.

En cuanto a la infraestructura vial existente, ésta sufre daños por el gran tráfico de la flota de vehículos de carga pesada utilizada en el transporte de fluidos para la operación de la estimulación hidráulica, como para los residuos generados en este proceso. Causando así, un incremento en los riesgos del transporte de sustancias peligrosas (accidentes y derrames), menor seguridad vial e incomodidades a la población civil. Se estima que entre 900 y 1300 camiones son utilizados en la estimulación de un solo pozo y que hasta 6600 camiones para un arreglo de pozos (Timothy T. Eathon, 2013NTC, 2009).

Entrando en los impactos sobre la biodiversidad, el uso extensivo del recurso hídrico junto con el montaje de la infraestructura de los pozos y del campo en general pueden causar la destrucción de hábitats naturales; interrupción y aislamiento de corredores naturales; introducción de especies invasivas; y posicionamiento de barreras físicas


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(AEA, 2012). Todo esto produce perdida de la biodiversidad, lo cual a su vez reduce la diversidad genética en cada una de las especies y consecuentemente hace que éstas sean menos adaptables en el entorno. Por lo general, los efectos sobre los ecosistemas y vida silvestre dependen de la proximidad del pozo a poblaciones de fauna y flora vulnerables.

Por último, la generación de eventos microsísmicos durante las operaciones fracturamiento hidráulico son de muy baja magnitud (entre – 3 y -2 M), por lo cual eventos sísmicos de gran escala son muy poco probables (Zoback, 2013). Además, los eventos reportados (literatura publicada) de mayor escala alcanzan a lo sumo una magnitud de 3.8 M, magnitud que ni siquiera es percibida en la superficie (Richard Davies, 2013). Sin embargo, no se debe descartar la ocurrencia de eventos de mayor escala (Richard Davies, 2013). Por lo cual es de gran importancia conformar una buena línea base sismogeológica junto con un apropiado programa de monitoreo microsísmico.

Con el fin de identificar los impactos ambientales y sociales asociados a las operaciones de fracturamiento hidráulico, se realizó una clasificación de estos por las etapas del proceso. Las etapas propuestas para esto fueron: selección y preparación del sitio; diseño, perforación, revestimiento y cementación del pozo y/o arreglo de pozos; fracturamiento hidráulico; producción; y desmantelamiento y abandono del pozo y/o arreglo de pozos. La Tabla A4 del Anexo 4 asigna a cada etapa los correspondientes impactos potenciales sobre los recursos hídricos; la calidad del aire; el ecosistema (ecosistémicos); y la comunidad (sociales). Esta aproximación propuesta fue el resultado de hacer un hibrido entre las matrices de impacto ambiental de los estudios base que se mencionan en la metodología de este documento. De forma que se abarca no solo el proceso de fracturamiento hidráulico, sino también las etapas previas y posteriores a este.

Contexto internacional El desarrollo de gas no convencional está teniendo una influencia creciente en los mercados globales y regionales de gas, principalmente EE.UU, puesto que cuenta con la mayor producción mundial de gas de esquisto. Entre 2006 y 2010, este país reportó un crecimiento del 48% en su producción (Christophe McGladea, 2013). Los avances tecnológicos y la integración entre el fracturamiento hidráulico de alto volumen y la perforación horizontal han posibilitado el rápido desarrollo de los YNC, actualmente se reportan 55,979 pozos fracturados en EE.UU (incluyendo los YC) (FracFocus, 2013). Esto ha permitido que los precios de gas en EE.UU bajen, exista una oferta considerable de gas natural líquido en los mercados mundiales y haya un especial interés económico y regulatorio para el desarrollo de gas de esquisto en el mundo (Christophe McGladea, 2013). Los 5 países con mayores fuentes de gas de esquisto son: China (1,275 TCF), EE.UU (862 TCF), Argentina (774 TCF), México (681 TCF) y Sur África (485 TCF) (David Goldwyn, 2012). A continuación se presentan los volúmenes estimados de YNC por regiones del mundo (Tabla 4).


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Tabla 4. Volúmenes de YNC por regiones del mundo.

Región

Recursos (1012 M3 )

Gas apretado Metano en Vetas

de Carbón Gas de

Esquisto Total

Norte América 38.8 85.4 108.8 233.0 Latinoamérica 36.6 1.1 59.9 97.6 Europa 12.2 7.7 15.5 35.4 Unión Soviética 25.5 112.0 17.7 155.2 Medio Oriente y Norte de África 23.3 0.0 72.2 95.5 África y Sur del Sahara 22.2 1.1 7.8 31.1 Asia del Pacífico 51.0 48.8 174.3 274.1 Total (Crudo equivalente) 209.6 256.1 456.2 921.9

La tabla presenta los volúmenes estimados por regiones del mundo de gas apretado, metano en vetas de carbón y gas de esquisto (PetroChina Research Institute of Petroleumm Exploration & Development, 2013).

En relación a la Unión Europea (UE), se han identificado importantes reservas de YNC por lo que varios países miembros han mostrado interés para desarrollar estos. Sin embargo, la preocupación general del público y la de varios grupos de interés sobre los impactos ambientales y sociales del fracturamiento hidráulico ha hecho que no hayan desarrollos de producción comercial (AEA, 2012). De hecho en 2011, países como Francia prohibieron las actividades de fracturamiento hidráulico principalmente por los riesgos e impactos sobre las aguas subterráneas, así como por las emisiones de gases de efectos invernadero derivadas de esta tecnología. No obstante, el Reino Unido y Polonia cuentan con desarrollos de YNC e implementan fracturamiento hidráulico de alto volumen, pero no a la misma escala de EE.UU. Otros países como Alemania, los Países Bajos y Dinamarca, también son activos, pero utilizando fracturamiento hidráulico de bajo volumen para explotar arenas apretadas y gas convencional. En resumen no hay un consenso general de la UE, por lo que varios países miembros están revisando sus legislaciones nacionales y contemplando la posibilidad de introducir regulación específica para el fracturamiento hidráulico de alto volumen.

Otras de las razonas por la que los demás países no hayan desarrollado a gran escala sus recursos son: el panorama de corto, mediano y largo plazo del mercado energético mundial, el cual aún no es muy claro para el gas; los riesgos e impactos socio ambientales asociados a las tecnologías a implementar (fracturamiento hidráulico de alto volumen) no han sido totalmente entendidos (The White House, 2009); y la carencia de normatividad y regulación que permitan desarrollar de manera segura los YNC. Además, el éxito de EE.UU no garantiza que el modelo pueda ser reproducible en otros países, a pesar de ser una muy buena base de experiencia (Christophe McGladea, 2013) (Maya, 2013).


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Ilustración 13. Estimaciones de YNC en el mundo. Ilustración tomada de: (International Energy Agency,

2011).

Se estima que bajo los escenarios de la “Era Dorada del Gas” en el 2035, el gas tendrá un 25% de participación (superando el carbón) en el mercado de los hidrocarburos y que la producción de YNC llegaría a 1.6 TCM (un crecimiento del 18% a partir del 2012) (International Energy Agency, 2012). Así mismo, se predice que para periodos posteriores a 2020 el desarrollo de LNG será más fuerte y que EE.UU se convertiría en un exportador neto de gas natural. La era de la que se habló previamente asumió lo siguiente para sus estimaciones: expectativas más ambiciosas sobre el uso de gas en China, Australia, India, Canadá, Indonesia y Polonia; mayor uso de gas natural en sistemas de transporte; una menor tasa de crecimiento de la capacidad global de energética nuclear; y una perspectiva más positiva de la oferta de gas, es decir una oferta adicional de gas no convencional a precios relativamente menores (International Energy Agency, 2012).

Contexto Colombiano El gobierno nacional y la industria se han interesado fuertemente en identificar y materializar las condiciones económicas, contractuales, técnicas, ambientales y sociales para viabilizar los proyectos que desarrollen YNC. Debido a que Colombia cuenta con un promisorio potencial de estos, la demanda energética es creciente en el país, no se han encontrado nuevas reservas significativas de YC y a que actualmente el clima de negocios e inversionista es favorable. Como muestra del compromiso del gobierno el Congreso de la Republica aprobó el Proyecto de Ley del Senado 153 de 2011, en donde se reduce en un 40% la tarifa de regalías en la explotación de YNC; la minuta de E&P se reformó de acuerdo a las recomendaciones hechas por la industria; y la ANH inicio el proyecto de Gestión del Conocimiento de Medio Ambiente (GdCMA) con el fin de establecer la base técnica del marco normativo y regulatorio para YNC (Asociación Colombiana del Petroleo, 2012). No obstante, el sector de los hidrocarburos continua enfrentando grandes retos asociados con la disponibilidad de información geológica, restricciones del mercado, oferta de servicios petroleros para YNC, normatividad, regulación técnico-ambiental, procesos de consultas previas, licenciamiento ambiental, entre otros.


