Energía & Geociencias 30

A C G G P

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P u b l i c a c i ó n

N o .

3 0

•

Energía

S e p t i e m b r e

d e

2 0 2 0

&

Geociencias

El conocimiento detrás del fracking y sus Proyectos Piloto en Colombia

Proyectos Piloto de Investigación Integral PPII Exploración en yacimientos de roca generadora

Riesgos asociados con el fracturamiento hidráulico 1

CONTENIDO

42

8

Roca Sello Trampa Estratigráfica

12

Roca Generadora

Agua

Aceite

Permeable

No Permeable

La porosidad (φ) es el porcentaje de espacio ocupado por fluido (Vf) comparado al volumen total de roca (Vt) con fluidos φ = Vf/Vt

La permeabilidad es que tan fácil se mueve un fluido en la roca. Está relacionado directamente con el tamaño del espacio poroso de la roca y la conección entre el espacio poroso.

a Reservorio

Gas

Proyectos Piloto de Investigación Integral

Hidrocarburos y Yacimientos no Convencionales

Migración de hidrocarburos

46

Exploración en yacimientos de roca generadora

Pedagogía de saberes para la discusión del fracking

22

50

Riesgos asociados con el fracturamiento hidráulico (fracking) en yacimientos no convencionales.

Herramientas pedagógicas para comunicar sobre las ciencias de la tierra

28

54

Actividades de divulgación del conocimiento

Perforación horizontal y consumo de agua en pozos de yacimientos no convencionales

COMITÉ EDITORIAL Presidente Enrique Velásquez Director Ejecutivo Flover Rodríguez Portillo Editora Maria Angélica Bejarano Coordinador Pedagógico Carlos Ortega Coordinación Editorial Laura Ossa Aya

Fotografía e Ilustración ACGGP - Jeisson Montaña Equipo de Comunicaciones ACGGP Fotografía de Portada Hans Morales, Cascada de Sueva Diseño y Diagramación William Velásquez G. WivelPublicidad

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Calle 125 No. 20-70 Oficina 505 Tel. 57+ 300 3879 acggp@acggp.org

2

EDITORIAL

Conocimiento aplicado al servicio de la sociedad

E

Enrique Velásquez Presidente Junta Directiva ACGGP 2020-2021

n la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP, estamos convencidos que el conocimiento aplicado, puesto al servicio de la sociedad en general, tiene una influencia relevante y positiva en el desarrollo sostenible y sustentable de nuestro país. La nueva realidad impuesta por la pandemia en nuestro país no ha dejado de impactar el desarrollo de las actividades de nuestra Asociación. Sin embargo, hemos reaccionado en el menor tiempo posible implementando nuevas dinámicas que han permitido mantener nuestra interacción con asociados, colegas y amigos y crear nuevos lazos con la comunidad no científica, a través de campañas como Cuarentena con Geociencias y Ciudad Geológica. Y bajo esta nueva realidad, tomamos la decisión de que nuestra tradicional Revista Energía & Geociencias, en su edición no. 30 se convirtiera en un ejemplar de interés, no solo por parte de nuestro apreciado y acostumbrado público geocientífico, sino también para el público en general que esté interesado en contenido de alto nivel técnico pero adaptado en su lenguaje para ser fácilmente apropiado y divulgado.

3

Con esta edición de Energía & Geociencias, desde la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP, queremos aportar de manera constructiva en la discusión que se ha generado con respecto a la realización de los Proyectos Piloto de Investigación Integral para Yacimientos No Convencionales en roca generadora. Los artículos han sido elaborados por profesionales de amplia trayectoria en la industria que tienen por objeto, en primer lugar, presentar, de manera sencilla, temas técnicos complejos para el público en general, y además, mostrar las principales dudas y diferencias objeto de debate. Nuestra pretensión es ofrecer a nuestros lectores un documento con rigurosidad técnica que propicie una conversación proactiva con respecto a este tema de interés nacional.

No se puede negar la importancia de los hidrocarburos en la economía del país, ni su contribución en la canasta energética nacional. Es una realidad que los ciudadanos del mundo continuarán demandando enormes cantidades de energía para su bienestar, de la misma manera que los países para su desarrollo y crecimiento. Si bien

EDITORIAL

cada día toman más fuerza las energías limpias y renovables, los hidrocarburos continuarán jugando un rol estratégico durante algunas décadas más en el camino hacia la transición energética. Para la Asociación, aun en el contexto de cambio climático, es importante que estas discusiones sobre transición y seguridad energética se asuman de manera responsable, de cara a la realidad y no, simplemente, de manera sensacionalista y emotiva. Cómo toda crisis su manejo exige, con mayor razón, responsabilidad y sabiduría.

El potencial de los recursos en yacimientos no convencionales es muy importante para el país. Cabe resaltar que, la demanda global, incluyendo a los países que lideran la implementación de las energías renovables, aún depende en un altísimo porcentaje de los combustibles fósiles; los nuevos sistemas energéticos copan una demanda que en casos muy excepcionales no supera el 20% de la demanda total de energía, no es exacto afirmar que hoy es posible reemplazar el uso de los combustibles fósiles por las energías renovables y que hacerlos a un lado no tiene impacto alguno.

Hablar de transición no quiere decir que el reemplazo de los combustibles fósiles será mañana, esta transición tomará un tiempo importante, y países como el nuestro no pueden poner en riesgo la seguridad energética

porque significa frenar su crecimiento y poner en riesgo el bienestar de los colombianos.

El fracking suscita una enorme polémica, varios de los riesgos asociados a su explotación se presentan y gestionan de manera adecuada en el desarrollo de los hidrocarburos convencionales, y para fortuna, algunos nuevos riesgos identificados ya tienen establecidos protocolos bastante eficientes y seguros. No obstante, desde su implementación, esta técnica ha tenido una fuerte resistencia entre quienes cuestionan los riesgos en la operación y quienes no están de acuerdo con el uso de las energías fósiles. No hay duda de que el debate sería mucho más productivo, si lejos de la retórica, se expusieran los argumentos basados en la ciencia y en la ingeniería.

Rechazar de plano el fracking en yacimientos no convencionales sería un enorme error y denotaría una falta de claridad sobre la técnica y lo que implican nuevos descubrimientos de hidrocarburos para el país. Por lo tanto, es imperativo implementar los Proyectos Piloto de Investigación Integral PPII como oportunidad para resolver dudas, validar opiniones, adquirir conocimiento y tomar una decisión informada. Las reservas de petróleo de

Colombia, sin nuevos descubrimientos, solo permiten autosuficiencia para los próximos 6,3 años, esto obliga al país a encontrar nuevas reservas y aquellas de yacimientos no convencionales en Colombia representan una importante solución a esto.

Para la ACGGP, entidad de la sociedad civil, sin ánimo de lucro, que propende por el conocimiento de las ciencias de la tierra, es importante la diversidad de opiniones y confía que una discusión de esta naturaleza se puede resolver de manera responsable. Nos ponemos al servicio de la sociedad en general para compartir nuestros conocimientos y experiencias en estos temas, escuchar sus dudas y preguntas y construir en conjunto estrategias útiles para que nuestro país continúe su desarrollo. Recogiendo las palabras del profesor Moisés Wasserman en su última columna: “Una especie que es capaz de viajar a planetas lejanos, gracias a conocimientos y a tecnologías generadas en apenas diez mil años de civilización, será capaz de resolver cualquier problema”. Gracias a todos por sus aportes al crecimiento de nuestra sociedad y de nuestra Asociación.

Enrique Velásquez Presidente Junta Directiva ACGGP 2020-2021

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JUNTA DIRECTIVA & STAFF

Junta Directiva 2020-2021

Enrique Velásquez Presidente

Perú y Brasil. En 2010, fue designado como Vicepresidente de Exploración donde lideró los descubrimientos del Caribe Offshore, Llanos, Valle Medio del Magdalena, Norte de Santander e internacionalmente en el golfo de México.

A su jubilación y retiro de Ecopetrol se unió a GeoPark donde fue Director de Nuevos Negocios durante 5 años, haciendo parte del equipo directivo que llevo a Geopark de 2,000 a 70,000 bopd en 5 años. En 2019 se desempeñó como consultor senior para nuevos negocios para la compañía Hunt Oil y desde enero de 2020 es consultor independiente. Enrique ha sido miembro de ACGGP por más de 30 años, desempeñando cargos como secretario, vicepresidente y presidente en el periodo 2000 – 2001, recibió la placa O.C. Wheeler en 2003 y fue presidente de la AAPG región Latinoamérica y el Caribe durante 2010-2011. De otro lado, Enrique fue docente en cursos de pregrado y posgrado en la Universidad Nacional por 30 años, así como en otras universidades.

Enrique es geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia, graduado en 1978, especialista en Administración Financiera de la Escuela de Administración de Negocios EAN y con estudios en Alta Gerencia de la Universidad de los Andes. Cuenta con más de 40 años de experiencia en la industria petrolera. Se inició como geólogo de campo y geólogo de pozo en Texaco (ahora Chevron), y estuvo por cerca de 20 años trabajando en Colombia, Ecuador, Brasil y en USA. En Texaco hizo parte de los equipos que descubrieron los campos Jazmín, Moriche, Chicalá, Santa Lucia, Los Ángeles etc., igualmente trabajo para Exxonmobil haciendo parte del equipo que descubrió Rubiales, estuvo luego en Sipetrol, Occidental en Colombia y USA. En Oxy lideró e hizo parte del equipo que descubrió los campos Cosecha y Chipirón.

En 2008 fue repatriado por Ecopetrol donde se desempeñó primero como Gerente de Exploración Internacional, llevando a Ecopetrol a explorar en áreas como Golfo de México,

Edgar Chajid Kairuz Vicepresidente técnico Geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá y especialista en Gerencia de Hidrocarburos de la UIS. Edgar tiene más de 30 años de experiencia en la industria de hidrocarburos en Colombia (Ecopetrol, Trayectoria Oil&Gas) y en varios países de Latinoamérica. Fue Profesor de La Universidad de América y director y codirector de varias tesis de Geología e Ingeniería de Petróleos. Actualmente está vinculado con Neoil Exploration, del cual es Cofundador.

Ha sido miembro de la ACGGP por más de 30 años y ha participado del programa Geólogo Visitante dictando cursos de geología en varios temas. Sus objetivos como Vicepresidente Administrativo son lograr una mejor interrelación y comunicación entre los asociados y la ACGGP y fortalecer la presencia de la ACGGP en las facultades de geología de las universidades colombianas.

Clemencia Gómez Vicepresidente administrativo

Mayra Vargas Tesorera

Clemencia es geóloga de la Universidad de Caldas, con formación doctoral de la Universidad de Alcalá con énfasis en palinología del cuaternario. Es especialista en administración de empresas y especialista en derecho minero-petrolero.

Clemencia fue asesora y coordinadora del grupo de gestión del conocimiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos durante 4 años. Posteriormente se desempeñó como Gerente de Gmas Lab durante 4 años y actualmente es profesora de dedicación exclusiva del Departamento de Geociencias en la Universidad Nacional de Colombia.

Clemencia ha sido miembro de ACGGP desde hace 10 años y actualmente se desempeña también como vicepresidente de la Sociedad Colombiana de Geología.

Mayra es geóloga de la Universidad Industrial de Santander, con más de 5 años de experiencia en la exploración de hidrocarburos. Ha trabajado en la Gerencia de Exploración offshore de Petrobras en donde se desempeñó por 3 años y trabajó para Ecopetrol en la Gerencia de Yacimientos. Actualmente, Mayra está finalizando su maestría en geología en la Universidad Nacional de Colombia.

Mayra ha sido miembro de ACGGP desde estudiante de pregrado, constantemente apoyando las iniciativas de la asociación. También, se desempeñó como coordinadora del concurso Imperial Barrel Award de AAPG para la región de Latinoamérica y el Caribe.

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Maria Angélica Bejarano Editora

Laura Alejandra Becerra Silva Secretaria

María Angélica es geóloga de la Universidad Nacional de Colombia y realizó su maestría con enfoque en geología estructural y geofísica en la Universidad de Leeds.

Ha estado vinculada la mayor parte de su carrera con Occidental de Colombia, en donde acumula más de 7 años de trabajo en el campo la Cira Infantas particularmente.

María Angélica estuvo vinculada durante su pregrado con el capítulo estudiantil AAPG de UNAL, y ha sido miembro activo de ACGGP por más de 5 años.

Laura es ingeniera geóloga de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia UPTC. Cuenta con una especialización en Gestión ambiental de la misma universidad. Con experiencia en trabajo con comunidades.

Laura ha estado vinculada con la ACGGP como instructora de talleres pedagógicos en el marco del Programa de Pedagogía Regional, acompañando procesos tanto con comunidades en áreas de influencia de proyectos como en colegios y universidades de la capital.

Staff Administrativo Flover Rodríguez Portillo Director Ejecutivo Flover es geólogo de la Universidad Industrial de Santander con Diplomado en Dirección de Proyectos de la Universidad de los Andes y actualmente estudiante de la especialización en Gestión Energética y Ambiental en la Universidad de la Salle. Inició su carrera en el Instituto Colombiano del Petróleo ICP, posteriormente se desempeñó como geólogo de campo en el grupo de Cartografía del Servicio Geológico Colombiano. Actualmente, Flover es el Director Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP, en donde a través del trabajo transdisciplinar entre las ciencias de la tierra, la pedagogía y la comunicación diseña programas de divulgación de la ciencia para el público no científico.

Ana María Ramírez Auxiliar Administrativa

Jeisson Montaña Community Manager

Juan Pablo Ramos Profesional Técnico

Julian Hernández Profesional Técnico

Fredy Beltrán Auxiliar de soporte técnico y mensajería

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Linda Cárdenas Asesora de Pedagogía y Comunicación

Fanny Díaz Auxiliar de Servicios Generales

ANÁLISIS

Hidrocarburos y Yacimientos no Convencionales

María Angélica Bejarano Geóloga, MSc. Editora ACGGP

¿Cómo se forman los hidrocarburos?

Los hidrocarburos son una fuente de energía fósil que constituyen la base principal para el transporte, la industria, y múltiples objetos a base de polímeros de carbono tales como: textiles y plástico. Debido a su utilidad, el entendimiento, exploración y explotación de este, es de gran importancia en el mundo y

representa uno de los pilares de la economía de muchos países en el mundo incluyendo a Colombia.

El concepto de sistema petrolífero es lo que usamos los geólogos para llevar a cabo el hallazgo y la evaluación de acumulaciones de petróleo. Está compuesto de una roca generadora( ), las rutas de

migración( ), la roca reservorio( ), roca sello( ) y trampa( ). Todos estos elementos deben estar presentes para que la roca reservorio pueda ser cargada de hidrocarburo por la roca fuente y dar lugar a acumulaciones de petróleo (Allen & Allen, 2014), como se puede ver en la figura 1.

Roca Sello Trampa Estratigráfica

La permeabilidad es que tan fácil se mueve un fluido en la roca. Está relacionado directamente con el tamaño del espacio poroso de la roca y la conección entre el espacio poroso.

Roca Reservorio Roca Generadora

Gas

Agua

Aceite

Permeable

No Permeable

La porosidad (φ) es el porcentaje de espacio ocupado por fluido (Vf) comparado al volumen total de roca (Vt) con fluidos φ = Vf/Vt

Migración de hidrocarburos

Figura 1. Elementos del sistema petrolífero para la generación de hidrocarburos.

Roca reservorio ( ) La roca reservorio es donde se encuentra almacenado el petróleo, el gas y el agua. Esta roca se caracteriza por tener porosidades y permeabilidades altas y su ambiente de depositación puede ser de gran variedad (deltas, ríos, ambientes costeros etc). Las areniscas representan del 50 a 60% de los yacimientos en el mundo, mientras que los carbonatos son el 40%. (Bjorlykke, 2015). En areniscas muy cementadas y carbonatos, la permeabilidad es muy baja al igual que los shales. Si no hay presencia de fracturas naturales, no se puede producir de forma convencional y es necesario inducir fracturas en la roca para producir el hidrocarburo.

Tabla 1. Rangos de permeabilidad en diferentes tipos de roca reservorio.

8

Roca fuente ( ) La roca fuente son sedimentos ricos en materia orgánica provenientes de algas marinas o lacustres y plantas que están compuestos de lípidos. Estos compuestos químicos se preservan durante la sedimentación cuando son ambientes libres de oxígeno (anóxicos), tales como ambientes marinos profundos, deltas y lagos, (Allen and Allen, 2016).

Esta materia orgánica preservabada en los sedimentos se denomina kerógeno. Cuando se aumentan las temperatura en la roca, el kerógeno es químicamente “roto” y es ahí cuando se genera el petróleo. Ver figura 2.