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En relación al alto potencial de YNC, Colombia es el tercer país en Sur América con mayor prospectiva para el desarrollo de estos (IHS Cera, 2012), del total de reservas (proyección 20 años) entre un 32 y 60% son gas no convencional y entre un 11 y 26% son crudo no convencional (UPME, 2012). Específicamente, los tipos de YNC y el potencial de reservas recuperables son: gas y petróleo de esquisto (31.7 TPC), arenas gasíferas apretadas (1.2 TPC), hidratos de gas (434.2 TPC), Metano en Vetas de Carbón (7.5 TPC) y arenas petrolíferas (67,889 Mbbl). Estos recursos se encuentran en las siguientes cuencas: Valle Medio del Magdalena (VMM), Valle Superior del Magdalena (VSM), la Cordillera Oriental (COR), Llanos Orientales (LLA), Cesar-Ranchería (CES RAN), Caguan–Putumayo(CAG PUT), Cauca Patía (CAU PAT) y Catatumbo(CAT) (UPME, 2012)(ISH,2012)(MME,2012). Costa afuera se ha encontrado potencial en las cuencas del Pacifico Profundo Colombiano (PAC PRF) y Colombia (COL) en el Mar Caribe (Ecopetrol S.A., 2013).

Ilustración 14. Mapa de las cuencas Colombianas con potencial de YNC. Las cuencas del VMM, LLA, COR CAT tienen potencial de Gas y Crudo de esquisto y arenas petrolíferas. Ilustración tomada de: (Ecopetrol S.A., 2013).

La ANH en la Ronda 2012, ofertó 115 áreas (30 con prospectividad de YNC) de las cuales asignó 49 y adjudicó 5 para desarrollos de YNC en las cuencas del VMM, COR, LLA y CAT, (Asociación Colombiana del Petroleo, 2012). Ecopetrol operará 3 áreas de manera independiente y 2 bajo la figura de unión temporal con ExxonMobil. Estas áreas se encuentran en cuencas donde se tiene mediano conocimiento geológico y sin información del subsuelo por lo cual algunos contratos se deben hacer bajo contratos tipo TEA10 o de evaluación técnica. Se estima que habrán entre 42 y 50 pozos

10 TEA: tipo de contrato orientado a evaluar potenciales hidrocarburos en áreas especiales bajo la responsabilidad del contratista (Ecopetrol, 2013).


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exploratorios en el periodo 2014-2016 (MME, 2013). Así mismo, el interés por explorar costa afuera se hizo evidente por parte de Ecopetrol, dado que le fueron asignados 12 bloques en el Caribe (el mayor número), de los cuales 5 operará independiente y el resto en unión temporal con Anadarko, ExxonMobil, Repsol y Hocol. Se ha identificado potencial de YNC costa afuera en el Pacífico y Caribe. Vale la pena mencionar que previo a la Ronda 2012, el país ya tenía contratos adjudicados a las a las empresas Drummond en el Cesar, Nexen en Boyacá y Cundinamarca y Drummond – Ecopetrol en la Guajira para la exploración y explotación de gas de esquisto y Metano en Vetas de Carbón (MME, 2011).

De acuerdo a un estudio de la UPME (2012) sobre escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos el metano en vetas de carbón y el gas de esquisto podría representar aportes importantes a la producción de gas por parte de nuevos desarrollos. En el corto y mediano plazo se estima que el petróleo de esquisto será el principal recurso por desarrollar, a pesar de que su desarrollo se demorará hasta 2020, en comparación con el gas de esquisto que iniciará la etapa de producción (moderada) en 2015. Ahora, en el largo plazo se espera que el pico de producción de gas se presente en 2025 con 1750 MPCD. Estas estimaciones favorables dependerán del éxito exploratorio de YC, puesto que el crudo el principal producto de explotación y su fortaleza en el mercado energético es fundamental para el desarrollo de los YNC. Es importante tener en cuenta que a pesar de que la perspectiva es positiva para el país, el desarrollo de estos recursos tardará por lo menos lo que resta de esta década y que los retos por sortear requerirán de un esfuerzo mancomunado entre las diferentes instituciones del gobierno, la industria y la academia. A continuación se presentan los perfiles de producción de petróleo y gas (bajo un escenario base11) en las ilustraciones 15 y 16, respectivamente.

Ilustración 15. Años Vs. Miles de barriles día (KBDP). Bajo un escenario base de oferta de hidrocarburos (crudo) se observa un perfil de producción decreciente de las reservas existentes junto con las que requieren de tratamiento de recuperación mejorada. En cambio los nuevos desarrollos, los yacimientos por encontrar (“Yet To Find” YTF) y los crudos no convencionales tienen un perfil creciente alcanzando el máximo pico en el 2015, a excepción de los no convencionales que lo hacen hasta aproximadamente en el 2030. Ilustración tomada de: (UPME, 2012).

11 En este escenario no se esperan cambios significativos en las políticas estatales que afecten el sector y la combinación de éstas con políticas fiscales, de regulación económica, modelo contractual siguen manteniendo un equilibrio que se percibe positivo para los inversionistas (UPME, 2012). El estudio completo está disponible en: http://www.upme.gov.co/Docs/Publicaciones/2012/ Escenarios_Oferta_Demanda_Hidrocarburos.pdf


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Ilustración 16. Años Vs. Millones de Pies Cúbicos Día (MPC). Bajo un escenario base de oferta de hidrocarburos (gas) se observa un perfil de producción creciente para los recursos existentes y nuevos desarrollos hasta 2012, luego es decreciente en el tiempo. Mientras que la prospectiva para los recursos por encontrar (“Yet To Find”, YTF) y para gas no convencional es creciente alcanzando su pico hacia 2025, luego es decreciente. Ilustración tomada de: (UPME, 2012).

En relación a la implementación de tratamientos de fracturamiento hidráulico en el país, empresas del sector como Ecopetrol, Petrobras, Hocol, BP (hoy Equion), Argosi y Río Ceibas reportaron que por lo menos el 80% de sus pozos han sido fracturados hidráulicamente para mejorar el factor de recobro en sus pozos maduros de YC (Ecopetrol, S.A., 2008). De acuerdo a Ecopetrol S.A. esta técnica ha permitido maximizar la productividad de los activos petroleros con incrementos en la producción del orden de 2,800 barriles por día. Para 2008 se reporto un pico de 350 trabajos de fracturamiento (Ecopetrol S.A., 2008). Algunos de los campos en donde se ha implementado fracturamiento hidráulico son: Santa Clara (5 pozos), Cantagallo (20 pozos), Cantagallo, Lomalarga, entre otros.

Ante el potencial de YNC en el territorio colombiano, la implementación del fracturamiento hidráulico y la perforación horizontal será vital para el desarrollo de estos. Como se ha mostrado a lo largo del documento los tratamientos de fracturamiento hidráulico conllevan impactos ambientales y sociales que deben ser afrontados con una normatividad y regulación robusta que garantice las mejores prácticas de la industria para proteger la salud pública y el medio ambiente. Sin duda alguna, en el corto plazo la carencia de normatividad y regulación especializada para YNC junto con los vacios normativos en los temas de vertimientos de aguas residuales, emisiones atmosféricas, licenciamiento ambiental y consultas previas serán aspectos críticos que tendrán que lidiar las empresas operadoras y las propias instituciones reguladoras colombianas. Para enfrentar esto, actualmente el MME, MADS, SGC y la ANH trabajan en el establecimiento del marco técnico para los pozos de E&P, línea base sísmica y disposición de NORM. Mientras que el MADS y la ANLA se enfoca en todo lo relacionado con la otorgación de licencias ambientales, planes de manejo ambiental y cumplimiento ambiental. En la siguiente sección se encuentra en más detalle todo esto.

Del mismo modo, las empresas de servicios petroleros nacionales enfrentaran un reto mayúsculo cuando tengan que suplir las necesidades de las petroleras en las operaciones de fracturamiento hidráulico, puesto que es un frente virgen en el sector de hidrocarburos del país. Como ejemplo de ello, es la no disponibilidad a nivel nacional de los camiones de gran potencia (para la inyección en los pozos). Así mismo, la oferta de


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infraestructura para tratamiento de aguas residuales industriales (aguas de producción y fluido de retorno) y residuos peligrosos del proceso serán temas de especial atención.

Desarrollo del marco normativo y regulatorio para YNC en Colombia Ante el potencial de YNC en Colombia, el MME, MADS, SGS, la ANH y ANLA junto con la industria y academia han realizado varios esfuerzos para establecer un marco normativo y regulatorio especifico para las actividades de E&P de YNC. De manera que se puedan abordar de la mejor manera los retos técnicos, ambientales, sociales, contractuales y económicos para que el desarrollo de YNC en el país sea viable. Para esto el MME junto con la ANH coordinaron el proyecto de Gestión del Conocimiento de Medio Ambiente (GdCMA), con el fin de fortalecer las competencias técnicas asociadas a los retos prioritarios ambientales y sociales de las nuevas actividades de E&P de hidrocarburos en el país (ANH, 2013). A continuación se muestra las etapas de la GdCMA para el desarrollo de YNC, llevado a cabo entre 2012 y 2013.

1. Identificación de prioridades para el desarrollo de pozos exploratorios y de producción de YNC: desarrollo de marco normativo y regulatorio para la E&P de pozos de YNC (gas y petróleo de lutita y MVC).

2. Identificación de expertos: de acuerdo a los temas de importancia se realizo la

selección de expertos.