Luego de llegar al estado de generación de hidrocarburo, la roca fuente empieza a expulsar el petróleo o gas presente hasta la zona de acumulación. Ver figura 3.

Sedimientos y rocas Sedimientos y rocas Roca sedimentaria porosa

Petróleo atrapado Roca impermeable

Organismos marinos pequeños

Hace 300 a 400 millones de años

Organismos se convierten en petróleo y gas natural

Hace 50 a 100 millones de años

Hoy

Figura 2. Formación de la roca fuente.

Roca Sello ( ) y Trampa ( )

Figura 3. Esquema de las etapas de generación de hidrocarburo en función de la temperatura y profundidad.

Tomado y modificado de Bjorlykke, 2015.

Es necesario tener una capa de roca impermeable sobre el reservorio que impida su migración. Esta capa se denomina sello y es de vital importancia en el sistema petrolífero ya que permite la acumulación del hidrocarburo. El sello ideal esta compuesto de una litología de grano fino, es dúctil y tiene buena extensión lateral . Adicional al sello, es necesario tener una trampa que crea un espacio para la acumulación de un volumen de hidrocarburo, este puede ser estructural o estratigráfico.

Viscosidad La viscosidad del crudo es la propiedad que caracteriza la resistencia al flujo del petróleo y es medida en centiposes (cP). Entre más grande sea el número, más alta es la viscosidad y más difícil que el crudo fluya. La viscosidad del petróleo depende de las condiciones de presión y temperatura, por lo tanto, la viscosidad del crudo varia mientras el hidrocarburo se mueve a lo largo de la cadena de producción, desde el yacimiento hacia la superficie. Cuando la temperatura disminuye, su viscosidad aumenta, cuando la temperatura aumenta, la viscosidad disminuye.

Miel 3100 cP a 20˚C

Agua 1 cP a 20˚C

9

Gas natural atrapado

ANÁLISIS ¿Qué son los yacimientos no convencionales?

Históricamente la forma de extracción convencional a sido por medio de pozos verticales que penetran y formaciones sedimentarias de alta permeabilidad. Lo no convencional fue aplicado a la producción de aceite y gas de rocas con menor permeabilidad tales como: areniscas apretadas de baja permeabilidad, shales, y carbón. Ver tabla 1.

En este caso, el hidrocarburo no se encuentra entrampado contra un sello, este se encuentra arealmente distribuido en el espacio poroso de la roca sin estar interconectados entre si, por lo tanto, es necesario la aplicación de fracturamiento hidráulico o pozos horizontales para obtener la producción comercial.

(Bjornkke, 2015).

La definición de no convencionales de Candle (2012) considera las propiedades de la roca. Él dice que las rocas y fluidos no convencionales tienen características de permeabilidad y viscosidad de fluidos que les permiten estar agrupados separadamente de los hidrocarburos convencionales. Ver gráfica 1.

Gráfica 1. Relación Viscosidad y permeabilidad para definir los yacimiento no convencionales tomado de Meckel and Thomasson (2008).

Shale oil y shale gas (1) Ya vimos la formación a través del tiempo geológico de los shales, que forman la roca generadora. Por la naturaleza de su depositación, se caracterizan por ser extensos y de gran espesor (cientos de metros), pero con una variación de areal de sus características físicas y químicas muy altas.

Los shales productores de gas, son una roca fuente sobremadurada (Passey et al., 2010). En este caso, mucho

del gas producido se queda entrampado en la roca fuente, creando acumulaciones de gas natural importantes.

Sin embargo, como se muestra en la tabla 1, las bajas permeabilidades de los shales no permiten el hidrocarburo fluya y se produzca comercialmente. Por lo tanto, es necesario aplicar una nueva tecnología como pozos horizontales y fracturamiento hidráulico para extraerlos como ya mencionamos anteriormente.

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Yacimiento Convencional

Yacimiento No Convencional

3.

ARTE

Gas metano de carbón

El gas metano se encuentra almacenado en un estado de adsorción sobre la superficie interna del carbón

Tight gas : Arenas apretadas con muy baja permeabilidad que requieren fracturamiento para su producción

2.

Gas

No Permeable

Aceite

Permeable

Roca de baja porosidad, de baja permeabilidad

1.

Tipos de yacimientos no convencionales: Shale gas y shale oil (1), Tight gas (2), metano de capas de carbón (3) , crudos pesados, oil shale, hidratos de metano.

Tight gas (2)

Metano en capas de carbon (3)

Son yacimientos de areniscas que perdieron su alta permeabilidad por efectos diagenéticos posteriores a su depositación como: cementación de cuarzo y calcite. El hidrocarburo se encuentra entrampado en el espacio poroso pero no puede fluir naturalmente, por lo que se requiere del fracturamiento hidráulico para su producción.

Es el gas natural, principalmente metano, que se encuentra en capas de carbón de una extensión grande y de espesores entre 6 a 80 ft. Este compuesto fósil se forma por el enterramiento de depósitos de turba que dieron origen en ambientes depositacionales como pantanos, áreas costeras, deltas y llanuras aluviales. Estos depósitos son sometidos a enterramiento hasta sufrir procesos de carbonificación presentando cambios físicos, químicos y bilógicos por el calor y la presión.

Para su extracción no se requiere fracturamiento hidráulico para producir cantidades comerciales, ya que se encuentra naturalmente fracturado (fracturas con permeabilidad de 0.1 mD a 50 mD). Para su extracción, los pozos siempre van a tener una primera fase de desagüe cuya producción inicial es principalmente agua para luego pasar a la producción estable de gas natural. El estado inicial del desagüe genera un costo adicional y dependiendo de las propiedades del agua (principalmente salinidad) debe ser reinyectada al subsuelo o tratada para otros usos.

Crudos pesados Es el hidrocarburo cuya viscosidad varia entre 10 a 100 cP. Por lo tanto, no fluye naturalmente bajo condiciones originales. Para su extracción es necesario aplicar tecnología no convencional como inyección de vapor para alterar la viscosidad de hidrocarburo y hacer que que el petróleo fluya a superficie.

11

ANÁLISIS

Exploración en yacimientos de roca generadora Sandra Céspedes1 y Nataly Chacón2 1. Geóloga Senior Ecopetrol 2. Geóloga Independiente

¿Qué pasaría en nuestro país si en los próximos años no se encuentran más reservas de hidrocarburos?

R

esponder a esta pregunta supone un ejercicio lleno de incertidumbres que debe generar inquietud entre los geocientíficos, quienes son algunos de los llamados a buscar alternativas para incrementar las actuales reservas de hidrocarburos del país, al igual que de brindar otras opciones de sustitución de esta fuente de energía, propendiendo por un desarrollo social y ambientalmente sostenible.

Cambiar la dependencia del petróleo, en el corto plazo, es un tema que no se ve fácil, especialmente si tenemos en cuenta que actualmente aproximadamente el 95% del transporte (terrestre, aéreo y marítimo) depende de esta fuente de energía y no se vislumbra que en los próximos 20 años esta situación vaya a cambiar drásticamente. Aunque el mercado de los carros eléctricos viene aumentando, las proyecciones indican que para el 2050 apenas un 15% del total de los vehículos en el mundo

serán eléctricos (EIA, 2019). Adicional a esto, en el tema del transporte aéreo no ha habido mayores avances en el desarrollo de otras fuentes de energía.

Por otro lado, hay que tener en cuenta que los productos derivados del petróleo constituyen la materia prima para muchas industrias y para la manufactura de muchos artículos de uso cotidiano, para los cuales aún no se tienen sustitutos (Figura 1). Mucho se ha hablado de acelerar la transición hacia las llamadas energías renovables (solar, eólica, entre otras), que tendrían numerosas ventajas desde el punto de vista de protección del ambiente, pero no suponen un sustituto de las materias primas derivadas de la refinación y la industria petroquímica. Hay que tener presente que, para fabricar los paneles solares o los molinos de viento, por ejemplo, se requiere de productos derivados del petróleo. Es decir, estas alternativas podrían suplir las necesidades

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Los productos derivados del petróleo constituyen la materia prima para muchas industrias y para la manufactura de muchos artículos de uso cotidiano.

Figura 1. ¿Qué se puede hacer con un barril de petróleo? (Figura adaptada de Business Insider ,2016)

de energía, pero no reemplazarían los productos derivados del petróleo.

Es de dominio público que, en Colombia la producción de hidrocarburos de los campos tradicionales presenta una acelerada declinación y los nuevos recursos por descubrir, asociados a yacimientos convencionales, podrían no ser suficientes para suplir las necesidades, tanto de gas como de líquidos, en un futuro cercano. Es por esto que, se hace necesario buscar con sentido de urgencia fuentes de reposición y crecimiento de reservas de hidrocarburos que permitan mantener la autosuficiencia. Viabilizar la exploración de los yacimientos no convencionales en el país, surge como una de las alternativas que ofrece mayores posibilidades para conseguir las reservas que se necesitan, inclusive para apalancar la transición energética.

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El desarrollo de los yacimientos no convencionales ha tomado importancia por el avance en tecnologías de extracción y en el desarrollo de procesos que han mostrado importantes resultados, no solo en maximizar su producción, sino también en la reducción de los impactos de entorno asociados. Este desarrollo ha llevado a Estados Unidos a convertirse en el mayor productor de petróleo (EIA, 2019), por encima de Arabia Saudita y Rusia, y motiva a adelantar la exploración en otras partes del mundo donde se ha identificado la presencia de importantes recursos asociados a estos yacimientos (EIA 2013). ¿Que son los yacimientos de roca generadora?

Los yacimientos de “gas y petróleo de lutitas” (traducción de “shale gas / shale oil”) o “yacimientos de roca ge-

ANÁLISIS neradora” son yacimientos continuos en los que la roca generadora de hidrocarburos actúa también como roca reservorio o roca donde se almacenan los hidrocarburos (Figura 2). Es decir, en estos yacimientos no convencionales, todos los procesos, desde la generación hasta la acumulación de los hidrocarburos, suceden en una misma roca, la roca generadora. La diferencia con los yacimientos convencionales es que los hidrocarburos se generan en una roca y luego migran o se mueven hasta almacenarse en otra roca, la roca reservorio, la cual se encuentra asociada a una estructura o trampa que está rodeada o confinada por otra roca, denominada roca sello, que no permite que el hidrocarburo se escape. Hay que resaltar que, los hidrocarburos que se producen tanto de yacimientos convencionales como no convencionales son los mismos, es decir es el mismo petróleo y el mismo gas.

Los yacimientos de roca generadora (en adelante llamaremos YRG) se ca-

racterizan porque una parte importante del petróleo y gas generado se queda retenido en ella misma, no es liberado o expulsado, porque estas rocas tienen propiedades limitadas como reservorio.

En estas rocas, los poros o espacios donde se alojan los hidrocarburos casi no están conectados, esto es lo que se llama baja permeabilidad, por lo que los hidrocarburos no pueden fluir ni salir de la roca tan fácilmente como sucede en los yacimientos convencionales. Por esto, se requiere de técnicas de estimulación o fracturamiento hidráulico y se llama así porque se hace inyectando fluidos a altas presiones, de tal manera que, en puntos muy localizados en el subsuelo, a grandes profundidades, se fractura la roca de manera controlada, generando pequeñas fracturas que conectan los poros en donde se encuentra el hidrocarburo, permitiendo que este fluya.

Desde hace muchos años se conocía que, en las rocas generadoras se quedaba una fracción importante de hi-

Los hidrocarburos que se producen tanto de yacimientos convencionales como no convencionales son los mismos.

YACIMIENTOS CONVENCIONALES Vs NO CONVENCIONALES

Figura 2. Yacimientos convencionales vs no convencionales (ANH ,2019). Para explotar los Yacimientos no convencionales de roca generadora es necesario perforar un pozo con una sección vertical y otra horizontal dentro la roca que contiene el hidrocarburo, como puede verse en el recuadro rojo.

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drocarburos (figura 3). El problema es que no existía la tecnología adecuada para extraerlos de forma económica y sostenible. El desarrollo de las técnicas de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico multietapa es lo que ha permitido acceder a estos recursos, de forma eficiente.

En términos generales, los YRG son yacimientos de rocas de grano muy fino, ricos en materia orgánica, que se acumularon en ambientes sedimentarios de baja energía como pantanos, ciénagas, lagos, estuarios y ambientes marinos (Passey et al., 2010). Estos sedimentos con materia orgánica son enterrados por el peso de nuevos sedimentos, y a ciertas profundidades, bajo condiciones de presión y temperatura, la materia orgánica se transforma en hidrocarburos. Las rocas generadoras de origen marino tienden a ser potencialmente petrolíferas, en tanto que, las de origen terrestre (como el carbón) tienden a ser potencialmente gasíferas.

La producción de los YRG, principalmente en la cuenca del Pérmico (Permian basin), es lo que ha convertido a Estados Unidos en el principal productor de hidrocarburos en el mundo y Argentina volvió a ser un país exportador de gas, gracias a la explotación de hidrocarburos no convencionales de la Formación Vaca Muerta. En Colombia, en diferentes estudios, se ha mencionado el potencial asociado a la Formación La Luna, la cual es considerada una roca generadora de clase mundial, pero hay que adelantar la exploración para confirmar ese potencial, el cual podría ayudar a incrementar las reservas de petróleo y gas en el país. ¿Cómo explorar los yacimientos de roca generadora?

El reto en la exploración de YRG no es encontrar los hidrocarburos, el reto es encontrar las mejores áreas o “sweet spots”. Es decir, encontrar los intervalos y las áreas con las mejores condiciones, tanto de subsuelo como de superficie, para obtener la máxima productividad comercial de estos yacimientos. Para identificar estas áreas y los intervalos prospectivos hay que evaluar diferentes parámetros, los cua-

les definen la calidad de un yacimiento de roca generadora. Estos parámetros pueden agruparse en tres categorías o factores de calidad (Jeff Aldrich & John Seidle, 2018), a saber: 1. La calidad de la roca para generar hidrocarburos (calidad orgánica); 2. La calidad para almacenarlos (calidad de la roca) y 3. La calidad o capacidad de estas rocas para responder a la estimulación (calidad mecánica). Entender en qué consisten estos factores es clave en el proceso de exploración de los YRG, por eso a continuación vamos a explicar con más detalle en qué consisten.

1. Calidad orgánica (CO) Se determina a partir de la evaluación geoquímica, la cual permite estimar el potencial de generación de estas rocas y el tipo de hidrocarburos a producir. Entre los principales parámetros a evaluar se encuentran el contenido orgánico total (COT), el tipo de kerógeno y la madurez del material orgánico.

El COT es expresado en porcentaje en peso de carbono orgánico y da una idea del potencial de generación de hidrocarburos, valores por debajo de 0,5% indican que la generación de hidrocarburos es casi nula, a partir del 1% son aceptables y rocas entre 2% al 10% son consideradas buenas a excelentes generadoras (Alexander et al. 2011). El kérogeno es la fracción orgánica contenida en las rocas sedimentarias y define el tipo de hidrocarburos que se puede

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Figura 3. Diagrama ilustrativo de la distribución de hidrocarburos generados, conocido como balance de masas (ANH ,2019). Aproximadamente el 45% de los hidrocarburos generados quedan retenidos en la roca generadora, de ahí el gran potencial asociado a los YRG.

ANÁLISIS generar. Hay 3 tipos de kerógenos que pueden generar hidrocarburos: tipo I generador principal de petróleo, tipo II generador de petróleo y gas y tipo III generador principalmente de gas y condensados (Holditch 2011).

La madurez termal es una medida del grado de exposición a presión y temperatura a la que ha sido sometida la roca generadora y nos da idea del tipo de hidrocarburo que se ha generado (Figura 4). Al principio se genera petróleo y a medida que aumenta la temperatura y la presión se empieza a generar gas. Una de las técnicas comúnmente utilizadas para determinar la madurez termal de la roca generadora es la reflectancia de la vitrinita (Ro%).

En términos generales, la madurez de la roca generadora debe estar por encima de 0.6 % de Ro para asegurar que existe algún porcentaje de generación de hidrocarburos. La ventana de generación de hidrocarburos líquidos se encuentra entre 0.6 a 1.1 % de Ro, desde 1.1 % hasta 1.4 % de Ro se espera generación de hidrocarburos livianos a condensados y a partir de 1.4 % hasta 2 o más % de Ro se producirá gas seco (Alexander et al. 2011).

Se considera una roca generadora con calidad orgánica cuando esta tiene un contenido orgánico total (COT) mayor al 2%, se encuentra en ventana de generación de hidrocarburos, es decir la reflectancia de la vitrinita (Ro%) es mayor a 0.7 % y su espesor es mayor a 50 metros.