3. Adquisición del conocimiento: una vez identificados los expertos se

desarrollaron cuatro talleres de GdCMA entre finales de 2012 e inicios de 2013.

A continuación se listan los expertos contactados para los cuatro talleres que se

llevaron a cabo:

Retos ambientales y sociales (3,4 y 5 de diciembre de 2012) Dr. David Goldwyn: Delegado como Enviado Especial y Coordinador de los

Asuntos Energéticos Internacionales para el Departamento de Estado de

los Estados Unidos.

Dr. Thomas Grimshaw: Geólogo, Director Asistente del Instituto de

Energía de la Universidad de Texas.

Dr. John Hanger: Exsecretario del Departamento de Protección Ambiental

de Pensilvania

Dr. David Yoxtheimer: Hidrogeólogo del Centro Marcellus para el Alcance

e Investigación de la Universidad del Estado de Pensilvania.

Dra. Kathryn Mutz: Investigadora Senior Asociada y Profesora de

Recursos Naturales del Centro de Leyes de la Universidad de Colorado.

Dr. Francisco Castrillón: Hidrogeólogo de la consultora Worley Parsons en

Alberta, Canadá.

Dr. Jonathan Laughner: Codirector del Program Marcellus Shale de la

Universidad del Estado de Pensilvania

Dr. José Francisco Mota: Gerente de Ingeniería de Pozos Continentales de

Shell Exploration & Production Company.


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Dr. Kris Nygaard: Consultor Senior de Estimulación de ExxonMobil

Production Co.

Dr. David Neslin (participación por video conferencia): Ex director de la

Comisión de Conservación de Petróleo y Gas del Estado de Colorado.

Marco regulatorio y planeación (febrero 1 de 2013) Dr. John Deutch: profesor emérito de la Instituto Tecnológico de

Massachusetts (MIT). Dr. Mark Zoback: profesor de Geofísica en la Universidad de Standford Dra. Marcela Bonilla (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible) Dr. Jaime Arturo Romero León (Servicio Geológico Colombiano).

Buenas prácticas de la industria (febrero de 8 de 2013)

Shell: Jorge Arturo Calvache: coordinador de Unconventional Exploration Venture manager, Colombia

ExxonMobil: Stan Sokul: Corporate Issues Senior Advisor y Paul Krishna: Issues Manager, Environmental, Health, & Safety.

Aspectos socioeconómicos y emisiones atmosféricas (febrero 27 de 20113)

Dra. Iryna Lendel: Universidad Cleveland State Sr. Thomas Murphy: Centro Marcellus para Difusión e Investigación,

Universidad Pennsylvania State Sr. John Roth: Ex Comisionado de Condado, Condado Parker, Texas

(Barnett Shale) Dr. Aviezer Tucker: Director Asistente del Instituto de Energía de la

Universidad de Texas en Austin Dra. Susan Stuver: Instituto de Recursos Naturales Renovables,

Universidad Texas A&M 4. Generación de conocimiento local: se han consolidado dos convenios, el primero

entre la ANH y SGC para desarrollar información sismo tectónica en el VMM, el segundo entre el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y el MADS para el levantamiento de información secundaria hidrológica e hidrogeológica. Así mismo, en enero de 2014 se iniciaran operaciones de exploración en algunos bloques asignados, a partir de estas actividades se comenzará a adquirir experiencia para futuros desarrollos.

5. Implementación: hace referencia al trabajo de normatividad y regulación para el desarrollo de las actividades E&P para YNC. El marco de cooperación interinstitucional planteado se puede visualizar en la Tabla 5.


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Tabla 5. Cooperación interinstitucional para el desarrollo del marco normativo y regulatorio de YNC en Colombia.

Instituciones MADS – ANLA MME-ANH-SGC

Aspectos para desarrollar

Uso de agua

Huella en superficie

Calidad del agua superficial

Restauración

Perturbación a la comunidad

(olor, ruido, polvo, etc.)

Residuos

Manejo lodos y cortes

Manejo de químicos

Integridad de pozos E&P YNC

Integridad pozos de disposición

Abandono de pozos YNC y

disposición.

Comunicación entre pozos

Disposición NORM

Microsismicidad

Calidad del agua subterránea

Emisiones

Disposición por reinyección

Instrumentos normativos:

Términos de referencia EIA E&P.

Requerimientos Planes de Manejo

Ambiental (PMA).

Criterios de evaluación y

seguimiento.

Propuesta de modificación

resolución 180742.

Modificación minuta de E&P

6. Preservación: el material bibliográfico (presentaciones y artículos académicos)

junto con las conclusiones de cada taller están disponibles para consulta pública en la página web de la ANH.

Instrumentos económicos y contractuales Se han realizado dos modificaciones importantes, la primera en el Sistema Nacional de Regalías mediante el Proyecto de Ley 153 de 2011, el cual incentiva la E&P de YNC reduciendo el pago de regalías en un 40%, para proyectos de este tipo. La segunda, es el ajuste de la minuta de E&P, que surge de la necesidad de cambiar los plazos contractuales del periodo exploratorio y del programa de evaluación en áreas con potencial de YNC. Las modificaciones a la minuta provienen de las recomendaciones propuestas por la industria al Gobierno Nacional durante la ronda 2012 (Asociación Colombiana del Petróleo, 2012), las aceptadas fueron las siguientes:

Incremento del plazo de periodo exploratorio de 6 a 9 años y se duplicó el del

programa de evaluación de 2 a 4 años.

Presentación del aviso de descubrimiento después de las actividades de

perforación, estimulación, análisis geológicos y completamiento del pozo

exploratorio. Antes se debía presentar 4 meses después de la perforación.


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La devolución de áreas se hará al final del periodo exploratorio y se podrá

retener hasta un 50% del área asignada (excepto las áreas en evaluación y

producción) si se presenta un nuevo programa de exploración.

Ampliación del plazo del periodo de producción de 24 a 30 años, para permitir

la recuperación rentable de las reservas de YNC.

Se otorgó el derecho a explorar y explotar YC y YNC bajo el mismo contrato. Así,

los contratistas habilitados para explotar YC podrán realizar actividades de E&P

para YNC. Teniendo la posibilidad de buscar un socio habilitado para explorar y

explotar potenciales descubrimientos en el área asignada. Estas modificaciones

tienen como objetivo evitar inconvenientes ante la coexistencia de ambos tipos

de yacimientos y viabilizar la operación para las compañías.

Instrumentos normativos técnicos, ambientales y sociales Comenzando por lo instrumentos técnicos, el MME publicó el 8 de octubre de 2013, en su página web oficial el Proyecto Decreto “mediante el cual se establecen los procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimiento no convencionales” para comentarios. Este Proyecto derogará la Resolución 180742 de 2012, tan pronto como se publique el documento final. El contenido de este documento fue producto de la base técnica adquirida en los talleres de GdCMA; reuniones sostenidas con las autoridades regulatorias de EE.UU y Canadá; visitas técnicas a los campos de Eagle Ford y Farrell Creek en EE.UU y Canadá, respectivamente; estudio del MME-PNUD; y comparación con la normativa de Estados Unidos y Canadá. Específicamente, los estados que fueron objeto de la revisión normativa fueron: Pennsylvania, Michigan, Colorado, Texas, Oklahoma, North Dakota, New México, Montana, California, Wyoming y Alberta. También se tuvieron en cuenta los estándares para la construcción de pozos de fracturamiento hidráulico propuestos en el documento API HF1.

A lo largo del documento se plasman los procedimientos técnicos y administrativos regulatorios para la construcción, diseño, integridad y operación de pozos estratigráficos, exploratorios, de desarrollo (producción), estimulación hidráulica (fracturamiento hidráulico) y reinyección. Así como, las pruebas iniciales de inyección, caracterización geológica, límites de operación, información microsísmica, acciones correctivas, entre otros.

Como se mencionó previamente el Proyecto fue publicado para comentarios, por lo cual se realizó un análisis comparativo entre este, los estándares API HF1 y la normativa de Texas y Pennsylvania, EE.UU, relacionada con la construcción de pozos de E&P para la industria del petróleo y gas. Vale la pena resaltar que la mayoría de comentarios son prescriptivos, hecho que permite comparar más claramente la normativa internacional con la propuesta por parte del país. Así como para resaltar algunos temas que podrían ser de nuevo revisados por parte de los profesionales del MME. A continuación se presentan los comentarios complementados con la retroalimentación de un asesor del MME.


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Proyecto Decreto MME

Comentarios específicos

Artículo 1

Debería incluir en este o tener otro artículo en donde se describan los

principales objetivos que se buscan por medio de los procedimientos técnicos y

administrativos establecidos en el Decreto. Uno de los más importantes objetivos

a incluir es la protección del medio ambiente (fin último del Decreto),

especialmente la de los acuíferos aprovechables para consumo humano.

Artículo 10

Se establecen los parámetros, que como mínimo se deben registrar y muestrear para pozos en YNC, pero no la frecuencia con que estos deben ser notificados y entregados al MME.

o Se deberían establecer los datos/parámetros de microsísmica que se

deben registrar.

o Se debería establecer el periodo de tiempo que la operadora debe guardar

estos registros.

o Se debería establecer si estos registros podrán ser o no de dominio

público.