2. Calidad de la roca (CR) Con este factor se busca encontrar los intervalos dentro de la roca generadora con propiedades de roca reservorio. Para esto, se analizan las propiedades petrofísicas de manera similar a lo que se realiza para yacimientos convencionales como son: mineralogía, espesor, porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, entre otros; aunque con mayor énfasis en análisis para rocas de grano fino. Con estos parámetros se construye el modelo petrofísico del reservorio.

El modelo petrofísico para YRG es de especial complejidad porque en estos reservorios, además de tener en

VENTANA DEL PETRÓLEO

Figura 4. Correlación entre la generación de hidrocarburo, temperatura, profundidad y reflectancia de vitrinita (modificado de Reyes, 2013). En colores verdes se representa la presión y temperatura en que se forma el petróleo, y en colores amarillo y rojo, el gas bacterial y el gas termogénico respectivamente.

cuenta la matriz inorgánica (partículas de arcillas, cuarzo o carbonatos) y la porosidad inorgánica o asociada a estas partículas, que puede ser intragranular, intrapartícula, secundaria o asociada a fracturas naturales; hay que evaluar también la porosidad orgánica creada por la diagénesis de la materia orgánica (Piedrahita, 2016; Vernik, 2013). La diagénesis es un proceso de transformación de la roca o parte de esta, debido a la temperatura y presión en profundidad. Adicionalmente, los modelos petrofísicos varían dependiendo si el recurso esperado es gas o petróleo.

Estas rocas están compuestas principalmente de partículas diminutas de tamaño arcilla, ocasionalmente limos, que pueden o no tener una estructura laminar y su composición mineralógica varía significativamente, tanto vertical como lateralmente. En general, estos

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En síntesis los YRG que exhiben buena calidad de roca tienen contenidos de arcilla menor al 45%, porosidad mayor a 4% si se espera producir gas y mayor a 6% si es petróleo.

yacimientos tienden a tener bajo contenido de minerales de arcillas, lo ideal es que no sobrepasen del 45% para que se dejen fracturar, y alto contenido en cuarzo, feldespato y carbonatos como puede observarse en el diagrama de la Figura 5.

Determinar la porosidad y permeabilidad de estos yacimientos es complejo, precisamente por la heterogeneidad lateral y vertical que ellos presentan.

Para esto, se requiere de análisis de laboratorio especializados en núcleos o muestras de roca que se toman dentro del pozo, los cuales permiten calibrar la respuesta de los registros eléctricos. Adicionalmente, es recomendable adquirir registros especiales como resonancia magnética, gamma ray espectral, registro sónico dipolar, entre otros, para reducir las incertidumbres.

La tecnología permite que, a medida que avanza la perforación, se adquiera este tipo de registros los cuales nos dan información sobre el tipo, la calidad y condiciones de la roca.

Los YRG exhiben porosidades en el rango entre 4 a 12% y como se ha mencionado, su permeabilidad es extremadamente baja, a menudo en el rango de

CALCITA & DOLOMITA

Figura 5. Comparación de la mineralogía predominante de diferentes yacimientos no convencionales del mundo (modificado de Sonnenberg, 2014). Estos yacimientos tienen mayores contenidos de cuarzo, feldespato y carbonatos y se busca que el contenido de arcilla no supere el 45%, limite mostrado con la línea roja.

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los nanodarcy. Comparativamente, las lutitas tienen mil veces menos permeabilidad que las areniscas apretadas y hasta un millón de veces menos que las areniscas en yacimientos convencionales (Cámara y Pendas, 2013). Es por esto que, se requiere utilizar técnicas, como fracturamiento hidráulico, para mejorar la permeabilidad y así mismo incrementar su productividad.

La presencia de fracturas naturales en la roca favorece una mayor interconexión entre los poros, aumentando la permeabilidad de estas rocas, lo que puede favorecer la productividad con una estimulación adecuada o incluso, en algunos casos, si la red de fracturas es muy densa, puede no requerirse de fracturamiento hidráulico, en etapas tempranas del desarrollo. Este es el caso del yacimiento de Marcellus en Pensilvania (USA), donde un sistema de fracturas abiertas ayuda a tener producciones iniciales importantes. La formación Vaca Muerta, en casos puntuales, ha producido hidrocarburos sin la necesidad de fracturamiento hidráulico (Askenazi, et. al., 2013). En Colombia, el pozo Olivo -1, que perforó una sección horizontal de la Formación La Luna, obtuvo productividades iniciales por encima de 2000 barriles de petróleo día, de 16° API, sin fracturamiento hidráulico, lo que se asocia a la presencia de una red efectiva de fracturas naturales.

En síntesis los YRG que exhiben buena calidad de roca tienen contenidos de arcilla menor al 45%, porosidad mayor a 4% si se espera producir gas y mayor a 6% si es petróleo y es deseable la presencia de fracturas naturales.

3. Calidad mecánica (CM) Esta variable está relacionada con determinar los intervalos y las áreas para ubicar los pozos que presentan adecuadas propiedades geomecánicas y responder favorablemente a la estimulación o fracturamiento hidráulico.

Para esto, se requiere entender y analizar algunas variables como el régimen de esfuerzos, su magnitud y orientación, la presión de poro, la resistencia efectiva de la roca, la mineralogía, armazón de la roca y las fracturas naturales (Le-

ANÁLISIS Compte et al. 2009). La caracterización geomecánica también debe incluir el análisis de las propiedades mecánicas de la roca como la anisotropía, la fragilidad y la dureza.

Seleccionar adecuadamente el intervalo a fracturar en un YRG es un factor clave para tener mayor probabilidad de éxito. Si se selecciona un intervalo dúctil (roca que se resiste a la fractura y se deforma) se necesitará de más energía para fracturarlo y las fracturas creadas tenderán a cerrarse rápidamente, aumenta la exposición a mayores riesgos operativos impactando la productividad de estos yacimientos (Coutiño. 2016). La mineralogía es uno de los parámetros importantes para determinar la fragilidad o ductilidad de los yacimientos de roca generadora. La proporción de contenido de cuarzo, carbonato y arcilla, determinan de manera significativa los parámetros elásticos y por consiguiente que tan eficientemente la fractura hidráulica estimulará la roca (Askenazi, et. al., 2013).

El régimen de esfuerzos presente es uno de los factores más importantes para diseñar un pozo, fracturarlo y producirlo. La orientación del pozo debe estar acorde al sistema de esfuerzos en sitio y se debe buscar la dirección donde se logre la mayor estabilidad posible durante la perforación. El campo de esfuerzos locales está definido por tres esfuerzos de compresión principales y perpendiculares entre sí, estos son: el esfuerzo vertical ( v) conocido como esfuerzo de sobrecarga, causado por el peso de la roca que suprayace un punto de medición y los esfuerzos horizontal máximo y mínimo ( Hmax y Hmin) como se muestra en la Figura 6.

Las magnitudes y orientaciones de estos tres esfuerzos principales son determinadas por el régimen tectónico de la región y por la profundidad, la presión de poro y las propiedades de las rocas, que definen cómo se transmite y se distribuye el esfuerzo entre las formaciones. La relación entre estos esfuerzos determina el tamaño y orientación de la fractura y la magnitud de la presión necesaria para crearla (Nolen-Hoeksema R., 2013).

Para obtener fracturas favorables es necesario evaluar la probabilidad

Figura 6. Diagrama del campo de esfuerzos locales y propagación de las fracturas hidráulicas (Nolen-Hoeksema R., 2013). Se muestran los tres esfuerzos de compresión principales (flechas rojas), resaltando que los pozos horizontales deben navegar preferencialmente en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo ( Hmin), las fracturas se propagan en la dirección del esfuerzo horizontal máximo ( Hmax).

de tener un esfuerzo horizontal mínimo, menor al esfuerzo vertical principal ( Hmin < v ), para que la fractura crezca en un plano casi vertical. Adicionalmente, hay que tener en cuenta que cada tipo de roca responde de manera distinta a los esfuerzos a que son sometidas, algunas se fracturan o quiebran y otras se deforman sin fracturarse. De las primeras, se dice que su comportamiento mecánico es frágil y de las segundas, elástico.

Otro parámetro importante a evaluar es el gradiente de fractura, que es la presión requerida para inducir fracturas en una roca a una profundidad dada. Este está directamente relacionado con el régimen tectónico del área, por ejemplo: la misma roca tendrá un menor gradiente de fractura al estar bajo la influencia de un esfuerzo tensional, o fuerzas lineales actuando en sentidos opuestos y divergentes, comparados con un esfuerzo compresivo, o fuerzas lineales actuando en sentidos opuestos y convergentes (Caballero).

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Foto Lina Perez

Para Ye et al. (2019) las rocas más adecuadas para fracturar tienen un alto índice de fragilidad y un bajo esfuerzo horizontal. El índice de fragilidad depende del módulo de Young y el módulo de Poisson, que son parámetros utilizados para medir la resistencia de una roca y su deformación. Para que un yacimiento de lutitas sea prospectivo debe presentar altos valores en el módulo de Young (> 3,5 x 106 psi) y bajos valores del módulo de Poisson (< 0,25) (Britt y Schoeffler, 2009).

Entender la calidad mecánica de la roca es fundamental para diseñar una operación de fracturamiento hidráulico eficiente y segura. Este conocimiento permite determinar con que presión se debe bombear el fluido para fracturar las rocas, de tal forma que la fractura permanezca dentro del intervalo seleccionado, así como de determinar la composición del fluido de fractura y del material propante (que son las partículas sólidas que se mezclan con el fluido de fractura para ayudar a mantener abierta las fracturas después de que se interrumpe el bombeo). Las operaciones de estimulación hidráulica son monitoreadas cuidadosamente por los ingenieros, para asegurarse que estas

proceden de forma segura y conforme a lo planeado. Áreas prospectivas para yacimientos de roca generadora Se definen como aquellas áreas donde se presenta la mejor combinación posible de los tres factores de calidad. Es decir, donde estén presentes rocas con buena calidad orgánica, que tenga intervalos con buena calidad de reservorio y que estos intervalos presenten buenas calidades mecánicas para responder favorablemente a la estimulación hidráulica y por ende obtener mayores productividades (figura 7).

Para identificar las áreas prospectivas se deben realizar estudios integrados que permitan obtener mapas regionales, de los principales parámetros que definen la calidad de un yacimiento de roca generadora. Esto se puede hacer siguiendo las metodologías de evaluación de probabilidad de éxito conocidas (Play Fairway Maps, Common Risk Segment, Play Chance Mapping, etc), lo que permite tener un mejor entendimiento de la distribución y las variaciones regionales de estos parámetros. Estos mapas, además de ayudar a identificar las áreas prospec-

Foto Andrés Tangarife

Figura 7. Diagrama ilustrativo de la definición de área prospectiva o “sweet spot” (modificado de Jeff Aldrich & John Seidle, 2018).

Este diagrama ilustra que donde se superponen o están presentes las mejores características de los factores de calidad se tienen las áreas donde la productividad puede ser mejor.

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ANÁLISIS tivas, también permiten analizar las incertidumbres y los riesgos de cada área, permiten realizar las estimaciones de recursos y ayudan a definir las diferentes estrategias para convertir en reservas los recursos prospectivos estimados (Figura 8).

Un estudio reciente del potencial de yacimientos de roca generadora en Colombia, presentados por la ANH en diciembre de 2019, establece que, las cuencas con mayor potencial para YRG son: Valle Medio del Magdalena, Cesar-Ranchería, Cordillera Oriental, Catatumbo y Valle Superior (Figura 9).

La cuenca del Valle Medio del Magdalena es la que presenta el mayor potencial, con expectativas para petróleo y gas de la Formación La Luna y gas principalmente de la Formación Tablazo. En resumen, se estima un potencial de recursos prospectivos, de las cinco cuencas, de 8.234 millones de barriles de petróleo (mbp) y para gas de 167 tera-pies cúbicos (tpc). Confirmar este potencial puede ayudar a disminuir la

brecha de reposición y crecimiento de reservas de hidrocarburos y a mantener la autosuficiencia del país.

Si bien se tiene el propósito de incrementar el uso de energías renovables, por efecto de la crisis climática, el petróleo y el gas seguirán siendo, en el corto y mediano plazo, recursos energéticos indispensables tanto para el desarrollo como para la transición energética. En el corto plazo, el gas será vital para los procesos industriales y para el transporte de mercancías a largas distancias, porque es una fuente de energía eficiente y económica. Además, el gas ha ayudado a reducir las emisiones de carbono y por ende a disminuir la contaminación atmosférica, por lo que se debe continuar buscando las opciones para reemplazar e incrementar las reservas de petróleo y gas que tiene el país.

La industria de los hidrocarburos no tiene la intención de afectar el territorio ni la vida de las comunidades, sino de procurar los recursos energéticos que demanda el país para el beneficio

Volumenes In Place Retention Capacity

Foto Francisco Rodriguez

de sus habitantes, propendiendo por un desarrollo social y ambientalmente sostenible.

Consideramos que realizar los Proyectos Pilotos Integrales de Investigación (PPII), recomendados por la comisión interdisciplinaria independiente designada por el Gobierno Nacional, brindará la oportunidad de adquirir información y conocimiento, tanto de los impactos como de los beneficios de la implementación de la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa en pozos horizontales para explotar los yacimientos de roca generadora.

Resource Assessment Recoverable Sweet-Spots

Figura 8. Diagrama esquemático de la metodología “Shale Play Fair way maps” (Perez-Drago, et. al., 2018). La superposición de mapas, que representan diferentes parámetros de interés, nos permiten identificar las áreas de mayor prospectividad, es decir, la zona donde hay mayor probabilidad de obtener mejores productividades.

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RECURSOS PROSPECTIVOS PLAY YRG COLOMBIA

Figura 9. Mapa de Colombia, mostrando las cuencas y las áreas más prospectivas para yacimientos de roca generadora (ANH, 2019). En el recuadro de la derecha se muestra el detalle por cuenca de los diferentes cálculos para recursos prospectivos y recursos prospectivos recuperables de petróleo y gas.

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OPINIÓN

Riesgos asociados con el fracturamiento hidráulico (fracking) en yacimientos no convencionales.

Carlos Ortega Galvis Coordinador de Pedagogía - Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP.

Contexto Introductorio En nuestro país la constitución política establece distintos mecanismos de diálogo, precisamente para que su espíritu democrático se refleje en las diferentes actuaciones públicas y privadas, y obre como un integrador en el territorio nacional. No obstante, en Colombia la realidad suele ser más compleja, el mandato constitucional no siempre funciona como está previsto y la crisis de gobernabilidad es más notoria en los territorios. Algunos afirman que el modelo centralista ha hecho crisis y proponen nuevas formas de ordenamiento y gobernanza.

En los territorios hay una creciente inconformidad contra la industria del petróleo, que afecta de manera evidente el desarrollo del sector, principalmente en las fases de exploración, producción y transporte. Las protestas, más allá de sus pretensiones particulares, parecieran desconocer la importancia que petróleo y gas representan en la economía nacional y regional, se han vuelto una práctica recurrente sin

Nota de autor. Las fuentes bibliográficas anexas son referencias calificadas, que contribuyen al entendimiento de los temas abordados en este artículo de opinión. Dado que los textos están en inglés, el Programa de Pedagogía Regional de la ACGGP ofrece su colaboración a la organización que pueda requerirla. Lo expuesto en el presente artículo es responsabilidad directa del autor.

que necesariamente exista una razón de fondo que justifique tal comportamiento. Lo que se refleja en el territorio es la discrepancia entre institución, sector de hidrocarburos y comunidad.

El diálogo, como alternativa para buscar puntos de encuentro y resolver diferencias, pareciera estar condicionado a mecanismos transaccionales que han dejado saldos pedagógicos negativos y que impiden progresar hacia un relacionamiento proactivo.

Así, en un contexto polarizado por múltiples factores, se desarrolla la discusión sobre el fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales, para un país cuya economía es altamente dependiente de su producción de hidrocarburos y que tiene la necesidad de reponer reservas en el corto tiempo. Esta discusión controversial necesita verda-

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deros mecanismos de relacionamiento, a través de un dialogo honesto, que nos sitúen a todos en la misma dirección. Va siendo tiempo de nuevos paradigmas determinados por novedosas formas gobernanza social y ambiental.

El fracking, como se le conoce desde los movimientos opositores, no es más que el perfeccionamiento de una técnica que permite la producción de hidrocarburos en determinados tipos de roca, es la evolución tecnológica de una industria eficiente, que garantiza cerca del 80% de la demanda energética mundial. Producir este tipo de yacimientos es parte de los nuevos paradigmas exploratorios.