Articulo 13

Se deberían revisar las profundidades establecidas en el Decreto para cada

revestimiento.

Se deberían examinar las resistencias compresivas del cemento establecidas en

el Decreto, debido a la diferencia tan grande encontrada entre la regulación de

los estados americanos en mención y la del Decreto.

Se debería establecer la relación de separación de agua libre del cemento (API RP

10B recomienda no superar 6 mililitros por 250 mililitros).

Se debería establecer el acero como material para los revestimientos de los

pozos.

Las regulaciones de ambos estados tenían artículos específicos para establecer

los estándares de calidad del revestimiento y cementación, así como los

procedimientos para atender a algunos problemas que pueden presentarse. Por

lo cual se recomienda incluir artículos o secciones específicos para este

contenido dentro del Decreto.

Corregir las unidades de la distancia del revestimiento de producción de 550 m a

pies, así como mostrar gráficamente los 200 pies a los que se hace referencia en

los requerimientos del revestimiento intermedio.

Ver Anexo 5 – Tabla A5


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Artículo 14

En relación al numeral f-v-4:

El análisis de riesgo debería incluir dentro de sus criterios de análisis la migración de fluidos a través de la formación geológica y/o del pozo. Así como, la conectividad hidráulica entre la formación productiva y los acuíferos aprovechables para consumo humano que se encuentren en el área de influencia.

Artículo 15

¿Cuáles son las especificaciones que el Servicio Geológico Colombiano establece para la conformación de línea base y monitoreo permanentemente de microsísmica en las actividades de estimulación hidráulica? Se debería especificar norma que describe los lineamientos a los que hace referencia el Decreto.

Artículo 16

En relación al numeral c

Se debería incluir dentro del análisis de microsismicidad desencadenada a causa de la inyección de fluidos, los siguientes factores operacionales: volumen y temperaturas de los fluidos a inyectar, tipo de fluidos, fase de los fluidos, tasa de inyección, presión y profundidad desde la superficie (Richard Davies, 2013).

Adicionalmente, identificados los riesgos se deberían presentar los planes de

contingencia diseñados para prevenir estos riesgos y atender a las eventuales

emergencias que se puedan presentar. Así mismo, se debería demostrar que el

personal que opere el pozo tenga pleno conocimiento y cuente con las

capacidades para desarrollar los procedimientos estipulados en los planes de

contingencia diseñados. Para esto se debería presentar un programa de

capacitaciones con su correspondiente cronograma de actividades. El programa

deberá contener las estrategias de capacitación, evaluación y seguimiento del

conocimiento brindado.

En relación al numeral 2 – Requerimientos de construcción

Las diferencias encontradas en la comparación realizada son las siguientes:

- La profundidad del revestimiento superficial propuesto en el Decreto es

50 pies mayor que el establecido en el estándar API para pozos de

inyección hidráulica.

- El revestimiento intermedio del pozo debe ir hasta la superficie de

acuerdo a la Figura No. 3 del Decreto. API recomienda considerar la

construcción del revestimiento intermedio de acuerdo a la formación

geológica a perforar y en caso de no realizarse esto, se recomienda hacer

cementación con una profundidad mínima por debajo del acuífero o

formación intermedia de hidrocarburos.


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- El revestimiento productor/inyector debe ir hasta la superficie en caso de

que no se utilicen empaques, si se utilizan se hará un revestimiento con

una profundidad de 300 pies por encima de la formación de

hidrocarburos objetivo. API establece un revestimiento de mínimo 500

pies por encima de la formación de hidrocarburos más superficial. Existe

una diferencia de 200 pies entre el Decreto y API, siendo Colombia la

profundidad menos restrictiva.

Ver Anexo 3 – Tabla A3 En relación al numeral 4

De acuerdo a API es importante realizarle monitoreo a los siguientes parámetros:

- Presión de inyección (psi)

- Tasa del lodo (bpm)

- Concentración de los propantes (ppa)

- Tasa de flujo (bpm)

- Tasa de la arena o propantes (lb/min)

- Presión en el espacio anular (psi)

Comentarios generales

El contenido del Decreto refleja la voluntad del MME, la ANH y demás

colaboradores por regular el procedimiento para la exploración y producción de

YNC en Colombia. Sin embargo, se encuentran diferencias técnicas importantes

que deberían ser de nuevo revisadas por los profesionales del MME encargados.

Se debería establecer el procedimiento de revestimiento y cementación para

cuando se hacen hallazgos de nuevos acuíferos, reservas de hidrocarburos, entre

otros, después de haber realizado estudios previos y estos son encontrados

durante la perforación.

El Decreto no establece un periodo de transición en el que se estipule el periodo

de tiempo que los operadores tienen para acoplarse a esta normativa.

TdR para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos – Anexo 3. Pasando a los instrumentos normativos para la regulación ambiental y social de los proyectos exploratorios de YNC, el MADS y la ANLA publicaron el 15 de noviembre de 2013, los borradores de los TdR para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos. Específicamente, el Anexo 3 de este documento es el que hace los requerimientos adicionales para los proyectos exploratorios de YNC. Desde mi perspectiva, los TdR junto con el Anexo 3 permitirán realizar un Estudio de Impacto Ambiental más adecuado para los desarrollos de YNC en el país.

Además, son un avance muy importante en materia de línea base específica para desarrollos de YNC y medidas de manejo ambiental para estos. No obstante, existen oportunidades de mejora que podrían complementar los TdR. Posteriormente en el


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documento se presentaran las recomendaciones propuestas para complementar la caracterización del área de influencia del proyecto (línea base); demanda, uso, aprovechamiento y/o afectación de recursos naturales; planes y programas; plan de contingencias; y plan de desmantelamiento y abandono.

Para comenzar, es importante recordar que la construcción de línea base es de vital importancia para identificar, evaluar y dar manejo adecuado a los impactos ambientales y sociales en una determinada área. Así como, para establecer una caracterización robusta de ésta, que permita esclarecer las verdaderas causas de contaminación ambiental y/o alteraciones en la calidad de vida de la población. La construcción de las recomendaciones propuestas se hicieron en base a la revisión bibliográfica de fracturamiento hidráulico descrita en este documento; las guías de STRONGER12 (2013); la regulación de Colorado, EE.UU; y de la lectura de otros artículos académicos citados en las recomendaciones.

Caracterización del Área de Influencia (AI) del proyecto

Medio Abiótico

Calidad de agua subterránea Se propone incluir algunos parámetros adicionales que deberían muestrearse para el monitoreo de las aguas subterráneas, estos son: bromuro, estroncio, calcio, fluoruro, fosfatos e hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAHs por sus siglas en inglés). En relación al material radioactivo presente en los NORM, se propone incluir el radio-228 (USGS, 2013) y uranio-238 (Elise Barbot, 2013) (USGS). Todos estos deberían añadirse a la Tabla A del Anexo 3. La caracterización de los NORM es de gran importancia para establecer las concentraciones de estos antes de iniciar las actividades de estimulación hidráulica y determinar así, una buena línea base del fondo radioactivo. Las concentraciones base de los NORM serán determinantes para establecer si las actividades de estimulación hidráulica perjudican o no la calidad del agua subterránea del AI. Se debería establecer la notificación a las autoridades ambientales y comunidad, así como el procedimiento a seguir cuando los resultados de algunos parámetros en las fuentes de agua subterránea analizadas sean anormales. Como por ejemplo, cuando hay concentraciones de metano por encima de 1 mg/L, presencia de TPH y BTEX ( Colorado Oil and Gas Conservation Commission, 2013). Dentro del procedimiento se debería incluir la comunicación de esta información a las autoridades ambientales y a la comunidad del AI, especialmente a la población más cercana a los proyectos. Para cuando se desee establecer las fuentes de metano (biogénico y/o antropogénico) y la distinción entre éstas, se recomienda emplear análisis geoquímicos y trazadores de isotopos (Avner Vengosh, 2013). Ejemplo de ello, es el uso del bromo integrado con trazadores isotópicos de oxígeno, hidrogeno, estroncio, radio y boro.

12 STRONGER: State Review of oil and Natural Gas Environmental Regulations, Inc. Es una corporación sin ánimo de lucro que ha sido formada para la educación del público y reguladores, así como para establecer los parámetros claves que deben incluir los programas regulatorios de EE.UU para la E&P de petróleo y gas (STRONGER, 2013).


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Calidad del aire Se considera importante presentar una línea base especifica (con sus respectivo programa de monitoreo) que no solo se enfatice en las actividades de estimulación hidráulica, puesto que todo el proceso productivo resulta en emisiones fugitivas y directas de una compleja mezcla de contaminantes (Lisa M. Mckenzie, 2013; CDPHE, 2009). Estas emisiones provienen del hidrocarburo que se está produciendo, así como de los lodos de perforación, motores diesel, tanques de almacenamiento de aguas de producción y fluido de retorno, entre otros. Por estas razones se propone hacer una línea base para las actividades de mezcla de químicos, estimulación hidráulica, almacenamiento de fluidos residuales y durante la etapa productiva de los pozos.

Radioactividad Natural Se propone establecer lo que debe contener la caracterización de la línea base del fondo radioactivo o vincular el documento y/o información del SGS en los TdR. Se recomienda el uso del método de conteo de partículas alfa y beta (“Gross apha and beta particle activity”) para la identificación de los radionucleidos naturales, NORM, de la formación geológica a perforar (USGS). Es de destacar la importancia de esta caracterización, puesto que ayudará a los operadores a prever los NORM que contendrá el fluido de retorno y las aguas de producción que se generaran durante la estimulación hidráulica y etapa productiva del pozo. Lo cual a su vez es determinante para la elección de las alternativas de manejo, tratamiento y disposición final de los residuos del proceso de estimulación hidráulica. Así como, para determinar los riesgos ambientales y de salud pública cuando estos son manipulados en los diferentes procesos y/o liberados al ambiente en situaciones de contingencia.

Demanda, uso, aprovechamiento y/o afectación de recursos naturales

Vertimientos Se propone incluir dentro de los componentes que posiblemente pueden encontrarse en el fluido de retorno los siguientes parámetros: cloruros, calcio, bario, bromo, estroncio, manganeso, radio (r-226 y/o r-228), uranio (u-238) y torio. Puesto que algunos de estos han sido identificados en la literatura como constituyentes típicos en las aguas residuales de las operaciones de estimulación hidráulica (fracturamiento hidráulico) (Elise Barbot, 2013).

Para disposición final de aguas residuales a través de reinyección Se propone establecer como criterios que el solicitante debe cumplir para hacer la disposición de aguas residuales, los siguientes (STRONGER, 2013):

Solo fluidos aprobados serán inyectados. Para los casos de inyección de fluido de

retorno y aguas de producción, se deberá conocer la familia química del fluido

que fue utilizado durante las operaciones de estimulación hidráulica.

La inyección de fluidos no podrá poner en riesgo la calidad del agua subterránea.

Ningún pozo de inyección podrá operar sin el permiso otorgado por MME.

Se deberá demostrar la integridad mecánica del pozo por lo menos cada 5 años.


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Se proponen incluir los parámetros adicionales mencionados en el titulo de “Calidad de Agua Subterránea”, para el monitoreo de calidad de agua de los acuíferos aprovechables para consumo humano superficiales.

Planes y Programas

Uso de aguas Se propone incluir en los informes de cumplimiento ambiental el reporte del volumen, tipo y caracterización de las aguas utilizadas para la perforación, estimulación hidráulica y de agua reutilizada en la estimulación hidráulica. Con las anteriores variables, se podría lograr un mejor registro y seguimiento detallado a las fuentes de agua utilizadas en las actividades exploratorias.

Aguas superficiales Adicional al programa de monitoreo establecido en el Anexo 3 de los TdR, se propone establecer aspectos a tener en cuenta en la planeación de la construcción del campo exploratorio. Esto con el fin de darle un enfoque más preventivo al manejo del agua lluvia y la subsecuente escorrentía. Los aspectos a tener en cuenta propuestos son (STRONGER, 2013): minimización del área a ser afectada, usos actuales del suelo, gradiente hidráulico del lugar, pendiente, tipo de facilidad a construir, filtraciones, drenajes naturales, cruzamiento de afluentes. Así como también, la construcción de infraestructura de drenaje adecuada junto con estructuras de contingencia (i.e. “oil skimmers”).

Pozos de inyección y aguas subterráneas Se propone incluir dentro de las medidas de manejo y programa de monitoreo los siguientes aspectos operacionales de los pozos: volumen y temperaturas de los fluidos a inyectar; tipo de fluidos; fase de los fluidos; tasa de inyección; presión y profundidad desde la superficie. Estos factores operacionales pueden influir en la escala de los terremotos a causa de la inyección de fluidos en pozos de disposición (Richard Davies, 2013).

Estimulación hidráulica manejo de fluido de retorno y agua producida Específicamente para el manejo del fluido de retorno, aguas de producción y demás residuos de las actividades exploratorias se propone establecer la siguiente jerarquía de manejo (STRONGER, 2013):

Reducción en la fuente

Reúso o reciclaje

Tratamiento

Disposición adecuada

Se propone incluir la identificación y alternativa de manejo de los subproductos formados durante el tratamiento del fluido de retorno y aguas de producción. Por ejemplo, la formación de compuestos tóxicos en los tratamientos de desinfección con la


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presencia del bromuro. Así mismo, se debería evitar el manejo de las aguas de producción o de los residuos de las actividades de exploración en piscinas de almacenamiento. Debido a que son estructuras con un alto potencial de contaminación al medio ambiente. A cambio de éstas se debería incentivar más el uso de tanques de almacenamiento.

Medidas de socialización Se propone publicar en las páginas oficiales web del MADS, ANLA o CAR de la jurisdicción correspondiente al proyecto, la información de socialización de los proyectos exploratorios que será expuesta a las comunidades. Con el fin de que las personas del AI que no puedan asistir a las usuales reuniones de socialización puedan acceder a la información. Así como para quienes deseen conocer información general sobre los proyectos, impactos socio ambientales y las respectivas medidas de manejo de los operadores. Esto ayudaría a que se promueva la transparencia por parte de la industria en este tipo de proyectos. Teniendo en cuenta que la información que no pueda ser de total dominio público será protegida por las autoridades ambientales bajo acuerdos previos de confidencialidad con los operadores. Se propone registrar constantemente y publicar los eventos de derrame, fugas y violaciones a la normatividad vigente por parte de los operadores (STRONGER, 2013). Para esto las autoridades ambientales colombianas deben crear formatos digitales para registrar la información. La información debería estar colgada en las páginas oficiales web del MADS, ANLA o CAR de la jurisdicción correspondiente al proyecto. Dado que la mayoría de las actividades exploratorias está en área rural y que la comunidad puede que no tenga acceso a internet de manera fácil, debería ser responsabilidad de los operadores notificar vía física (i.e. correspondencia, visitar personalmente el lugar de residencia, etc.) estas situaciones. Se propone que además de la socialización con la comunidad del AI, los operadores deberían también diseminar la información de planes de contingencia, respuesta ante eventos de derrame y monitoreo de la calidad ambiental del área, principalmente a los habitantes del área de influencia directa (STRONGER, 2013). Algunos mecanismos para divulgar esta información tan importante son: publicación en las páginas web oficiales de las autoridades ambientales, seminarios, cartas, comités, programas con incentivos, entre otros. Los procedimientos o cambios realizados por parte de las operadoras deberían también reportarse y ser comunicados constantemente a la comunidad.

Manejo de la contingencia Se propone que las compañías operadoras establezcan posibles convenios u oportunidades de coordinación, de ser posible, para ejecutar una respuesta conjunta entre operadores o compañías de servicios de manejo de residuos (i.e. Plantas de tratamiento, rellenos de seguridad, etc.) que trabajen en la zona. Para los casos en los que la contingencia sea de gran magnitud y la respuesta de la compañía responsable sea insuficiente. Después de que haya cesado la contingencia se deben realizar las acciones de descontaminación y remediación del o los lugares afectados. Por lo cual se debería


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contar de antemano con las alternativas de manejo para el adecuado tratamiento y disposición final de residuos, como remediación in situ, facilidades de disposición aprobadas, rellenos de seguridad para disponer el material contaminante liberado al ambiente, entre otros (STRONGER, 2013). De esta manera, se propone incluir en los planes de contingencia las alternativas de manejo y la demostración de que hay disponibilidad en las facilidades de tratamiento propuestas (en el campo o fuera de este) ante eventos de contingencia. Se propone establecer como medidas preventivas y para atender de mejor manera a eventos de contingencia los siguientes ítems, para que las compañías operadoras los tengan en cuenta durante las etapas de construcción y operación del campo exploratorio (STRONGER, 2013):

Estructuras de contención como diques, bermas, cortafuegos, entre otros.

Estructuras de contención terciarias y/o sistemas de monitoreo en áreas de alto

riesgo.

Revisión periódica de los registros históricos de derrames para identificar las

oportunidades de reducir futuros eventos de derrame y liberaciones al ambiente

no autorizadas.

Plan de desmantelamiento y abandono Se propone establecer los siguientes criterios para escoger el uso final del suelo: ocurrencia de liberación de contaminantes del sitio; naturaleza, extensión y grado de contaminación; proximidad del sitio a áreas pobladas, cuerpos de agua superficial y/o aguas subterráneas; de acuerdo al grado de sensibilidad ambiental del área; y litología y condición del hueco del pozo (STRONGER, 2013). No solo informar a las comunidades y autoridades del AI acerca del plan de manejo para el desmantelamiento y abandono del campo exploratorio. Debería establecerse algún mecanismo para que estos pudieran participar en la elaboración del programa o modificación de este. Así mismo, debería publicarse a las comunidades por lo menos (STRONGER, 2013): la ubicación del sitio, extensión y grado de contaminación del sitio abandonado, método de remediación que se empleará para la descontaminación y posterior restauración. Para que en base a esto puedan hacerse los aportes que consideren pertinentes.