En varios países del mundo, el fracking es objeto de múltiples controversias, algunos opinan que causa problemas irreparables, otros, sostienen lo contrario. En medio de estas opiniones encontradas, surgen propuestas intermedias como el desarrollo de Proyectos Pilotos Integrales de Investigación PPII, que puedan dar la tranquilidad suficiente a la hora de tomar la decisión sobre la conveniencia o no del fracking. Estos proyectos piloto, no son una amenaza, podrían ser la mejor oportunidad para conocer la operación, dejar a un lado tanta polarización inútil y decidir con base en el conocimiento directo. El peor escenario sería negarse de entrada la posibilidad de producción de hidrocarburos a través del fracking.

Para superar esta controversia es necesario hablar el mismo lenguaje, si un interlocutor no comprende lo que el otro afirma, se rompe el principio elemental de la comunicación. El reto de los Proyectos Pilotos Integrales de Investigación PPII, es propiciar un diálogo honesto donde se escuchen las diferentes opiniones y se construya un acuerdo que represente una verdadera oportunidad para todos, de tal manera que el punto de partida es poner la discusión, independiente de su complejidad técnica, política, ambiental y social, en un lenguaje al alcance de todos.

Para comenzar, ¿Qué significa la palabra riesgo?

Lo positivo de esta discusión es que nadie niega que esta actividad implica una serie de riesgos a los que hay que

poner mucha atención. Aunque es uno de los temas con mayor consenso, la discusión se complica por la subjetividad con que se interpreta el significado de la palabra riesgo. Para algunos es una advertencia, para otros representa un impacto, razón por la cual, en derecho, algunos invocan el principio de prevención y otros el principio de precaución.

En sentido estricto, riesgo es la probabilidad que ocurra un contratiempo, algo no deseado y el impacto se refiere a la ocurrencia de dicho contratiempo.

Por tal razón, cuando se evalúan los riesgos asociados a una actividad determinada, se toman medidas y acciones para evitar que sucedan.

En toda actividad humana se tienen riesgos, ir al trabajo, hacer un viaje, desarrollar una idea de negocios, comprar una casa, bajar unas escaleras, etc.

Veamos un ejemplo sencillo: si una persona duerme en un camarote tiene el riesgo de caerse, si se acuesta ebrio el riesgo de caída es alto, si pone una baranda protectora el riesgo de caída es bajo, si la persona está muy alicorada lo mejor es que duerma en el piso. Decimos entonces que, la consecuencia de dormir alicorado en un camarote podría ser caerse del camarote y que la manera de evitarlo es colocar una baranda o dormir en el piso. La consecuencia de un riesgo se conoce como impacto y la ocurrencia del impacto confirma que el riesgo se materializó, es decir se hizo realidad. Si la persona se cae del camarote el impacto (golpe) es mayor que si se cae de la cama, o si se cae del colchón.

Miremos otro ejemplo, conducir un vehículo no quiere decir que vaya a ocurrir un accidente, podría ocurrir, pero si se hace de manera responsable y se toman medidas de precaución, la probabilidad que ocurra es baja. Estos ejemplos sencillos muestran que hablar de riesgo no significa que ocurra, los riesgos no siempre se materializan y con menor probabilidad si previo a cualquier actividad se toman medidas para evitarlo.

Dicho lo anterior, el que haya un riesgo o un conjunto de riesgos no quiere decir que se este en inminente peligro.

En muchas actividades industriales, como la exploración y producción de

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Foto Freddy Corredor

petróleo, se pueden presentar varios riesgos ya conocidos. Razón por la cual, la ley obliga su identificación, evaluación y estrategia de manejo, previamente al desarrollo de la actividad. Esta actividad se llama gestión integral del riesgo y consiste en evitar que este ocurra, o en caso de que se materialice, se genere el menor impacto. La gestión del riesgo es un ejercicio de planificación muy detallado que se controla con rigurosidad durante la operación, tiene un plan de acción definido y es aprobado previamente por las autoridades competentes. Identificar los riesgos no es irresponsabilidad, todo lo contrario, sería irresponsable no identificarlos.

Es obligación de las compañías informar sobre los riesgos y posibles impactos, compartir dicha información con las comunidades e instituciones locales y regionales, y por qué no, incluso enriquecer el estudio y las medidas para mitigarlos con el conocimiento de los habitantes del territorio. La gestión de riesgos no se define solamente en función de personas y comunidades, involucra aspectos mucho más am-

OPINIÓN plios como la operación, el medio ambiente, la infraestructura, la seguridad, entre otros.

Hablando del petróleo, los riesgos asociados con operaciones convencionales y no convencionales son muy similares, son conocidos y se han manejado de manera apropiada durante muchos años, por fortuna, la industria del petróleo tiene estándares operacionales de muy alta calidad que dan la tranquilidad en una gestión del riesgo responsable.

Es preciso reconocer que se ha perdido confianza entre comunidades, compañías del sector e instituciones y que buena parte de esta situación se debe a problemas de comunicación, promesas de valor no cumplidas, mecanismos de relacionamiento inapropiados y poco entendimiento de la operación y sus riesgos asociados. Así que, los PPII son una gran oportunidad para hacer una gestión de riesgos proactiva, entre todos los grupos de interés.

Riesgos asociados a la operación del fracking o fracturamiento hidráulico Es claro que las comunidades y demás grupos de interés tienen el derecho a conocer los riesgos asociados al fracking. Su identificación y manejo será presentado por las compañías para aprobación de las autoridades y para el conocimiento de los habitantes del territorio.

De una lista extensa, vamos a revisar y explicar los riesgos más controversiales, con la expectativa de que en los PPII los grupos interesados puedan participar en su gestión y monitoreo.

un cemento muy resistente, capaz de soportar la presión de la roca a lo largo de la trayectoria del pozo (Figura 1). En la parte superior del pozo, donde está la secuencia de acuíferos (300 a 800 metros, dependiendo del diseño del pozo) se intercalan barreras de protección. Es decir, cemento - tubo - cemento – tubo – cemento - tubo, para aislar el pozo de la formación geológica y evitar que el petróleo que viene de la parte profunda del pozo, por un tubo muy delgado, entre en contacto con el agua de los acuíferos. Este procedimiento se hace de tiempo atrás en todo los pozos de petróleo, y los pozos de fracking no serían la excepción. ¿Cómo evitar que el petróleo, al llegar a la superficie, entre en contacto con las aguas superficiales?

Los fluidos que vienen del yacimiento hacia la superficie viajan a través de un tubo hasta unos tanques sellados (circuito cerrado) en donde se hace el

Hablando del petróleo, los riesgos asociados con operaciones convencionales y no convencionales son muy similares.

proceso de separación de fluidos. En el separador al menos se tienen tres válvulas, cada una conectada a una tubería. Por una, sale el gas hacia el gasoducto o hacia la tea, en caso de que el gas se queme, por otra, sale el petróleo hacia tanques de almacenamiento, de ahí va al carro tanque o el oleoducto, y en la tercera válvula, sale el agua hacia los tanques de tratamiento.

Conductor

Cemento

Intervalo Acuíferos de Agua dulce

Superficie

Cemento

¿Si se hace fracking se contaminan las aguas Intermedio subterráneas?

No debería, porque el fracturamiento de la roca se hace a grandes profundidades abajo de los acuíferos y la longitud de Cemento las fracturas nunca llegan hasta los acuíferos. La contaminación podría ocurrir si el hidrocarburo que viene del yacimienProducción to, escapa del pozo y entra en contacto con las aguas subterráneas.

Para evitar este riesgo se hace el revestimiento del pozo, que consiste Figura 1. Esquema de las barreras de protección que evitan que fluidos del yacimiento entren en entubar el hueco de la perforación y en contacto conen la secuencia roca. Estas barreras impidende que el hidrocaburo contamine Figura 1.

De manera esquemática donde sedemuestran las barreras protección que evitan que pegar el tubo a la pared de la roca con los acuíferos de interés.

fluidos del yacimiento entren en contacto con la secuencia de roca. Estas barreras impiden que el hidrocaburo contamine los acuíferos24 de interés.

El agua que proviene de la formación, contaminada con petróleo y gas, se trata con procesos físicoquímicos, se reutiliza o se dispone bajo los parámetros de calidad autorizados por la autoridad competente. Las tuberías, separadores, tanques por donde se llevan los fluidos deben ser revisados diariamente para evitar fugas en superficie.

Aunque casi nunca suele ocurrir, en el momento de la perforación de un pozo, se puede presentar un estallido o patada de pozo que cause derrame hidrocarburos en la superficie. Este riesgo, de eventuales derrames, se contempla en los diseños de la locación que incluyen elementos físicos, como canales y separadores de fluidos, y un plan de acción inmediato.

Separador Gas Crudo Agua

Separación Gas

Crudo Separación Agua

Separación Crudo

Conductor Cemento Superficie Cemento Intermedio

Cemento

¿Si se hace fracking se agotan las Producción aguas superficiales?

Hacer fracturamiento hidráulico Figura esquemáticaFigura en donde se muestra el proceso de separación de fluidos.

Idealmente de 2. Esquema del proceso de separación de fluidos.

Idealmente, paralos un tanques mejor control no demanda cantidades importantes de eventuales derrames de fluidos, los tanques de separación, almacenamiento y tratamiento separación, almacenamiento y tratamientos de fluidos deben estar a una altura de la superficie con el fin que de agua, como se requieren en otras de fluidos estar a una altura de la superficie. se pueda hacer un control de derrame de fluidos en superficie.

A la deben derecha un esquema representativo de un actividades industriales y agrícolas. En separador (tomado del Sena). general, la industria del petróleo tiene consumos de agua por debajo del 3% a nivel nacional. Las operaciones en po- nes suficientes que las comunidades zos convencionales (los que se tienen requieren, y por qué no, contribuir en actualmente en el país) requieren más la solución de las necesidades de agua agua que las operaciones en pozos no que la comunidad tiene. convencionales tipo fracking.

El uso del agua para toda operación ¿Hacer fracking agrieta o fractura de hidrocarburos siempre es aproba- la tierra hasta la superficie? do y controlado por las autoridades Se ha dicho, equivocadamente, que ambientales, quienes se encargan de hacer fracking agrieta la tierra hasta la garantizar que el recurso no se agote superficie y que a través de esas grietas y que la región no se afecte. De hecho, suben los hidrocarburos hasta los acuísi en el territorio donde se va a perforar feros y la superficie contaminando las hay escases de agua las autoridades no aguas. Con esta fantasía se juega con la permiten su uso y las compañías deben buena fe de las personas. llevarla de otra región en donde no se Para fracturar el reservorio, cuya presente dicho problema. profundidad es superior a 3000 meEl agua es un recurso vital del tros, se utiliza una cantidad de enercual, en general, no se hace buen uso. gía suficiente para crear una red de Desafortunadamente hay poca cultu- micro fracturas, con longitudes, desra de protección del recurso hídrico, de el punto de fractura, no mayores pero este es fundamental porque se a 150 metros en distancia horizontal necesita para la mayor parte de las y 40 metros en distancia vertical (Fiactividades. Las compañías deberían gura 3). No hay manera que la fracturespetar y acoger esta preocupación ra se propague hasta los acuíferos y de las comunidades, ya que el agua es mucho menos hasta la superficie. Es su principal necesidad. Entonces, no un proceso muy controlado que se solo se trata de respetar la normativi- diseña con base en datos reales del dad existente, sino dar las explicacio- subsuelo.

Hay una creciente inconformidad contra la industria del petróleo, que afecta de manera evidente el desarrollo del sector.

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OPINIÓN Formación A

ZONA ACUÍFEROS

Formación B Formación C Formación D 100 ft

Formación E 300 ft

Formación F 300 ft

ROCA GENERADORA

Longitud y altura de la fractura

ETAPA FRACTURA

Figura 3. Esquema en donde se muestra la longitud y altura de la fractura hidráulica.

¿Para hacer fracking se inyectan en el subsuelo químicos peligrosos?

Para fracturar el reservorio se inyectan fluidos (líquidos) dentro de la formación que podrían contener petróleo y gas. El fluido se compone de 90 a 95 partes (%) de agua, 5 a 7 partes de propante (granitos de cuarzo tan diminutos como la cabeza de un alfiler) y 3 a 5 partes de aditivos químicos conocidos y de uso regulado por la ley. El porcentaje tan alto de agua en el fluido de fracturamiento, hace que los aditivos químicos se diluyan y no ofrezcan riesgos para la salud humana.

No obstante, debido a la preocupación manifiesta en este tema, las autoridades solo permiten el uso de pocos aditivos químicos debidamente controlados y las compañías que ofrecen el servicio de fracturamiento han venido desarrollando aditivos biodegradables. El fluido de fracturamiento nunca entra en contacto con ningún ser humano ni especie viva. ¿El fluido de fracturamiento tiene sustancias radiactivas?

El fluido de fracturamiento no tiene ningún aditivo químico radiactivo. La roca que contiene los hidrocarburos en

el subsuelo, es decir la roca generadora, podría contener trazas de minerales radiactivos, que podrían llegar a superficie con el fluido que retorna luego del fracturamiento. Esta situación es previsible dado que las rocas que contienen los hidrocarburos son conocidas y han sido estudiadas. La norma establece que al fluido de retorno se le deben hacer análisis físico químicos para establecer su composición y tratamiento.

Dado el caso de que el fluido contenga trazas de minerales radiactivos, solo se podría disponer o colocar en el lugar previsto una vez que el porcentaje de trazas radiactivas esté en los rangos admisibles por la norma, es decir un rango en el que no causa daños a ninguna persona.

Es importante reiterar que en superficie afloran muchas rocas de granos muy finos con trazas de minerales radiactivos, que no ofrecen riesgo alguno para la salud humana. Para tranquilidad de todos, utilizando equipos portátiles conocidos se pueden hacer estudios de radiactividad en superficie sobre las mismas rocas que en profundidad contienen los hidrocarburos, se pueden hacer mediciones indirectas de los registros de pozo actuales du-

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rante la operación, hacer mediciones directas en muestras de perforación e indirectas de los registros de pozo que se adquieran, y, por supuesto, análisis químicos del agua de retorno. ¿Durante el proceso de fracturamiento pueden ocurrir sismos?

Si pueden ocurrir sismos al inyectar fluidos de fracturamiento. En operaciones de fracking es obligatorio monitorear el momento de la inyección de fluidos de fractura para determinar si se está generando un sismo. Con este fin, se utilizan sensores de alta resolución que indican no solo el desplazamiento sino la energía del sismo. Para el manejo del riesgo, se usan sistemas de control tipo semáforo, en el que se define la magnitud o energía. En caso de sismo, a partir de la cual se debe suspender la actividad de fracturamiento para evitar daños y afectaciones.

Como las luces de un semáforo (verde, amarillo y rojo), se definen rangos de magnitudes que van desde las que permiten el fracturamiento, hasta las que obligan su suspensión y evaluación. Idealmente, el rango de magnitudes admisible no debería superar

magnitud 3 en la escala de Richter.

El monitoreo debe ser hecho por personas expertas bajo criterios de absoluta responsabilidad, en lo posible, habilitando un mecanismo para que autoridades, comunidades y grupos de interés puedan verificar que el monitoreo se hace de manera correcta y que la operación no está generando sismos que puedan causar daños. Con base en la amplia estadística que se tiene en países que hacen fracking, se podría determinar una distancia radial mínima (a la redonda) entre la operación de fracking y los lugares habitados por la comunidad. Igualmente, se deberán elaborar y conocer los planes de manejo de riesgos en caso de ocurrencia de sismo, modelando en lo posible diferentes escenarios. ¿El fracking puede afectar la salud humana?

Estudios en los Estados Unidos han constatado que, en algunas áreas cercanas a los pozos donde se ha hecho fracking hay una correspondencia en tiempos, entre el aumento de ciertas enfermedades con la actividad del fracking, en otras palabras, desde que

se ha hecho fracking ha aumentado el número de ciertas enfermedades, como gripa, migraña, asma y molestias visuales y respiratorias. Ningún estudio ha probado que el aumento de dichas enfermedades sea consecuencia directa del fracking. No obstante, como medida preventiva se sugiere que las autoridades hagan monitoreos de salud periódicos y definan ciertas distancias entre los habitantes y las operaciones de fracturamiento.

En línea con lo anterior, en USA, algunos señalan que por efecto del fracking se ha incrementado el número de partos prematuros, tema tampoco verificado, pero que por su gravedad demanda la máxima atención. Sin embargo, algunas personas afirman que esto ocurre, por lo que los estudios sugieren que se debe precisar si algunos partos prematuros son efectivamente la consecuencia de la operación de fracking.

Esta discusión es el reflejo varios asuntos entre los cuales se destacan desconocimiento del tema, desinterés para abordarlo, errores operacionales, desconfianza de las comunidades, desconfianza de la institucionalidad

Referencias para consulta.

regional, entre otros. No obstante, la discusión sobre riesgos asociados al fracking es una de las mayores oportunidades para construir consensos, comprender la operación y construir una alternativa de común beneficio.