Recomendaciones y trabajo futuro

El país iniciará formalmente en los próximos años las actividades de E&P de YNC,

por lo cual a medida que aumente la escala de las operaciones se tendrán que

enfrentar nuevos retos a nivel técnico, socio ambiental y contractual. La

elaboración de los instrumentos normativos que regularan las actividades

deberán complementarse con la experiencia que se adquirirá en estos años. Por

tal razón, es fundamental que las autoridades ambientales y mineroenergéticas

creen plataformas web donde se deba registrar información operativa,


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ambiental, social (trabajo con las comunidades), de atención a contingencias,

entre otros, para que se puedan tomar decisiones costo-efectivas basadas en

información real. Esto requerirá que las instituciones establezcan las políticas de

acceso a la información tanto para los usuarios gubernamentales como privados.

Se recomienda incluir la información de licenciamiento ambiental y otros

permisos; operativa; eventos de contingencia (especialmente derrames);

violaciones normativas; tratamientos de remediación; y monitoreo ambiental

(STRONGER, 2013). Todo esto incrementa la transparencia en el desempeño de

los operadores de la industria y mejoraría sustancialmente la opinión pública

sobre los tratamientos de estimulación hidráulica.

Una vez el país haya adquirido la experiencia suficiente en el desarrollo de sus

YNC y habiendo analizado y evaluado su desempeño, las autoridades

regulatorias deberían comenzar a establecer practicas de manejo preventivas y

no solo incentivar éstas. Así como, acciones sancionatorias más severas si los

operadores no acatan las medidas preventivas establecidas o si después de ser

advertidos no cambian sus procedimientos. Para esto es de vital importancia que

la actividad esté controlada por las autoridades regulatorias, por medio de un

amplio personal calificado de inspección y seguimiento. Un ejemplo de medida

preventiva, es que requiera la construccion de tuberías para conducir el gas que

se fuga hacia las líneas de flujo principales, a cambio de la quema de este gas en

teas, con excepción del uso éstas en casos de emergencia. Otro ejemplo, es que se

establezca un porcentaje mínimo de reusó (i.e. 90%) de las aguas residuales del

fracturamiento hidráulico.

El MADS en el borrador de TdR – Anexo 3 propone como provisión informar

públicamente sobre la familia química relevante cuando la identidad de un

aditivo químico tenga derecho a la protección de derecho comercial. Esta

información como se mencionó en el marco teórico, es insuficiente para atender

adecuadamente ante situaciones de emergencia. Por esto, debería

complementarse con otras provisiones, como la que establece que ante una

investigación por incidentes o accidentes con el fluido fracturante el personal

responsable (i.e. inspectores HSE) pueda tener acceso a información más

detallada de los componentes químicos del fluido fracturante (Centner, 2013).

También está la que ampara a los profesionales del cuidado de la salud y médicos

del campamento para que puedan conocer la información (Centner, 2013)

(STRONGER, 2013). Así mismo, se debería proveer información a los

profesionales de la salud externos para propósitos de diagnostico o tratamiento

de un individuo en las siguientes situaciones: el individuo que está siendo

diagnosticado o tratado pudo haber estado expuesto a un químico y

conocimiento de que la información va a asistir el diagnostico o tratamiento


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(STRONGER, 2013) (Centner, 2013). Estos profesionales no podrán utilizar la

información para propósitos diferentes a anteriormente descritos.

Es de vital importancia continuar con la caracterización geológica,

hidrogeológica, sísmica y del fondo radioactivo de las formaciones geológicas con

potencial de YNC. Así como, mantener la información actualizada y disponible

para los diferentes grupos de interés (industria, autoridades ambientales,

academia, etc.) Esto requerirá la asignación de un presupuesto importante por

parte del Gobierno Nacional al SGS colombiano, para que pueda levantar esta

información con el apoyo de la industria, academia e instituciones

gubernamentales.

El MADS junto con el Ministerio de Transporte deberían pensar en un proyecto

en donde se establezca la normatividad para el rastreo de los vehículos que

transporten residuos peligrosos de las actividades de E&P del sector de

hidrocarburos. Con el fin de registrar y confirmar que los residuos están siendo

manejados de la manera como los operadores establecieron en sus planes de

manejo ambiental. Por medio del rastreo de la actividad de los vehículos desde

los lugares de origen hasta llegar a las facilidades de tratamiento y disposición

final. Es importante que este sistema de rastreo se implemente antes de que la

magnitud de las operaciones de estimulación hidráulica sea mayor, con el fin de

que la transición y adaptación por parte de la industria sea más fácil y se tenga

control desde los inicios del desarrollo de YNC en el país (Brian G. Rahm, 2013).

De esta manera se podrá registrar información que permita identificar las

tendencias y retos en el manejo de residuos peligrosos del sector de los

hidrocarburos en el país.

Se deberían conformar grupos de asesoramiento compuestos por el estado,

industria, academia y representantes comunitarios, para evaluar y

retroalimentar los procesos que se están llevando a cabo en las diferentes

regiones del país. De tal manera que se involucren todos los grupos de interés, se

mejore continuamente los desarrollos de YNC y se genere conocimiento para

formar un mejor capital humano del sector a nivel nacional. Seguramente se

requerirá educación y entrenamiento para los participantes, especialmente los

representantes comunitarios, por lo cual se necesitará brindar esto para tener

una mayor igualdad entre los participantes.

Actualmente, los operadores tienen el derecho de desarrollar actividades de E&P

de YC y YNC bajo el mismo contrato en el área que les ha sido adjudicada, en caso

de que se encuentre el otro tipo de yacimiento. Esto genera confusión para el

cumplimiento de los requerimiento de licenciamiento ambiental, al realizar

actividades de E&P para ambos tipos de yacimientos, simultáneamente. Por lo


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cual se deberían establecer los procedimientos y trámites requeridos, para

cuando los operadores estén en esta situación.

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55

Anexo 1

Tabla A1. Aditivos químicos más utilizados en los tratamientos de fracturamiento hidráulico

Nombre Químico CAS* Proposito químico Función

Hydrochloric Acid 007647-01-0 Helps dissolve minerals and initiate cracks in the rock Acid

Glutaraldehyde 000111-30-8 Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products

Biocide

Quaternary Ammonium Chloride

012125-02-9 Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products

Biocide

Quaternary Ammonium Chloride


Biocide

Tetrakis Hydroxymethyl-Phosphonium Sulfate


Biocide

Ammonium Persulfate 007727-54-0 Allows a delayed break down of the gel

Breaker

Sodium Chloride 007647-14-5 Product Stabilizer Breaker

Magnesium Peroxide 014452-57-4 Allows a delayed break down the gel Breaker

Magnesium Oxide 001309-48-4 Allows a delayed break down the gel Breaker

Calcium Chloride 010043-52-4 Product Stabilizer

Breaker

Choline Chloride 000067-48-1 Prevents clays from swelling or shifting

Clay Stabilizer

Tetramethyl ammonium chloride

000075-57-0 Prevents clays from swelling or shifting

Clay Stabilizer

Sodium Chloride 007647-14-5 Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer

Isopropanol 000067-63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent

Corrosion Inhibitor

Methanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent

Corrosion Inhibitor

Formic Acid 000064-18-6 Prevents the corrosion of the pipe

Corrosion Inhibitor

Acetaldehyde 000075-07-0 Prevents the corrosion of the pipe

Corrosion Inhibitor

Petroleum Distillate 064741-85-1 Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker

Crosslinker

Hydrotreated Light Petroleum Distillate

064742-47-8 Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker

Crosslinker

Potassium Metaborate 013709-94-9 Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker

Triethanolamine Zirconate

101033-44-7 Maintains fluid viscosity as temperature increases

Crosslinker

Sodium Tetraborate 001303-96-4 Maintains fluid viscosity as temperature increases

Crosslinker

Boric Acid 001333-73-9 Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker

Zirconium Complex 113184-20-6 Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker

Borate Salts N/A Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker

Ethylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker

Methanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker

Polyacrylamide 009003-05-8 “Slicks” the water to minimize friction

Friction Reducer

Petroleum Distillate 064741-85-1 Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer Friction Reducer


064742-47-8 Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer

Friction Reducer


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Methanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer

Ethylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer

Guar Gum 009000-30-0 Thickens the water in order to suspend the sand

Gelling Agent

Petroleum Distillate 064741-85-1 Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling Agent


064742-47-8 Carrier fluid for guar gum in liquid gels

Gelling Agent

Methanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent

Polysaccharide Blend 068130-15-4 Thickens the water in order to suspend the sand Gelling Agent

Ethylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent

Citric Acid 000077-92-9 Prevents precipitation of metal oxides

Iron Control

Acetic Acid 000064-19-7 Prevents precipitation of metal oxides Iron Control

Thioglycolic Acid 000068-11-1 Prevents precipitation of metal oxides Iron Control

Sodium Erythorbate 006381-77-7 Prevents precipitation of metal oxides

Iron Control

Lauryl Sulfate 000151-21-3 Used to prevent the formation of emulsions in the fracture fluid

Non-Emulsifier

Isopropanol 000067-63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent. Non-Emulsifier

Ethylene Glycol 000107-21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Non-Emulsifier

Sodium Hydroxide 001310-73-2 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers

pH Adjusting Agent

Potassium Hydroxide 001310-58-3 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers

pH Adjusting Agent

Acetic Acid 000064-19-7 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers

pH Adjusting Agent

Sodium Carbonate 000497-19-8 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers

pH Adjusting Agent

Potassium Carbonate 000584-08-7 Adjusts the pH of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers

pH Adjusting Agent

Copolymer of Acrylamide and Sodium Acrylate

025987-30-8

Prevents scale deposits in the pipe

Scale Inhibitor

Sodium Polycarboxylate N/A Prevents scale deposits in the pipe

Scale Inhibitor

Phosphonic Acid Salt N/A Prevents scale deposits in the pipe

Scale Inhibitor

Lauryl Sulfate 000151-21-3 Used to increase the viscosity of the fracture fluid Surfactant

Ethanol 000064-17-5 Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant

Naphthalene 000091-20-3 Carrier fluid for the active surfactant ingredients Surfactant

Methanol 000067-56-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant

Isopropyl Alcohol 000067-63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant

2-Butoxyethanol 000111-76-2 Product stabilizer

Surfactant

* CAS: identificación numérica única diseñada por la Sociedad Americana de Química para compuestos químicos, polímeros, secuencias biológicas, preparados y aleaciones.