Resolver las dudas asociadas al fracking implica un acuerdo entre los interesados, que incluye un trabajo detallado en la identificación, caracterización, medición y evaluación de los riesgos. De manera consciente, no es descabellado pensar que los Proyectos Pilotos Integrales de Investigación PPII son una gran oportunidad para cimentar nuevas formas de relacionamiento y desarrollo.

Es el momento oportuno para que la pedagogía de saberes entre en escena, como el mecanismo idóneo para generar nuevos acuerdos hacia una gobernanza social y ambiental. El diálogo de saberes se construye desde la responsabilidad y el respeto a la diferencia, es una comunicación recíproca que mediante el intercambio de verdades fortalece el territorio. La diferencia es el camino más seguro para reconstruir confianza, en todo diálogo, escuchar es el primer escalón para construir empatía.

Mckenzie, L., et al. (2018). Human health risk assessment of air emissions from development of unconventional natural gas resources.

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OPINIÓN

Perforación horizontal, completamiento, fracturamiento hidráulico y consumo de agua en pozos de yacimientos no convencionales

Vicente Hormizda CEO, OHCYS

Perforación horizontal Si se quiere saber si un equipo, herramienta, cultivo o comida se puede utilizar, aprovechar o degustar, se debe seguir un proceso para obtener lo que se busca y luego probar si cumple la expectativa. Es la manera como el ser humano ha conseguido su desarrollo a través del tiempo, experimentando para resolver su curiosidad. En ese mismo sentido, si se quiere saber la existencia de hidrocarburos en el subsuelo, la única forma de hacerlo es a través de la perforación de un pozo y la realización de diferentes pruebas para evaluar si es o no, técnica y económicamente, viable.

En el proceso de perforación se involucran una cantidad de expertos como ingenieros, geólogos, técnicos y otros especialistas en diferentes áreas, quienes trabajan mancomunadamente para extraer el hidrocarburo. Cuando se conoce el sitio exacto donde se realizará la operación, se inicia con adecuar el terreno para ensamblar las instalaciones que se necesitarán de manera se-

gura. Una vez se tiene todo a punto, se comienza la perforación con la ayuda de la broca, junto con diferentes herramientas que ayudan a empujarla y hacerla girar para ir triturando la roca.

Los residuos que se desprenden van saliendo a la superficie con la ayuda de un fluido de perforación que se conoce como “lodo de perforación”, este también ayuda a enfriar el equipo por la fricción que se crea al entrar en contacto con la roca. (Figura 1). Al pasar las primeras capas o formaciones donde se tienen depósitos de agua dulce, se saca la broca y se crea una zona de seguridad bajando una tubería de acero (revestimiento o casing) que se adhiere a las paredes del hueco con cemento para aislar el pozo del acuífero.

Pero, ¿cómo sabemos que este procedimiento fue exitoso?

Imaginemos que vamos en bicicleta y nos pinchamos. Con nuestro medio de transporte al hombro nos vamos al montallantas para desmontar la llanta y

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encontrar la causa de tal suceso. Luego de encontrar la causa el profesional hace su magia y recubre el orificio con un parche. Antes de volver a montar el neumático, realizamos una prueba con aire comprimido que nos indique si quedó algún poro no descubierto y si el arreglo cumplió su misión. Si se mantiene contenido el aire y no hay fugas se procede al montaje y continuamos nuestro viaje, pero en caso contrario, se debe volver a revisar la causa y realizar la operación tantas veces como sea necesario para que se mantenga la presión.

Una operación similar se realiza para saber si el aislamiento con cemento, entre el tubo de acero y el hueco, no tiene fugas. Consiste en inyectar dentro del pozo el “lodo” a un caudal constante hasta llenarlo y revisar si se mantiene la presión. Si esto sucede se continúa con la perforación, si no se vuelve a realizar la operación de cementación hasta que la prueba sea exitosa. El procedimiento se repite en cada tramo que se perfore

y se baje el revestimiento por dentro del anterior (como una especie de telescopio), quedando perfectamente aislado el pozo de las formaciones geológicas o capas de rocas y los eventuales acuíferos de agua dulce por dos o tres refuerzos de acero y de cemento. Es una acción que se repite en las diferentes etapas de la perforación hasta alcanzar el yacimiento objetivo (a determinada profundidad). Este método no es novedoso, se hace en todas las preforaciones, no es exclusivo del fracking y es un paso obligatorio, no solo para proteger los acuíferos sino para darle estabilidad al pozo. En otras palabras, proteger las aguas subterráneas es de vital importancia para todos.

En ocasiones, el yacimiento o formación objetivo tiene unas condiciones o parámetros complejos para su desarrollo que hace necesario tener varios pozos en una misma área para poder extraer el hidrocarburo, lo que va a hacer muy costosa su operación y en superficie tener que utilizar unas extensiones más generosas de terreno para la seguridad, manejo y mantenimiento de los pozos.

Otra opción es perforar un pozo horizontal el cual puede navegar por la formación, haciendo que se tenga más contacto con la misma y reemplazando varios verticales.Pero esa curva no la podemos hacer de forma instantánea, si no que tiene su ciencia.

Podemos suponer que vamos viajando por una carretera amplia a una buena velocidad y vemos nuestro destino a una cierta distancia, si esperamos a estar en el sitio y giramos de repente podremos hacer que nuestro vehículo pierda el control y generar un accidente. Pero si desde que divisamos nuestro objetivo comenzamos a girar poco a poco, llegará un punto en que nos encontremos de forma horizontal a la trayectoria que traíamos, sin haber sentido el cambio de dirección.

Si bien no es fácil imaginar la perforación horizontal, la tecnología existente tiene la capacidad de construirla, mediante el uso de un conjunto de herramientas, que son como el manubrio que está encima de la broca y la ayudan a girar para encontrar el ángulo deseado. Desde el punto de vista técnico,

Figura 1. Elementos del proceso de perforación de un pozo petrolero.

la perforación horizontal implica una desviación no menor a 86 grados con respecto a la trayectoria vertical. Una vez alcanzamos el ángulo deseado, comenzamos a perforar o a navegar dentro de la formación rocosa hasta llegar a la extensión deseada y repetimos la operación para bajar el revestimiento y cementarlo.

Esta técnica es mucho más compleja si se le compara con un pozo vertical, pero al estar en mayor contacto, dentro del yacimiento, se tendrá una mejor tasa de producción.

Completamiento Luego de llegar a la formación de interés, estamos listos para completar y obtener la producción optima de los hidrocarburos.

Para ello, debemos tener en cuenta toda la información que se obtuvo durante la perforación y algunos análisis previos que nos ayuden a interpretar: cuáles son las presiones que encontramos en las diferentes forma-

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Fuente: ACGGP 2020

Fuente: Facts of Hydraulic Fracturing.

Anadarko Petroleum Corp

OPINIÓN ciones, sus características, la composición de los fluidos que se encuentran confinados en el yacimiento y cómo se comportarían una vez sean puestos en producción. Con ese análisis, se diseña un plan ordenado de operaciones que ayude a corroborar la información adquirida.

Inicialmente bajamos dentro del pozo unas herramientas que toman registros (imágenes y datos) e identifican las mejores áreas o intervalos con posibilidad de hidrocarburos, o para ser desarrolladas, se verifica el espesor, la calidad de la cementación y la posible cantidad de hidrocarburos. Estos registros de pozo son como los exámenes de radiografía y resonancia magnética que utiliza un médico para confirmar o descartar alguna lesión y saber cuál es el mejor tratamiento.

Una vez identificados los intervalos y limpio el pozo, con unas herramientas especiales se generan varios orificios de pequeños diámetros a través del acero y del cemento que ayuden a conectar con el yacimiento y probar si el petróleo o el gas pueden moverse de forma natural. Esto se conoce cañoneo, es un proceso seguro, que no se siente en superficie ni causa daño alguno, por dichos orificios se busca que viaje el hidrocarburo desde la roca a la tubería de producción.

Definidos los intervalos, la fuerza o presión con que el hidrocarburo se puede mover y las restricciones que pueda tener, se determina la necesidad de algún sistema de levantamiento artificial o si puede fluir de forma natural y el mejor arreglo de la tubería de producción con sus diferentes válvulas para controlar el fluido que va desde la roca hasta la superficie.

Fracturamiento hidráulico Muchas veces, luego de terminada la perforación de un pozo y en el momento de completar las operaciones para ponerlo en producción, se puede encontrar un daño en la formación objetivo por el lodo de perforación, en muchos casos, debido a que el fluido entra en contacto con la roca y esta puede presentar una pequeña inestabilidad que tapa sus poros y la conectividad entre ellos. Otra posibilidad es que no haya daño alguno pero que esos mismos poros no estén interconectados, haciendo que el hidrocarburo no pueda moverse. En ambos casos se hace necesario reanudar los caminos que sufrieron daño o crear unos nuevos que unan los poros entre sí, para que el petróleo o el gas pueda fluir hasta el pozo.

Para lograr ese objetivo se usa una técnica que data desde los años 40´s del siglo pasado y se llama “fracturamiento

Los registros de pozo son como los exámenes de radiografía y resonancia magnética que utiliza un médico para conf rmar o descartar alguna lesión.

Fuente: EXXONMOBIL

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hidráulico” o “estimulación hidráulica”, cuyo principio consiste en bombear un fluido compuesto por agua, químicos y una arena natural o sintética (cuyos granos son diminutos y redondeados) a una alta presión que entra por el hueco entubado y cementado del pozo, con el fin de inducir unas fisuras en la roca y mejorar o crear los caminos por donde el hidrocarburo podrá desplazarse de manera controlada. Ver figura 3. Este fluido consta de más de 98% de agua y arenas especiales con la adición de unos pocos aditivos químicos en muy bajas concentraciones, cuya cantidad depende de las condiciones del pozo y del yacimiento.

Un tratamiento de fractura típico utilizará concentraciones muy bajas de entre 3 y 12 sustancias químicas y cada componente tiene un propósito específico.

Por ejemplo, los fluidos predominantes que se utilizan actualmente son base agua mezclados con reductores de la fricción entre el fluido y las paredes de los revestimientos, permitiendo que los fluidos de fractura y arena (típicamente de sílice), u otros materiales sólidos llamados propantes o apuntalantes, sean bombeados a la zona objetivo a una tasa más alta y presión reducida que si solo se usara agua.

Otros aditivos incluyen: gelificante para llevar la arena en suspensión, biocidas para prevenir el crecimiento de microorganismos y reducir la bioincrustación de las fracturas, eliminadores de oxígeno y otros estabilizadores para evitar la corrosión de los revestimientos y ácidos que se usan para eliminar el daño del lodo de perforación dentro del área cercana al pozo. La industria siempre está en continua mejora y utiliza tecnología de punta para desarrollar fórmulas que mejoren el desempeño de los fluidos de fractura. En la actualidad, ya se están evaluando aditivos que tienen una degradación más rápida y que se descomponen de forma más rápida en sustancias benignas con el medio ambiente. El fluido es bombeado desde la superficie a gran presión.

Una vez alcanzada la presión adecuada, comienza a abrirse las fisuras en la roca.

Estas fisuras tienden a crecer más en forma horizontal que en forma vertical, debido en gran parte a la presión que

Figura 3. Etapa de fracturamiento hidráulico y sus dimensiones.

ejercen las capas superiores (es como si tuviéramos encima cientos de personas en un espacio reducido, lo que nos imposibilita empujar hacia arriba, pero si podemos, aunque con dificultad, movernos en rollos de forma horizontal).

Para evitar que las microfisuras vuelvan a cerrarse, debemos crear unas condiciones físicas que ayuden a sostener el espacio creado. Esta es la razón por la que uno de los compuestos del fluido es el propante.

Para evitar que las fisuras vuelvan a cerrarse, debemos crear unas condiciones físicas que ayuden a sostener el espacio creado. Esta es la razón por la que uno de los compuestos del fluido es el propante o material que sostiene las fracturas una vez se generan. En superficie, con tecnología de punta, se controla en tiempo real el crecimiento de estas fisuras y se determinar según la necesidad o las condiciones del

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yacimiento, su dirección y la longitud deseada. En las formaciones objetivo, donde se perforaron los pozos horizontales, muchas veces presentan condiciones que hacen que los hidrocarburos no puedan moverse hasta la cara del pozo, tal como se mencionó anteriormente, y la técnica del fracturamiento hidráulico es una aliada para poder poner a producir ese tipo de yacimientos. Es por eso, que teniendo en cuenta las características de la formación se determina realizar la estimulación de forma escalonada o por etapas, en las áreas que presentan las mejores opciones para asegurar la mayor eficiencia y seguridad en la aplicación de esta técnica. Terminada cada etapa, se coloca un tapón que aísla la zona en que se acaba de realizar la estimulación y se repite el procedimiento, según la planeación que se haya determinado por el grupo de profesionales expertos

OPINIÓN Foto Andrés Tangarife

en el tema. Posteriormente, se remueven los tapones y se deja fluir el pozo, el cual, inicialmente tendrá cerca de entre un 15 y un 25% del fluido inyectado que regresa a la superficie en los primeros días. A medida que se reduce la cantidad de agua de retorno comienzan a fluir los hidrocarburos.

Esta agua de retorno o flowback contiene parte de los aditivos usados y otros elementos por el intercambio de propiedades con la formación, la cual debe ser tratada según las normas técnicas y ambientales, para ser reutilizada en nuevas operaciones de estimulación hidráulicas o también, puede reinyectarse a varios metros de profundidad desde que se garantice la existencia de sellos geológicos, entre la formación donde se realice la inyección y los acuíferos aprovechables.

Para identificar en donde se puede inyectar el fluido, se deben efectuar varias pruebas para garantizar la compatibilidad de la formación receptora con la composición de las aguas de retorno y saber cuál es su presión máxima de fractura, para hacer la reinyección a presiones y caudales muy por debajo de esa magnitud.

Consumo de agua Uno de los recursos que se necesita para realizar la estimulación hidráulica es el agua, la cual, en promedio, representa un 98% de la composición del fluido de fractura. Los volúmenes que se usan son directamente proporcionales al número de etapas de fracturamiento que se desean realizar.

A manera de ejemplo tomaremos una fractura hidráulica que se realice en 20 etapas. Para esta actividad se necesitaría en promedio 31.800 m3, que equivale a 13 piscinas olímpicas (50 mts de largo, 25 mts de ancho y 3 mts de profundidad).

Primero debemos saber de qué fuente se puede captar el agua y que este volumen sea utilizado sí y sólo si de los cuerpos de agua autorizados los cuales estén por encima del caudal ecológico. Este procedimiento se realiza mediante concesiones legales incluidas en la licencia ambiental de cada proyecto y se solicita considerando el análisis de disponibilidad del recurso, a través de un análisis hidrológico e hidrogeológico detallado y que es parte fundamental del Estudio de Impacto Ambiental.

Debe ser claro que, el uso del agua está regulado por las autoridades ambientales, quienes ante todo deben garantizar que no se afecten los ecosistemas ni las actividades humanas, de tal manera que si en un área específica se tiene crisis hídrica (escases del recurso agua), esta debería traerse de un lugar en donde haya exceso.

Si ese volumen lo captamos, por ejemplo, del río Magdalena, el cual tiene un caudal promedio de 2.450 m3 /

Referencias de Consulta.

segundo, y tomamos 0,05 m3 /segundo (que equivale al 0,002% del volumen por segundo del río Magdalena), sólo necesitaríamos de 7,5 días para almacenar el volumen necesitado.

Si por alguna razón no se puede hacer uso de la fuente autorizada, debido, por ejemplo, a que el caudal ecológico esta igual o por debajo de su cota, se puede hacer uso de otras fuentes como aguas residuales industriales, aguas lluvia, pozos subterráneos profundos con aguas saladas que no serían aptas para consumo humano, dando por sentado que nunca habrá competencia por el uso del agua.

La estimulación de un pozo es una actividad que se realiza puntualmente y un tiempo muy corto, que puede durar entre 3 y 30 días (esto depende de la profundidad y la longitud lateral) y es por una sola vez en la vida útil del pozo.

Posterior a esto un pozo puede durar en etapa de producción entre 20 a 30 años sin requerir agua nuevamente para la estimulación hidráulica.