(FracFocus, 2013)


57

Anexo 2

Tabla A2. Lista de quimicos utilizados por 14 compañias de servicios de fracturamiento hidráulico.

(EPA , 2013)


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Anexo 3

Tabla A3. Comparación de los requerimientos de construcción para pozos de inyección hidráulica.

Requerimientos Técnicos Colombia American Institute of Petroleum (API) HF1 Hydraulic fracturing

Operations Well Construction and Integrity Guidelenes

Revestimiento

Conductor Cementación hasta superficie

Cementación hasta superficie, si se presentan problemas en la cementación se puede colocar una tubería de menor diámetro entre el hueco y revestimiento conductor, así el cemento puede ser bombeado alrededor de la tubería superficial. Este procedimiento se conoce como “top job” or “horse collar”.

Superficial

Cementación hasta superficie, el revestimiento debe estar mínimo a 150 pies por debajo del acuífero aprovechable para consumo humano más profundo encontrado.

• Se recomienda por lo menos 100 ft por debajo del acuífero más profundo aprovechable para consumo humano. En lo posible se recomienda cementar desde la formación objetivo hasta la superficie. Se puede utilizar “top job” en caso de ser necesario. • En donde las condiciones geológicas no permitan colocar el recubrimiento superficial en el rango recomendado de profundidad, se puede realizar aislamiento zonal por medio de la colocación de anillos adicionales o con la combinación adecuada de recubrimientos superficiales, intermedios y/ o de producción. • Se debe realizar una prueba de presión. La presión a la cual la prueba es conducida debe ser la cual determine si la integridad del pozo es la adecuada. Para alcanzar los objetivos de diseño y construcción. • Justo después de realizar la perforación de este recubrimiento junto con una distancia corta de nueva formación debajo de la superficie del zapato del recubrimiento, una prueba de integridad (leak off test” – “shoe test”) debe realizarse. Si resulta no adecuada se deben tomar medidas correctivas.


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Intermedio Revestimiento cementado hasta superficie

• Cementación hasta superficie. • Cuando el anillo de recubrimiento superficial y la cementación de este va desde la formación objetivo hasta la superficie, no es necesario el recubrimiento intermedio. También en varios casos no es recomendable porque se pueden producir perdidas de circulación. Si no se realiza recubrimiento intermedio, un mínimo de profundidad de cementación debe realizarse después la base del acuífero más profundo o formación de hidrocarburos. • Se deben correr pruebas de CBL o cualquier otra prueba para determinar la adecuada integridad del pozo. • Justo después de realizar la perforación de este recubrimiento junto con una distancia corta de nueva formación debajo de la superficie del zapato del recubrimiento, una prueba de integridad (leak off test” – “shoe test”) debe realizarse. Si resulta no adecuada se deben tomar medidas correctivas.

Productor

Inyección por tubería: • Revestimiento cementado hasta superficie. • Si se utilizan colgadores de revestimiento y camisa de reconexión deberá tener una tubería que corra desde el empaque hasta la superficie a la camisa de reconexión y deberá tener un espacio anular para monitorear la presión en las operaciones de inyección. • Prueba de los revestimientos: presión igual a la presión máxima de inyección alcanzable o como minio una presión de 300 psi durante 15 min con una caída no superior al 5%.

• En la mayoría de casos no se necesita la cementación hasta superficie. •Se recomienda considerar cementación hasta superficie cuando no hay recubrimiento intermedio. •La base de la cementación debe tener una longitud de por lo menos 500 ft por encima de la formación más alta donde se realizará la estimulación hidráulica. •En todos los casos la cementación es llevada a cabo para cumplir con los requerimientos de aislamiento su superficial entre las zonas de la formación geológica. •Se deben correr pruebas de CBL o cualquier otra prueba para determinar la adecuada integridad del pozo. •Se recomienda el uso de programas computacionales para optimizar el numero de centralizadores necesarios y su ubicación a lo largo del pozo.


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Inyección con empaques: • Revestimientos centralizados mecánicamente y asegurados con cemento a una altura no inferior a 300 pies por encima del tope de la zona de inyección. • Los empaques deberán estar sentados a una profundidad no mayor a 100 pies sobre la zona de inyección y deben tener un espacio anular entre la tubería y el revestimiento para monitorear la presión durante la operación del pozo.

Integridad del pozo

Prueba de los revestimientos: presión igual a la presión máxima de inyección alcanzable o como minio una presión de 300 psi durante 15 min con una caída no superior al 5%.

Correr un registro de CBL y de VDL. Otros tipos de registros para evaluar la cementación en API TR 10TR1

(MME, 2013) (API, 2009)


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Anexo 4

Tabla A4. Matriz de impactos ambientales y sociales para el desarrollo de YNC.

ETAPA IMPACTOS

Recursos Hídricos Calidad del Aire Ecosistémicos Sociales

Selección y preparación

del sitio

*Acumulación de sedimentos en aguas superficiales por la escorrentía y erosión (área de arreglo de pozos y aéreas de almacenamiento de aguas residuales). * Posibles derrames de combustibles, aceites o sustancias no biodegradables por las actividades de la construcción.

*Emisiones de Diesel por parte de la maquinaria de construcción. * Ruido (excavación, actividad de equipos de construcción, perforación, tráfico vehicular, etc.). * Alto tráfico Vehicular - emisiones móviles

*Destrucción de hábitat * Introducción de especies invasivas. *Alteraciones al paisaje (cercas, equipos de perforación, etc.)

*Ruido (excavación, actividad de equipos de construcción, perforación, tráfico vehicular, etc.,). *Alto tráfico Vehicular - Deterioro de la infraestructura vial * Alteraciones al paisaje (cercas, equipos de perforación, etc.) *Por cada pozo aproximadamente a 3ha se deben aislar de otros usos de suelo (agricultura, ganadería, etc.).

Diseño, perforación,

revestimiento y cementación

del pozo.

* Inadecuado diseño puede resultar en la contaminación de acuíferos. *Inadecuado manejo de los residuos de perforación pueden contaminar las aguas subterráneas y/o cuerpos de agua superficial. * Fugas o derrames durante la perforación pueden contaminar aguas superficiales. *Inadecuado revestimiento y cementación puede resultar en la contaminación de las aguas subterráneas durante el fracturamiento hidráulico, retorno de aguas residuales y producción del hidrocarburo.

* Emisiones de Diesel del la maquinaria de perforación. * Emisiones fugitivas de combustibles o de hidrocarburos en derrames.

* El ruido puede generar migración de fauna.

*Ruido. * Alteración del entorno paisajístico.


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Fracturamiento hidráulico

Captación de agua

*Disminución de caudales en aguas superficiales pueden afectar el flujo subterráneo, su calidad y/o cantidad. * Contaminación de aguas superficiales por sedimentos generados por la infraestructura temporal de captación (tubería, válvulas, etc.) * Disminución de la tabla de agua puede producir crecimiento bacteriano, problemas en el sabor y olor del agua. Así como, la liberación de metano en acuíferos superficiales. *Cambios en la salinidad del agua. *Contaminación química del agua producto de la exposición de los minerales de las rocas a ambientes aerobios. * La captación de aguas superficiales puede afectar del ciclo hidrológico e hidrodinámica del régimen de flujo, lo que puede reducir la capacidad de dilución. * El agotamiento de acuíferos puede generar aflorar agua de menor calidad desde acuíferos más profundos, generar subsidencia o desestabilizar la geología. * Emisiones de los equipos de captación y vehículos de transporte.

* Disminución de caudales en aguas superficiales puede provocar la muerte de especies acuáticas. * Afectación de la biodiversidad: por introducción de especies y por la alteración de las áreas a intervenir para la captación, transporte y almacenamiento del agua.

* Disminución de la oferta de recursos hídricos ( aguas superficiales y subterráneas). * Ruido por el uso de bombas. *Tráfico vehicular - Mayor riesgo de accidentes *Deterioro de infraestructura vial.


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Mezcla de químicos

* Contaminación del suelo y aguas subterráneas por accidentes y/o derrames de las facilidades de mezcla, almacenamiento y conducción. Así como por causa de operaciones inadecuadas, vandalismo, emergencias (incendios, terremotos, etc.) * Contaminación del agua lluvia y transporte de contaminantes por escorrentía si las facilidades de la operación no son adecuados.

* Los accidentes y/o derrames pueden producir efectos graves sobre la fauna, flora y de la calidad del suelo y por los efectos tóxicos de estos. * Las facilidades de mezcla, almacenamiento y conducción constituyen barreras físicas para las especies del área.

* Alteración del entorno paisajístico: facilidades de mezcla, almacenamiento y conducción.

Inyección

* El inadecuado uso de cargas para perforación de fracturas en la formación puede comprometer la integridad del pozo y provocar la migración de fluidos hacia la formación. * Riesgo remoto de contaminación de acuíferos por migración de fluidos vía fracturas perforadas (expansión de estas), fracturas preexistentes. * Riesgo de contaminación de aguas subterráneas por reacciones biogeoquímicas con los fluidos de retorno, aguas del producción, hidrocarburos y NORM. * Riesgo de contaminación de aguas superficiales por la cercanía de

* Pérdida de biodiversidad por la introducción de barreras físicas.

* Sismicidad desencadena, se pueden tener eventos sísmicos hasta de 4 M. * Alteración del entorno paisajístico por todas las facilidades necesarias para la operación.


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éstas al pozos o arreglo de pozos. * Emisiones de Diese de las bombas de fracturamiento. * Liberación de NORM a la atmosfera: - metano, etano, dióxido de carbono, sulfato de hidrogeno, nitrógeno y helio. - VOCs

Aguas de producción y fluido de retorno

* Contaminación del suelo, aguas superficiales y aguas subterráneas por accidentes y/o derrames de las facilidades de almacenamiento o vehículos de transporte del fluido de retorno y aguas de producción. * Riesgo de emisiones de HAPs/precursores de ozono/olores por un inadecuado control de emisiones durante el fracturamiento hidráulico y producción. * Emisiones HAPs de gases disueltos en líquidos.

*Efectos adversos sobre las especies del área por la emisión de HAPs

* Efectos adversos sobre la salud por la emisión de gases HAPs.

Tratamiento y disposición de aguas

residuales

* Reducción de la calidad del agua por la descarga de aguas residuales sin tratamiento apropiado: altas concentraciones de TDS (salmueras principalmente.. Son de preocupación concentraciones de estroncio, bario y cloruros). * Contaminación del suelo, aguas superficiales y subterráneas por Accidentes y/o derrames en las facilidades de tratamiento.

* Pérdida de biodiversidad por Accidentes y/o derrames de las aguas residuales a tratar. * Pérdida de biodiversidad por la Introducción de barreras físicas (facilidades de tratamiento).

* Sismicidad desencadena por la inyección de aguas residuales en pozos de disposición. *Ruido por la logística de transporte. *Tráfico vehicular - Incremento de accidentes. * Deterioro de infraestructura vial. * Alteración del entorno paisajístico por las facilidades de tratamiento,


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Producción

Construcción y operación de tuberías

de producción

* Contaminación por derrames de materiales de construcción y de los fluidos transportados. * Fugas de los fluidos transportados, principalmente los accesorios de la tubería (válvulas, conexiones, etc.)

*Pérdida de biodiversidad por la Introducción de barreras físicas, alteración de los hábitats durante la construcción, etc.

* Ruido por las actividades de construcción. * Alteración del entorno paisajístico por la instalación de viaductos.

Tratamiento de aguas de producción

Similares a los del manejo de Tratamiento de aguas residuales

Refracturamiento Similares a los de fracturamiento hidráulico

Desmantelamiento y

abandono del pozo

Un inadecuado sellamiento del pozo o arreglo de pozos puede resultar en la migración de fluidos hacia aguas subterráneas, aguas superficiales y superficie. * La existencia del pozo puede incrementar el riesgo de contaminación con actividades futuras en el lugar.

* Emisiones atmosféricas de fluidos por un inadecuado sellamiento del pozo.

La restauración del lugar no se puede dar en su totalidad, las cabezas de los pozos no se pueden retirar.

Alteración del entorno paisajístico


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Anexo 5 Tabla A5. Comparación de especificaciones técnicas del revestimiento de pozos de petróleo y gas

Requerimientos Técnicos Colombia Estados Unidos

Pennsylvania Texas

Revestimiento

Superficial

Sentado a una profundidad no menor a 150 pies del acuífero aprovechable para consumo humano más profundo encontrado.

Revestimiento superficial cementado aproximadamente 50 pies por debajo del agua dulce subterránea más profunda o por lo menos 50 ft dentro de la roca consolidada. Si no hay hallazgos nuevos de cuerpos de agua dulce subterránea más profunda, el revestimiento se hace a mínimo a una profundidad de 200 pies por debajo del cuerpo de agua dulce subterránea más profunda.

Sentado a una profundidad mínima de 200 pies por debajo de la profundidad especificada *1.

Intermedio

Cementado por lo menos a una profundidad 500 pies por encima del zapato del mismo o a 200 pies del espacio anular del último revestimiento.

El revestimiento debe ser cementado hasta la superficie y debe utilizar centralizadores.

Cada anillo de revestimiento intermedio debe ser cementado desde el zapato hasta un punto por lo menos 600 pies por encima del zapato. Si algún horizonte de producción es abierto al hueco de perforación por encima del zapato de revestimiento, este debe ser cementado desde el zapato hasta un punto por lo menos 600 pies por encima del tope de la reserva menos profunda o a un punto por lo menos 200 ft por encima del zapato del revestimiento superficial más próximo que fue colocado y cementado en el pozo. Se podrá utilizar cementación multietapas para cementar el revestimiento en los casos donde sea impráctico o


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imposible la cementación. De esta manera se sellará efectivamente los horizontes productivos y se previene la migración de fluidos hacia o desde los estratos por donde pasa el pozo.

Productor

a. Debe ser cementado hasta por lo menos 500 pies por encima del zapato del revestimiento intermedio o por lo menos a 200 pies del espacio anular del último revestimiento. b. Cementación por el método de bombeo y sello. c. Para pozos horizontales la cementación debe realizarse de acuerdo al numeral 3 a y b del presente artículo. Se podrán utilizar empaques (a discreción del operador) para sellar las zonas productivas en el anular del revestimiento de producción. i. Si se utilizan empaques en el revestimiento o en la tubería de producción, se debe utilizar una herramienta de cementación multietapas por encima del empaque exterior y cementar hasta llenar el espacio anular del revestimiento de producción al menos 500 pies por encima de la zona productiva más superficial.

Cada pozo debe ser equipado con un revestimiento de producción, el cual puede ser instalado con empaques o como cementación. Si es cementado deben ser instalados centralizadores y la cementación debe rellenar el espacio anular hasta un punto por lo menos 500 pies por encima de la profundidad real vertical o por lo menos 200 pies por encima de la perforación más arriba, cualquiera que sea mayor.

El revestimiento de producción debe ser cementado por el método de bombeo y sellado u otro método aprobado por la comisión, con suficiente cemento para rellenar el espacio anular hasta el revestimiento superficial o a un punto por lo menos 600 pies por encima del zapato. Si se penetra un horizonte de producción por encima del zapato de revestimiento, el revestimiento debe ser cementado de manera que sea efectivo el sellamiento de estos horizontes por algunos de los métodos especificados de los revestimientos intermedios

Material de la tubería de revestimiento

No se especifica Acero Acero


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Resistencia Compresiva del cemento

• Alcanzar 2100 Kpa ó 304.6 psi en 24 horas. • Alcanzar 5500 kPa ó 797.7 psi en 72 horas

• Alcanzar 1200 psi en 72 horas a 300 ft del fondo del revestimiento superficial.

• Alcanzar 1200 psi en 72 horas. • En ningún caso menor a 100 psi en el momento de perforación ni tampoco menor a 250 psi en 24 horas después de haber sido colocado.

Separación de agua – cemento.

No especificado

No puede ser más de 6 mililitros por cada 250 mililitros de cemento.

Promedio no mayor que 6 mililitros por cada 250 mililitros de cemento probado de acuerdo al actual API RP 10B

Comprobación de cementación exitosa

Correr un registro de CBL y enviar los

resultados e interpretación a MME.

Reporte de cementación. Debe estar disponible en el campo para revisión durante las inspecciones.

Reporte de cementación: Una vez completado el pozo se debe realizar un reporte registrando todos los datos asociados al revestimiento superficial. El operador debe tener personal con conocimiento de los hechos y los representantes de la compañía de cemento deben firmar el formato aceptando los requerimientos de “The Railroad Commsission”.

(MME, 2013) (API, 2009) (Common Wealth of Pennsylvania, 2013) (Railroad Commision of Texas , 2013) *1 Profundidad especificada: Hace referencia a la Profundidad de Protección establecida por la Comisión de Texas sobre Calidad Ambiental (TCEQ). Profundidad de Protección: profundidad en la que el agua con calidad aprovechable debe ser protegida, según lo determinado por la Comisión de Texas sobre Calidad Ambiental (TCEQ) o sus agencias sucesoras, que pueden incluir zonas que contienen agua salobre o salada, si dichas zonas son correlativas y / o hidrológicamente conectadas a zonas que contienen agua aprovechable.


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Documents

Proyecto de Grado: El Fracturamiento Hidráulico y sus