En qué consiste la perforación horizontal (s.f). Perforación horizontal. https://perforacionhorizontal.com/en-que-consiste Beneficios de la perforación horizontal (s.f). Perforación horizontal. https://perforacionhorizontal.com/beneficios Martínez, I., Herrera, D., Cárdenas, C., Rojas, A., Lozano, V., Ángel, J. (29 de mayo de 2012). Fracturamiento. Slide Share. https://es.slideshare.net/ gabosocorro/fracturamiento Qué es el Fracturamiento Hidráulico? (12 de marzo de 2019). PerfoBlogger - Drilling Blog http://perfob.blogspot.com/2019/03/que-es-elfracturamiento-hidraulico.html Technology Alliance Canada PTAC y Science and Community Environmental Knowledge Fund SCEK (2012). The Modern Practices of Hydraulic Fracturing: A Focus on Canadian Resources.

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ANÁLISIS

Ciencia, tecnología e innovación en la curva de aprendizaje de prácticas para YNC, breve acercamiento al caso Colombia

Eusebio Orozco¹ y Felipe Romero Consuegra² 1. P.E CH. E EIET Profesional 2. Analista Técnico, Campetrol.

La def inición de convencional y no convencional varía con el tiempo, depende principalmente de la competencia técnica y las ciencias económicas.

Inicio y evolución de la técnica del fracturamiento hidráulico El mundo siempre necesitará energía. La energía es la clave para comunicaciones, transporte y absolutamente todas las esferas humanas. La fuente de energía más factible (del lat. Factibĭlis, adj. Que se puede hacer) son los combustibles fósiles, por lo tanto, el mundo necesitará desarrollar hidrocarburos por un tiempo más.

Esta imperante necesidad ha llevado a explorar y explotar diversidad de recursos de hidrocarburos y la aplicación de tecnologías llevó al desarrollo de diversas fuentes de suministros, desde el offshore, arenas bituminosas, CBM, hasta los reservorios en roca tipo shale, etc.

La definición de convencional y no convencional varía con el tiempo, depende principalmente de la competencia técnica y las ciencias económicas.

Como se muestra en la siguiente tabla, su definición cambia con la evolución y avance de la industria. A continuación,

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las definiciones de los términos desde el SPE-PRMS 2018: Recursos convencionales: Existen recursos convencionales en roca porosa y permeable con equilibrio de presión. El PIIP (Petroleum Initially in-Place, por sus siglas en inglés) es atrapado en acumulaciones discretas relacionadas con una característica de estructura geológica local y/ o condición estratigráfica.

Recursos no convencionales: Existen recursos no convencionales en las acumulaciones de petróleo que se extienden a lo largo de una gran área y no se ven significativamente afectados por las influencias hidrodinámicas (también llamados “tipo continuo”).

Los recursos no convencionales en su definición superan la connotación de roca generadora. Es decir, no solo los recursos en roca generadora son no convencionales, existen otros tipos

Tipo

Subtipos

Características según SPE-PRMS

Metano asociado a mantos de carbón (CBM)

CSG (Coal seam gas)

Gas centrado en la cuenca (BasinCentered – Gas)

BCGS tipo directo, Acumulaciones regionalmente BCGS tipo indirecto generalizadas que están saturadas de gas, presionadas de manera anormal (alta o baja).

Tecnologías

Ejemplos

Formado naturalmente en el proceso de No siempre exige Cuenca Bowen diagénesis del carbón. fracturamiento Australia. hidráulico multietapa y típico entre 1 y 5 etapas en pozos verticales.

Siempre usa fracturamiento hidráulico multietapa no necesariamente en pozos verticales.

Campo Jonah Wyoming, formación Williams Fork Colorado USA.

Gas de lutitas (tight Shale gas, gas en Gas) arenas apretadas (Tight Gas Sands)

Aunque los términos gas de lutitas y gas en arenas apretadas (tight gas) se usan a menudo indistintamente en el discurso público, las formaciones de lutitas son solo un subconjunto de todas las formaciones apretadas de baja permeabilidad, que incluyen areniscas y carbonatos, así como las arcillas, como fuentes de producción de gas en arenas apretadas.

Siempre exige fracturamiento hidráulico multietapa.

Regiones Anadarko, Appalachia, Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Niobrara, Permian entre otras en USA.

Petróleo en Arenas Above-source play, Apretadas below-source play, (tight oil) beside-source play, in-source play (petróleo de lutitas), between-source play, in-source mud-dominated play, in-source mud-subordinated play y interbeddedsource play

Es el petróleo atrapado en el espacio poroso y fracturas en rocas de muy baja permeabilidad y puede ser líquido en condiciones de yacimiento o convertirse en líquido en condiciones de superficie.

Se requiere invariablemente un gran fracturamiento hidráulico facilitar la madurez comercial y la producción económica. El petróleo de lutitas es un sub-tipo de petróleo en arenas apretadas.

Siempre exige fracturamiento hidráulico multietapa.

Regiones Anadarko, Appalachia, Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Niobrara, Permian entre otras en USA.

Caltratos de metano (natural gas hydrate)

Son sustancias cristalinas que ocurren No hay una tecnonaturalmente y están compuestas por logía viable actual. agua y gas, en las que una red cristalina de agua sólida aloja las moléculas de gas en una estructura similar a una jaula, o clatrato. En condiciones estándar de temperatura y presión (TPS, por sus siglas en inglés), un volumen de hidrato de metano saturado contendrá tanto como 164 volúmenes de gas metano.

Los hidratos de gas están incluidos en recursos no convencionales, pero la tecnología para soportar la madurez comercial todavía no ha sido desarrollada.

No aplica

Siberia Rusia y acercamento de Japón y China.

Continúa

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ANÁLISIS Bitumen (Natural Bitumen)

Arenas bituminosas Son depósitos de arena altamente (Tar sands) saturados con bitumen natural. También llamadas "arenas bituminosas". Notar que en los depósitos tales como las arenas petrolíferas del oeste de Canadá, las cantidades significativas de bitumen natural pueden presentarse en un rango de litologías incluyendo limonita y carbonato.

Minería de superficie, solventes y otras tecnologías.

Arenas de Athabasca en Alberta Canada.

Lutitas Petrolíferas (Oil Shale)

No aplica.

Minería in situ y pirólisis, hidrogenación o disolución térmica.

Narva Estonia.

Son depósitos de lutita, limonita y de marga altamente saturados de kerógeno. Ya sea extraído a través de minería o en procesos en sitio, el material debe ser extensivamente procesado para lograr un producto de mercado (petróleo crudo sintético). (A menudo llamado lutitas de kerógeno).

Figura 1. Clasificación general de recursos no convencionales, Fuentes Zhang, X et al. 2018, SPE-PRMS 2018, compendio autores.

de recursos no convencionales Figura 1 (CBM, BCGS, Tight oil/gas, Hidratos de gas, Bitumen natural, Oil Shale, etc).

Los recursos no convencionales tipo Tight, acumulaciones de hidrocarburos en arenas, con poca permeabilidad en cuencas con desarrollo convencional, no son prospectivos per se, son recursos no recuperables por falencia en la existencia o aplicación de tecnologías. Los recursos de hidrocarburos de las formaciones en esta condición ya fueron descubiertos como parte del sistema petrolífero convencional, lo que se revalida ahora es que una nueva técnica basada en tecnologías de fracturación hidráulica multietapa y perforación horizontal, permite el desarrollo de estos recursos descubiertos, es decir ahora recuperables Figura 2.

Por lo general, se requiere fracturamiento hidráulico multietapa y perforación horizontal para facilitar la producción comercial de recursos tipo Basin Centered Gas y Tight en sus diferentes denominaciones, este es el enfoque histórico que ha tenido la expansión de la actividad en diversos sitios del mundo como Turquía, USA, Canadá, China, Australia y Argentina.

Fracturamiento hidráulico multietapas La fractura hidráulica como método de estimulación por medio de presión

de un fluido no requiere agua. Históricamente, el primer fracturamiento hidráulico en el mundo realizado en Kansas, USA, en la década de los años 40, usó un fluido base aceite (pueden usarse CO2, N2, Base hidrocarburos, etc). Sin embargo, el uso de fluidos base agua es la forma más extendida y exitosa conocida en la aplicación del fracturamiento hidráulico multi etapa en pozos horizontales, por sus siglas en inglés MFHW, y que en adelante llamaremos FHPH.

Figura 2. Marco de clasificación de recursos, Fuente Petroleum Resources Management System SPE-PRMS 2018.

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Los recursos no convencionales, tipo tight oil/gas, son muy relevantes dado su desarrollo en diversos lugares del globo, poseen dos elementos que son claves en su desarrollo: • Pozos horizontales para maximización del volumen de roca estimulado SRV (siglas en inglés) y fracturas naturales conectadas al pozo y fracturas naturales conectadas al pozo.

• Completamiento y fracturamiento multietapa para que el sistema de fracturas generados se conecte con el pozo.

Como afirma Waters (2019), la productividad y recuperación del pozo no convencional depende de la calidad de la formación original (Reservoir Quality RQ) y de la ejecución exitosa y efectiva del fracturamiento hidráulico y completamiento (Completion Quality CQ).

La aplicación de la tecnología FHPH en diversos lugares del globo ha permitido: • Maximizar el contacto de los pozos con los reservorios.

• Maximizar el número de etapas de fracturas y zonas estimuladas.

• Reducir la huella en la superficie.

No siempre esto fue así, el objetivo final de toda la operación es generar aumento de permeabilidad mediante la colocación, entre las fracturas, de material propante. El propante son granos diminutos de cuarzo sintético o natural que se inyecta con el fluido de fracturamiento, este es el resultado de una sustancial evolución y cadena de triunfos y aprendizaje donde se cometieron errores, pero también, y más importante, se adquirió toda una curva de aprendizaje, como se observa a continuación:

Esto fue confirmado por la EPA, en un estudio finalizado en 2016, que, entre otras conclusiones, dicta que en un fluido de fracturamiento moderno se utilizan de 4 a 28 productos químicos seleccionables de 1084 revisados por EPA de operaciones entre 2005 y 2013. Con esto queremos resaltar que, el fracturamiento hidráulico no es una técnica improvisada, por el contrario, su

evolución tecnológica favorece la realización de los Proyectos Pilotos proyectados para la cuenca del Magdalena Medio.

La experiencia nacional e internacional en materia de fraturamiento hidráulico.

Como pudimos ver el fracking no es una técnica nueva. De acuerdo con

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Los recursos no convencionales son muy relevantes dado su desarrollo en diversos lugares del globo.

ANÁLISIS EIA (2018), su aplicación generalizada representa más del 69% producción de petróleo y el 61 % de la producción de gas natural en USA, que para 2001 representaba tan solo el 2%.

El fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales se realiza con éxito en Estados Unidos, Canadá, Australia, Argentina, China, Nueva Zelanda, Polonia, Rusia y Turquia (Figura 3).

El mayor caso de éxito está en USA, donde la tecnología y el acceso a los recursos de petróleo y gas natural en Shale le han otorgado una renovada influencia mundial.

Nuestro país también tiene una larga historia en el uso de la fractura hidráulica (Figura 4). Ramón, V (2015), mostró que solo en los últimos 13 años se han realizado más de mil operaciones de fracturamiento hidráulico en pozos convencionales en Colombia, en casi todos los departamentos productores.

La madurez tecnológica, el conocimiento de las formaciones generadoras, su distribución en el subsuelo y la producción de hidrocarburos durante 100 años; concluyen que esta zona del Magdalena Medio es de gran interés prospectivo para la exploración y pro-

Figura 3. . Pozos fracturados YNC global 2003-2018. Fuente: Rystad Energy, Shaleprofile y BC Oil & Gas Commission, compendio Autores.

NÚMERO DE TRABAJOS ESTIMULACIÓN

Figura 4. Número de trabajos de estimulación en Colombia 2005-2016, Fuente: Ecopetrol S.A 2018.

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ducción de yacimientos no convencionales. No había necesidad explícita de sacar una nueva norma, ya que la Resolución 90341 de 2014 de MME y la norma vigente consistente en la RESOLUCIÓN 181495 de 2009 ( su modificación por la Resolución 40048 de 2015), establece en su artículo 4 “NORMAS TÉCNICAS Y ESTÁNDARES. En las operaciones reglamentadas en esta resolución se deben aplicar los estándares y normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por el AGA, API, ASTM, NFPA, NTC-Icontec, Retie o cualquiera otra que las modifique, utilizadas en la industria petrolera.

En donde se desarrollen estas actividades, los manuales y normas técnicas requeridos deben estar a disposición permanente de las autoridades administrativas o de cualquier otra entidad o persona debidamente autorizada o delegada por el Ministerio de Minas y Energía.”. Esto implica el uso de mejores prácticas internacionales y actualización continua, que garantizarían el desarrollo con estándares y normas técnicas nacionales e internacionales (Legarda 2020) de los recursos de gas natural y petróleo en las formaciones La Luna, Tablazo y Rosablanca (Figura 5). De hecho, estas formaciones geológicas tienen análogos claros en cuencas exitosamente explotadas en los USA. En la actualidad el focus prospectivo se centra en la Formación La Luna en la cuenca del Magdalena medio (Figura 6). Diversas razones técnicas muestran que esta es la zona más apta para el desarrollo de yacimientos no convencionales, entre muchas, porque según los autores se destaca: • Zona con 100 años de experiencia petrolera, en los cuales se han realizado miles de pozos que han atravesado acuíferos (Figura 7).

• Por ser una zona con madurez operacional petrolera, posee infraestructura en superficie que permitiría apalancar financieramente ahorros.

• Miles de pozos equivalen a un conocimiento del subsuelo de altísima calidad y resolución.

• Los valores de profundidad, espesor, porosidad, madurez térmica y TOC confirman su prospectividad.

• Se tiene la presencia de refinería, personal calificado en la zona, oferta de servicios petroleros madura e institucionalidad pertinente.

El gobierno nacional en 2018 convocó a 13 expertos, nacionales e internacionales, en múltiples disciplinas con el fin de evaluar la viabilidad social y ambiental de la explotación de yacimientos no convencionales mediante la técnica del fracturamiento hidráulico, quienes finalmente, luego de un proceso riguroso, recomendaron la necesidad de realizar Proyectos Piloto de Investigación Integral. Estos actualmente están en proceso de reglamentación.

CARÁCTERÍSTICAS COMPARATIVAS DE LOS RESERVORIOS

Figura 5. Características comparativas de reservorios Colombia Eagle Ford y Bakken Medio (petróleo), Canacol Energy Ltd (2014).

PERFORACIÓN HORIZONTAL DE POZOS ESTIMULADOS HIDRÁULICAMENTE (MULTI ETAPA), EN ROCAS GENERADORAS (TIPO SHALE) DE BAJA PERMEABILIDAD

Figura 6. Proyección Formación La Luna en superficie, fuente Edward Tovar Gerente No Convencionales Ecopetrol S.A 2018.

39

ANÁLISIS DISTRIBUCIÓN DE POZOS PERFORADOS EN COLOMBIA POR CUENCA

23.535

Pozos perforados en el país

Figura 7. Distribución de pozos por cuencas perforados en Colombia.

Fuente: BIP – Servicio Geológico Colombiano, compendio Autores.

La investigación relacionada con tecnologías, prácticas y técnicas asociadas al fracturamiento hidráulico está continuamente en avance.

La fracturación hidráulica en no convencionales como un caso de éxito en innovación

Figura 8. Conteo Patentes general de la industria de petróleo y gas (O&G por siglas en inglés) 2006-2015. Fuente Deloitte Development LLC 2018.

Aunque la industria O&G es una industria con innovación y patentes permanentes (Figura 8), para Deloitte (2018) el fracturamiento hidráulico es el área de la industria O&G mas innovadora ya que se han presentado más solicitudes de patentes en los últimos 10 años (Figura 9).

Para Deloitte (2018) hay dos áreas dominantes de la actividad de patentes relacionada con el fracturamiento hidráulico.

• Herramientas y métodos para crear fracturas efectivas (aumento de la penetración, zonas de aislamiento, monitoreo sísmico, tratamiento de pozos, etc.).

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Figura 9. Conteo Patentes O&G asignables a tecnologías de fracturamiento hidráulico. Fuente: Deloitte Development LLC 2018.

• Tecnologías y soluciones que refuerzan las fracturas ya creadas (diferentes materiales, formas y tamaños de propante, evitar el retorno de propante, etc.).

Y la investigación relacionada con tecnologías, prácticas y técnicas asociadas al fracturamiento hidráulico está continuamente en avance. Según Deloitte, las compañías O & G (principalmente empresas de servicios petroleros), seguidas por fabricantes de equipos, proveedores de equipamientos, algunas majors y algunos “pequeños” independientes han presentado casi mil patentes relacionadas con fracturamiento hidráulico desde 2006.

La mayoría de las patentes se encuentran en la categoría perforación,

seguido de fluidos de perforación y aspectos relacionados, y tratamiento y química.

Los autores destacan que es innegable la existencia del recurso en el país. El Ministerio de Minas y Energía, en el foro de Transición Energética Conversación Nacional Mesa Ambiental 2020, ha afirmado que el desarrollo de no convencionales representa una oportunidad para la seguridad energética del país ya que con estos:

3 3 3 3 3 3

El PIB podría aumentar 10%.

La inversión extranjera directa podría aumentar 40%.

Entre 8 y 22 años adicionales las reservas de crudo.

Entre 35 y 50 años adicionales las reservas de gas natural.

450 mil barriles por día en la producción.

68 mil nuevos empleos.

Finalmente dejamos la frase de reflexión dicha por Max Planck: “La ciencia es la progresiva aproximación del hombre al mundo real”, necesitamos una discusión de país sobre el tema, con más ciencia y menos ideología, para llegar a un consenso de manera real y responsable con las actuales y futuras generaciones.

Referencias

SPE-PRMS (2018). Society of petroleum Engineers 2020. https://www.spe.org/en/industry/reserves/ Dawson Energy Advisor Ltd. (2013). https://es.slideshare.net/SistemaFIEB/technological-innovation-creating-opportunities-for-development Waters, G (2019). Exploration and Development Techniques for Unconventional Resources. http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/ documents/2019/80673waters/ndx_waters.pdf.html Finkel, M (2015). The Human and Environmental Impact of Fracking: How Fracturing Shale for Gas. https://www.worldcat.org/title/human-andenvironmental-impact-of-fracking-the-how-fracturing-shale-for-gas-affects-us-and-our-world/oclc/1042816810 U.S. EPA. Hydraulic Fracturing for Oil and Gas: Impacts from the Hydraulic Fracturing Water Cycle on Drinking Water Resources In the United States (Final Report). U.S. Environmental Protection Agency, Washington, DC, EPA/600/R-16/236F. EIA MAY 1, 2018 U.S. crude oil production efficiency continues to improve. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=36012 Zhang, X., Wang, H., Ma, F. et al. Classification and characteristics of tight oil plays. Pet. Sci. 13, 18–33 (2016). https://doi.org/10.1007/s12182-0150075-0 Ramon, V (2015). Modelación Económica y Financiera de Proyectos de Fracturamiento Hidráulico en Colombia una Aproximación Teórica y Práctica. https://repository.cesa.edu.co/bitstream/handle/10726/1745/MFC_00651.pdf?sequence=1&isAllowed=y Canacol Energy Ltd (2014). Presentación Inversionistas Corporación Apache (NYSE: APA).

Comisión de expertos (2019).

Legarda M (2020). Capacitación Día Mundial del Medio Ambiente Universidad Cooperativa de Colombia: “Derecho y Medio Ambiente en Colombia, una perspectiva desde los Principios de Prevención y Precaución” 8 mayo de 2020 vía teams Microsoft.

Deloitte Development LLC (2017).

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ANÁLISIS

Proyectos Pilotos de Investigación Integral: Oportunidad para superar la polarización

M

ucho se ha dicho del Fracking, tanto a favor como en contra, pero nada o casi nada basado en evidencias técnicas y científicas de las cuencas sedimentarias Colombianas, donde hay posibilidades de encontrar Yacimientos No Convencionales (YNC) asociados a lutitas generadoras de petróleo y gas. Las investigaciones llevadas a cabo hasta ahora por la industria petrolera y grupos de investigación adscritos a universidades nacionales y extranjeras, demuestran que las lutitas y probablemente también las calizas (rocas de la Formación La Luna), especialmente en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena y la de Cesar – Ranchería, tienen características que algunos califican de excepcionales para tener atrapados volúmenes muy importante de reservas de hidrocarburos. Éstas pueden llegar a la no despreciable suma de 2.400 a 7.000 millones de barriles de petróleo equivalente (15% de gas)1 .

Aun cuando desde el punto de vista ambiental hay argumentos en contra muy importantes, críticos y en algunos casos legítimos para el bienestar de los colombianos, muchos de ellos se basan en el resultado de prácticas industriales

poco rigurosas que, en los inicios de la aplicación del fracturamiento hidráulico en pozos horizontales, causaron impactos importantes especialmente en las aguas subterráneas y superficiales.

Hoy, después de más de 20 años, las agencias del estado, empresas y compañías de servicios han establecido un conjunto de buenas prácticas que garantizan por una parte, un conocimiento previo de las condiciones socio-ambientales del entorno donde se realizará la perforación y producción de los pozos y por el otro, productos químicos, apuntalantes, equipos, herramientas y procedimientos que protegen los acuíferos, minimizan y monitorean la sismicidad inducida, evitan las emisiones furtivas y los efectos negativos sobre la salud de los trabajadores y las comunidades cercanas a las áreas de perforación y producción. Es mucho lo que se ha avanzado en una curva de aprendizaje que ya suma más de 300.000 pozos en YNC similares a las lutitas de la Formación la Luna.

Es por todo lo anterior que, en buena hora, la Comisión de Expertos convocada por el Ministerio de Minas y Energía recomendó la ejecución de los Proyectos Pilotos de Investigación Inte-

1 Presentación de ECOPETROL a la Comisión de Expertos, 2019

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Kurt Bayer y Alberto Moncada Consultores independientes

Lutitas y probablemente también calizas, especialmente en la cuenca del Valle Medio del Magdalena y la del Cesar Ranchería, tienen características excepcionales para tener volumenes muy importantes.

gral (PPII) en cuyo diseño, ejecución y evaluación es fundamental la participación directa y activa de las comunidades, grupos de interés, academia, agencias del estado, industria y asociaciones profesionales, para garantizar transparencia, generar confianza y tomar decisiones basados en la evidencia y no en argumentos apasionados alejados de la discusión racional y científica, que evidencien los pros y contras de la técnica, así como la viabilidad de aplicarla en las cuencas colombianas con potencial.

Nuevas evidencias científicas y técnicas, especialmente en Estados Unidos, demuestran que los riesgos e impactos del fracking son controlables si se aplican las mejores prácticas y se diseñan adecuadamente los pozos. Un ejemplo muy interesante fue el sitio de prueba de fracturamiento hidráulico (Hydraulic Fracturing Test Site – HFTS).

El área seleccionada para estas pruebas, está ubicada al occidente del estado de Texas, cerca de la población de Midland.

Desde el punto de vista geológico corresponde a la prolífica Cuenca Permian, en una formación sedimentaria que se conoce con el nombre de Wolfcamp, muy similar, desde el punto de vista de las características de la roca, a la parte arcillosa (lutítica) de la Formación La Luna en el Valle Medio del Río Magdalena, Colombia.

Durante dos años, entre febrero 2015 y enero 2017, con una inversión de 25 millones de dólares, el Departamento de Energía de los Estados Unidos, junto con Centros de Investigación, Universidades, 11 compañías petroleras operadoras y 2 compañías de servicios, realizaron, en un campo petrolero propiedad de la compañía Laredo Petroleum, Inc., una serie de pruebas y experimentos para evaluar, no solamente la tecnología de fracking sino también su impacto en las aguas subterráneas y el medio ambiente. Algo muy similar a lo que ha recomendado la Comisión de Expertos en Colombia, y que para nuestro caso debería contar con la participación de las comunidades y grupos de interés.

En los aspectos relacionados con el medio ambiente se diseñó un monitoreo exhaustivo. Se colocaron equipos para evaluar la calidad del aire, uno antes

del sitio de prueba, en la dirección del viento, y otro después de la localización, de tal manera que se pudiera medir con detalle los efectos durante las 24 horas de operación y los 2 años que duró la prueba. Previo al inicio de las actividades se construyó una “línea base ambiental”, no solamente del aire, sino de las aguas subterráneas presentes en la zona. Para su monitoreo, la compañía Laredo Petroleum Inc. toma agua de 5 pozos en los cuales se instalaron equipos para registrar variaciones en el nivel del agua y permanentemente se tomaron muestras de agua para evaluar su calidad, verificando

la presencia de solidos o contaminantes que pudieran provenir de los químicos inyectados con el fluido de fracturamiento o del gas o hidrocarburos almacenados en las formaciones objetivo.

En total se perforaron 11 pozos a una profundidad vertical de 2.400 metros (8.000 pies) y una longitud horizontal de 2.900 metros (9.500 pies). Durante el fracturamiento se hicieron 400 etapas, de tal manera que en cada pozo se realizaron en promedio 36 etapas de fracturamiento. Este número de fracturamientos permitió probar, en forma exhaustiva, los efectos e impactos sobre

Programa de Pedagogía Regional

las formaciones rocosas y el medio ambiente. Cabe anotar, que en una operación normal se realizan muchos menos fracturamientos en el mismo sitio.

Una vez terminado el fracturamiento y por primera vez en éste tipo de actividades de producción de petróleo y gas no convencional, se extrajo un núcleo de 180 metros (600 pies) de roca a través de la zona fracturada. Este esfuerzo tenía como objetivo evaluar las propiedades físicas de las fracturas naturales e inducidas, entender cómo se propagan en el subsuelo, así como valorar el rendimiento individual de

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cada etapa de fracturamiento. Es el conjunto de datos más significativo obtenido hasta la fecha y proporciona evidencias científicas y técnicas fundamentales para comprender las fracturas, validar y desarrollar modelos y estimar cómo el análisis predictivo puede mejorar los procesos.

Desde el punto de vista ambiental, las evaluaciones y monitoreo de la calidad del aire y del agua subterránea, indican que las actividades y operaciones realizadas en el sitio de prueba, tuvieron un impacto mínimo en las concentraciones locales de emisiones. El análisis de la

ANÁLISIS calidad del agua no encontró evidencias de la migración, del gas natural, químicos o del agua producida, al acuífero subterráneo. Tampoco se observó la presencia de sismicidad inducida por las 400 etapas de fracturamiento.

En relación con los acuíferos susceptibles de ser usados para consumo humano, se pudo concluir lo siguiente:

Foto Pedro Galindo

Respecto a línea de base, el agua subterránea se mantuvo de alta calidad, adecua-

1 da para uso residencial.

No se produjo una transferencia masiva de los constituyentes que componen los

2 estratos lutíticos o de los pozos productores al acuífero de aguas subterráneas.

Tampoco se detectó migración de hidrocarburos, ni de químicos, de los fluidos de

3 fractura, al acuífero subterráneo.

El apuntalante (propante) se distribuye en una extensión vertical limitada y en

4 concentraciones más altas cerca del pozo. Muy lejos de los acuíferos y aguas subterráneas.

No se observó comunicación entre el depósito de agua subterránea y las zonas

5 más profundas de hidrocarburos activadas por los esfuerzos de estimulación y producción.

El total de sólidos disueltos y los niveles de conductividad de las aguas subterrá-

6 neas, se mantuvieron dentro de los rangos normales para el acuífero.

7

Los resultados de la microsísmica indican que las fracturas hidráulicas no llegan a las zonas de agua dulce.

Respecto a la salud de los trabajadores y el aire de poblaciones cercanas a las operaciones, se concluyó lo siguiente: Las concentraciones de benceno (82 ppb2 en promedio) están varios órdenes de

1 magnitud por debajo de los límites de 8 horas de la OSHA3 (1,000 ppb).

Los niveles de metano y BTEX4 se mantuvieron en niveles “no detectables” y no se

2 presentó un aumento como producto de los fluidos de fracturamiento hidráulico.

3

Las concentraciones de benceno y tolueno fueron elevadas durante las operaciones de flujo de retorno, pero no se acercaron a las concentraciones límite establecidas por el Instituto Nacional de Seguridad y Salud Ocupacional (NIOSH5) para generar problemas de salud. Para su mitigación se recomendó la utilización de sorbentes granulares (como el carbón activado granular).

La calidad del aire en el sitio de prueba es similar a la encontrada en la población

4 más cercan (Midland, TX).

En relación con la posibilidad de que el fracturamiento hidráulico induzca sismicidad o terremotos, se concluyó lo siguiente:

1 Luego de realizar más 400 etapas de fracturamiento no se detectó la presencia de sismicidad inducida que pudiera afectar a las personas o a la infraestructura.

2

Las mediciones de deformación, realizados con tres arreglos de inclinómetros en el sitio de prueba, encontraron que no se detectaron eventos microsísmicos a profundidades menores de 1800 m (6,000 pies), varios metros por debajo de los niveles más profundos del acuífero.

No hay duda que las innovaciones constantes en las tecnologías de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico están aumentando la eficiencia en la producción de hidrocarburos en lutitas y minimizan cada vez más el impacto ambiental.

Finalmente, estas evidencias, junto con la información geológica ya disponible en las áreas más promisorias para inferir la presencia de yacimientos no convencionales en lutitas, permiten concluir que en Colombia un primer paso es realizar los PPII en las Cuencas del Valle Medio del Río Magdalena y la del Cesar – Ranchería.

Para la ejecución de éstos pilotos sería clave constituir un grupo multidisciplinario integrado por la academia y asociaciones profesionales, agencias del gobierno, industria y especialmente las comunidades y organizaciones ambientales. Es importante señalar que, en el caso de las comunidades, su participación debe ir más allá de simples espectadores y, mediante una adecuada capacitación organizada y ejecutada por las universidades y asociaciones profesionales, les permita realizar una intervención informada tanto durante el diseño, identificando los parámetros críticos que deben ser monitoreados

2 Partes por billón.

3 Administración de salud y seguridad ocupacional. Por sus siglas en inglés: Occupational Safety and Health Administration.

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en cada sitio para garantizar un manejo adecuado y riguroso de los riesgos e impactos ambientales, como en el seguimiento de los avances y especialmente los impactos o afectaciones que se produzcan en desarrollo de los pilotos. Solo así se logrará construir, entre todos, un ambiente de credibilidad y mutua confianza que redunde en mayor bienestar y progreso regional y nacional.

La Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP, desde el año 2017 ha venido implementando su Programa de Pedagogía Regional en diferentes regiones y áreas de influencia de proyectos de exploración y desarrollo de hidrocarburos en Colombia. La filosofía fundamental que sustenta éste programa es el “diálogo de saberes”. Una propuesta responsable, veraz, empática, que propicia escenarios en los cuales se intercambian conocimientos, opiniones y dudas.

La ACGGP no impone una opinión, sino que construye confianza a partir de los elementos tanto de consenso como de disenso, con el propósito de aportar en la construcción de mejores interlocutores, más informados y dispuestos al diálogo constructivo posterior con la industria y el gobierno.

El Programa de Pedagogía Regional, ha permitido a la ACGGP, construir relaciones de confianza más estables y duraderas, consolidando el conocimiento intercambiado; la clave fundamental ha sido la confianza, el respeto y escuchar con mente abierta, sin prejuicios las inquietudes y opiniones de las personas.

Por ser una entidad sin ánimo de lucro, la ACGGP ha venido reinvirtiendo sus utilidades en una campaña denominada Ciudad Geológica, con la que

llegamos a estudiantes de colegios públicos y privados, universitarios y sociedad en general, con actividades de divulgación de las ciencias de la tierra, para generar espacios de apropiación social del conocimiento.

El Programa de Pedagogía Regional de la ACGGP, también busca promover la presencia de un profesional en ciencias de la tierra en cada municipio de Colombia, con el fin de brindar un acompañamiento territorial desde el desarrollo, la capacitación y la divulgación del conocimiento científico en las comunidades sobre la mitigación del riesgo de geoamenazas, aprovechamiento de los recursos del subsuelo y superficie, la exploración de aguas subterráneas y la planeación del ordenamiento territorial de acuerdo a las necesidades locales y regionales. La propuesta pretende vincular a un profesional en ciencias de la tierra como personal de planta en cada municipio, con sujeción a normas y procedimientos de la carrera administrativa y que funcione como homólogo de la asistencia técnica municipal, reglamentada por el decreto 1929 de 1994.

Este profesional en ciencias de la tierra, tendrá entre otras, las actividades de6:

1. Analizar y fortalecer los insumos relativos a las ciencias de la tierra en los POT. 2. Realizar seguimiento y proponer acciones de reducción del riesgo en áreas con amenaza media y alta.

3. Generar y articular proyectos para la exploración de aguas subterráneas según sea el potencial y las necesidades del municipio.

4. Asesorar técnicamente al municipio en la toma de decisiones para la solución de conflictos ambientales.

5. Realizar charlas y conferencias educativas en ciencias de la tierra dirigidas a funcionarios públicos, empresas, centros educativos del municipio y población en general.

6. Participar y contribuir en los procesos de coordinación y concurrencia nación – territorio para el desarrollo de proyectos minero-energéticos en el municipio.

La Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP, entidad profesional de la sociedad civil, sin ánimo de lucro, pone a disposción de las comunidades y demás grupos de interés su conocimiento y experticia. Defendemos el espíritu de los proyectos pilotos propuestos por la comisión de expertos en la certeza que estos nos permitirán tomar la mejor decisión para todos.

4 Benceno, tolueno, etilbenceno y xileno (compuestos orgánicos volátiles).

5 National Institute for Occupational Safety and Health. Agencia Federal de los Estados Unidos responsable de realizar investigaciones y hacer recomendaciones para la prevención de enfermedades y lesiones relacionadas con el trabajo.

6 Propuesta: Un geólogo por municipio. ACGGP. SCG. UNAL.

Bibliografía

Jordan Ciezobka1*, James Courtier2, Joe Wicker2, 1. Gas Technology Institute, 2. Laredo Petroleum, Inc (2018). Hydraulic Fracturing Test Site (HFTS) – Project Overview and Summary of Results. URTeC 2018: 2937168.

Sarah Eisenlord*1, Thomas Hayes1, Kent Perry1; 1 (2018). Environmental Impact Analysis on the Hydraulic Fracture Test Site (HFTS). Gas Technology Institute, DesPlaines, IL. URTeC 2018: 2900727.

45

OPINIÓN

Pedagogía de saberes para superar las diferencias en la discusión del fracking.

B

ienvenidos los Proyectos Proyectos Piloto de Investigación Integral PPII, incluso antes que la comisión de expertos fuera elegida, en medio de un debate polarizado entre defensores del sí y defensores del no, la ACGGP propuso la realización de proyectos pilotos como mecanismo idóneo para tomar decisiones informadas. Estos son la mejor manera tanto de resolver inquietudes, temores y diferencias, como de fortalecer la intervención institucional.

No hay duda de la importancia del petróleo como actividad económica, incluso en la vida cotidiana de los ciudadanos. Producir petróleo demanda absoluta responsabilidad, ya que cuando sus recursos son bien invertidos generan prosperidad y desarrollo. Es cierto que, el petróleo es parte de la seguridad y la transición energética, pero en los territorios se tienen dudas de, si las actividades se hacen de la manera responsable como se planifican y anuncian, si las autoridades hacen el debido seguimiento y si el petróleo representa un beneficio directo para las comunidades.

El problema fundamental en los territorios no es solo de conocimiento

sobre lo que implica buscar y producir hidrocarburos, sino desconfianza en lo que dicen y hacen las compañías, y en lo que prometen y hacen los políticos. A esto se suma una cantidad de discusiones de tiempo atrás.

El primer paso responsable que se debe dar como sociedad es reconocer la historicidad de los conflictos en los territorios, ser capaces de sanar heridas y avanzar de manera consciente hacia el desarrollo de las comunidades. Esta situación, que responde a diferentes causas y tiempos, no puede solucionarse sino a partir de la reconstrucción de la confianza entre los todos los involucrados.

En pocos años, los combustibles fósiles se volvieron tema de campaña política y el fracking en particular, la discusión de moda. La opinión en las redes se polarizó a través de comentarios, consignas, lemas, imágenes y por qué no, hasta alegorías. El entendimiento del tema ambiental y climático se simplificó en sofismas de pánico como agua sí, petróleo no, transición ya, los hidrocarburos matan, entre tantos otros, para los que la imaginación nunca tiene límite. Más que diálogo, ha sido

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Flover Rodríguez-Protillo¹ y Carlos Ortega Galvis² 1. Director Ejecutivo - Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP 2. Coordinador de Pedagogía - Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP.

una suerte de disputa inútil sobre la cual aun podemos construir.

La discusión sobre la conveniencia del fracking, independiente de lo acontecido, es una nueva oportunidad para abonar confianza, es un tema absolutamente normal en el entorno de la producción de hidrocarburos que no puede presentarse como el acabose, es otra técnica de producción cuyos riesgos deben ponerse sobre la mesa.

Pedagogía para construir sobre las diferencias La pedagogía es una ciencia que actúa desde el reconocimiento de diferentes modelos para abordar los retos de la transmisión del conocimiento y el aprendizaje. Desarrolla metodologías y técnicas que contribuyen en el entendimiento de las diferencias y la resolución de los conflictos.

En Colombia, la producción de hidrocarburos está atorada en la existencia de múltiples conflictos por resolver, algunos de estos, durante muchos años, se disimularon con mecanismos de transacción cuya inconveniencia es mucho más evidente con el tiempo. En ese contexto, la pedagogía se justifica aun más porque las operaciones del petróleo se desarrollan en un ambiente cada vez mas adverso, donde ya es casi evidente el sofisma del todo vale.

El diálogo de saberes, entendido como la virtud de escuchar, es el elemento dinamizador de una pedagogía de la verdad y la no repetición, es la oportunidad para un ejercicio de prospectiva, entre todos, que permita reconocer en que se ha fallado y dimensionar los verdaderos íconos para un fortalecimiento y desarrollo territorial.

A través del diálogo de saberes es viable resolver los puntos de vista con respecto a los riesgos del fracturamiento hidráulico o fracking y entender su rol en la seguridad y la transición energética.

Habrá que aclarar las mentiras que se dijeron en aras de capitalizar la discusión y redescubrir nuevas formas de relacionamiento sujetas a la confianza y la credibilidad. Es un hecho, pese al esfuerzo de las compañías, que su relacionamiento con las comunidades está en entredicho y que algunos hechos en los territorios tampoco ayudan para nada.

El riesgo de una mala discusión Más allá de los riesgos asociados a la operación del fracking, es importante conversar sobre los riesgos asociados a una mala discusión sobre el fracking.

Nada más improductivo y desgastante que una discusión polarizada, porque la seguridad energética no puede ser objeto de la polarización política e ideológica, y nada más absurdo porque la energía no discrimina entre extremos irreconciliables, ni partidos políticos ni colores, todos la necesitan. Es fundamental que el acceso a la energía sea la premisa fundamental que invite a entablar conversaciones constructivas. La discusión sobre el fracking exige sensatez no solo por su importancia, sino porque hay opiniones valiosas de parte y parte, que deben ser escuchadas y tenidas en cuenta.

De otra parte, desde la institucionalidad no se puede seguir promoviendo un modelo de intervención social que no ha funcionado. Desde los territorios no se puede seguir politizando y negando la importancia de un sector que dinamiza cualquier economía y desde las compañías no se puede seguir con un modelo de relacionamiento que no construye confianza. Para las culturas nativas el territorio es sagrado y con el mismo criterio debería ser su intervención, parte de la clave para rehacer confianza, es hacer a un lado promesas de valor y agregar valor.

Foto Andrés Tangarife

Decálogo sobre los elementos de la discusión que quizá ponen más riesgo al fracking, que el fracking mismo.

1 Si bien la discusión no es eminentemente técnica, es fundamental comprender los aspectos técnicos del fracking para no caer en malas interpretaciones ni en sesgos discursivos. El conocimiento específico facilita dimensionar la técnica, su evolución y la gestión de riesgos. Al igual que para muchos temas de la ingeniería, lo mejor es consultar al ingeniero experto.

2 Nunca hables de geología como si fueras geólogo, ni de sismología como si fueras sismólogo. Comprender el subsuelo implica una serie de conocimientos complejos y una lógica de pensamiento diferente. Geología y geofísica son ciencias básicas que se complementan para un entendimiento y caracterización del subsuelo bastante cercano a la realidad, y juntas han desarrollado conocimiento específico aplicado a la exploración y explotación de hidrocarburos. Geotecnia no es lo mismo que geomecánica.

47

OPINIÓN

3 Hablar de medio ambiente, ecología y biodiversidad son asuntos complementarios pero diferentes. Los planes de manejo ambiental regulados en la ley, no resuelven la complejidad de la biodiversidad, son solo un mecanismo para garantizar ciertos equilibrios. Si eres ingeniero o geólogo, político o burócrata de alguna oficina del gobierno, escucha a biólogos y ecólogos.

4 Si bien existe una crisis ambiental, la discusión sobre sostenibilidad y biodiversidad no puede caer en sesgos ideológicos porque subjetiviza cualquier intervención y aprovechamiento de los recursos del planeta. Las especies que habitan el planeta son el resultado de su evolución, muchas, la inmensa mayoría, han quedado atrás, han desaparecido, y no propiamente por la intervención de la especie humana, sino por procesos que hacen parte de la cadena evolutiva. Podemos hablar de la crisis climática, sin pánico.

5 No se debe sesgar la discusión sobre crisis ambiental al uso de los combustibles fósiles, ni simplificar la transición energética en función del deseo.

Si bien en este tiempo, el incremento en el dióxido de carbono es en buena medida atribuible al consumo de combustibles fósiles, su disarmonía responde a otros factores igualmente críticos y no se resuelve solo con frenar el consumo de combustibles fósiles. Es incoherente manifestarse en contra del consumo de combustibles fósiles, llamar a su suspensión inmediata sin tener en cuenta que su consumo es vital.

Desestimar la importancia del petróleo a lo largo de la historia, sus impactos positivos en términos de calidad de vida y su rol estratégico en la transición energética, es un desatino.

6 Las compañías petroleras deben comprender que el territorio no se determina por un único principio ni axioma normativo, ni por un acuerdo de negocios. El territorio, por demás ajeno a las compañías, es la sumatoria de categorías muy diversas que exigen un tratamiento responsable e integral.

Desde la gobernanza es claro que las compañías deben aportar al desarrollo del territorio, no se trata simplemente de operar ni escudarse en argumentos pueriles como que las compañías no pueden reemplazar al Estado.

48

7 La gente está cansada de las promesas de valor, hay que agregar valor. Las zonas de intervención para proyectos de fracking están perfectamente delimitadas, allí se concentran grandes operaciones de las compañías interesadas. El tiempo de cambiar ya comenzó, no hay que esperar. Antes de los proyectos pilotos es perfectamente viable demostrar la forma en que se hace el fracturamiento, el manejo de la sismicidad inducida, la protección de aguas subterráneas y superficiales, y la presencia o no de trazas radiactivas en la roca generadora de hidrocarburos.

8 No hables de un territorio si nunca lo has habitado. La gestión en los territorios cada día está menos determinada por las relaciones entre gobernantes, gobernados y agentes externos. Nuevas formas de democracia promueven mecanismos de gobernanza que articulan lo social, ambiental y económico.

El verdadero valor agregado está estrechamente relacionado con la prosperidad del territorio y quienes lo habitan. Hacer las cosas de la misma manera no trae resultados nuevos, la reinvención, que tanto se pregona en las compañías, también es aplicable en su visión del territorio.

9 Uno de los primeros argumentos que se mencionó en la discusión es la debilidad institucional, se sigue mencionando, se continúa desatendiendo.

Entidades como la ANLA, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Servicio Geológico Colombiano, no pueden seguir con el desconocimiento técnico del fracking e incluso de la operación petrolera. Su postura es institucional y resulta complejo regular una actividad sobre la base de la desconfianza. Por momentos dan la sensación de estar en desacuerdo con la actividad, si así fuera, deberían decirlo, sin perder de contexto que son entidades reguladoras y como tal deberían fortalecerse.

10 El fracking o fracturamiento hidráulico no puede ser visto como un demonio, ni como el desastre, simplemente, es una técnica de ingeniería que permite la extracción de hidrocarburos de determinados tipos de rocas. Su evolución tecnológica en los últimos años es formidable. Los Proyectos Piloto de Investigación Integral PPII, son la mejor oportunidad para tomar una buena decisión y cambiar la forma de relacionamiento construidas sobre una nueva gobernanza social y ambiental, mecanismos como la licencia social y ambiental no se decretan en la firma de un documento, sino que se construyen en el día a día de la operación.

Para fortuna de todos, los Proyectos Piloto de Investigación Integral PPII no serán el resultado de la improvisación tecnológica, pero si vamos al territorio de la misma manera que lo hemos hecho antes, podría resultar en un mal nacimiento.

Bibliografía:

Bastidas, M. et al. (. ). El diálogo de saberes como posición humana frente al otro: referente ontológico y pedagógico en la educación para la salud. http://parquedelavida.co/ images/contenidos/el_parque/banco_de_ conocimiento/el_dialogo_de_saberes_como_ posicion_humana_frente_al_otro.pdf Cerón, J., Checa, J., Lasso, M., Ortega, C. (2018). Diálogo de saberes: Una experiencia exotosa de comunicación de la ciencia. Revista Energía & Geociencias, ACGGP, publicación No. 27, pg., 14-19.

Hernández, E., et al. (2017). Diálogo de saberes: Propuesta para identificar, comprender y abordar temas críticos de la salud de la población. http://rcientificas.uninorte.edu.co/ index.php/salud/article/viewArticle/8505 Mejía, M., R. (2016). Diálogo-confrontación de saberes y negociación cultural: ejes de las pedagogías de la educación popular: una construcción desde el sur. Educar em Revista, Curitiba, Brasil, n. 61, p. 37-53, jul./set. 2016 . https://www.scielo.br/pdf/er/n61/1984-0411er-61-00037.pdf Ramírez, J., D. (2016). Diálogo de saberes: Una contribución desde la vida cotidiana a la

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etnoeducación. Universidad Tecnológica de Pereira, Facultad de ciencias de la educación. http://repositorio.utp.edu.co/dspace/ bitstream/handle/11059/7079/3058R173. pdf?sequence=1 Ortega, C. (2019). La importancia del diálogo de saberes en cualquier proceso pedagógico. Revista Energía & Geociencias.

ACGGP, publicación No. 28. Pg., 12-14.

Ortega, C. & Rodríguez, F. (2019). La discusión energética: A grandes problemas, grandes soluciones. Revista Negocios e Industrias. Edición 28, pg., 20-21

NOTICIAS

Herramientas pedagógicas para comunicar sobre las ciencias de la tierra

A

unque es muy común escuchar que la pedagogía es la disciplina o la labor que se encarga específicamente de la educación de nuestros niños y niñas, no es preciso agotar su alcance en ello. La pedagogía es la ciencia que se encarga de estudiar los mecanismos, las formas y prácticas entorno a la educación y los elementos que operan alrededor del proceso de aprendizaje de todos los seres humanos. Reconociendo la magnitud de esta ciencia; como ACGGP hemos analizado y reflexionado frente a la necesidad de construir sinergias pedagogía-geología que permitan que el gremio se estabilice aún más en el ejercicio de democratizar el conocimiento geocientífico, posibilitando que las comunidades

que habitan nuestro territorio nacional tengan acceso a la información relevante para el cuidado de los territorios y el uso responsable de los recursos naturales.

Comprendemos que apostarle a la apropiación social del conocimiento geocientífico, pasa por el esfuerzo y la rigurosidad de dinamizar espacios de formación óptimos que permitan que las ciencias de la tierra lleguen a públicos diversos, en donde la geología se desconoce en un alto porcentaje. Por esta razón, en un ejercicio de coherencia con nuestra visión pedagógica, hemos promovido diversos talleres de divulgación geocientífica dirigidos a público escolar, público familiar y docentes de múltiples disciplinas.

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Linda Cárdenas Ramírez Asesora en Pedagogía y Comunicación – ACGGP

Apostarle a la apropiación social del conocimiento geocientífico, pasa por el esfuerzo y la rigurosidad de dinamizar espacios de formación óptimos.

En el segundo periodo del año 2019, con el objetivo de comunicar las ciencias de la tierra para el reconocimiento de los elementos y procesos geológicos que están inmersos en la cotidianidad, iniciamos con nuestro primer ciclo de talleres de formación dirigido a colegios públicos y privados de la ciudad de Bogotá. Realizamos 35 talleres durante 9 jornadas, alcanzando a más de 1050 estudiantes en 5 localidades de Bogotá.

Esta iniciativa tuvo una gran acogida en el escenario educativo de la ciudad, por lo que, fuimos contactados desde la Secretaria de Educación de Bogotá e invitados por varios colegios para continuar dicha propuesta.

A petición del público educativo, convocamos nuestro segundo ciclo de talleres, llamado #CiudadGeológica el cual, en el tiempo récord de 3 días, tuvo más de 12 colegios inscritos y supero las primeras cifras de estudiantes alcanzados, más de 1300 en esta ocasión. Este ciclo se extendió a dos municipios del departamento, sumándose a las 8 localidades que hemos cubierto en la ciudad de Bogotá. Como nuestro propósito es llegar hasta donde nuestras manos alcancen, también estuvimos en la ciclo-

vía de Bogotá, irrumpiendo de la mejor manera a los transeúntes y deportistas del común, quienes conocieron sobre la geología que hay en sus bicicletas, en sus audífonos y en sus celulares.

Tras esta nueva coyuntura que nos empujó a la seguridad de nuestras casas, pausamos algunas proyecciones, pero le pusimos turbinas a otras nuevas, es por eso que nuestra #CiudadGeológica se trasladó a la web y a las redes sociales, siempre impulsados por nuestra convicción permanente: la geología para todos y todas.

#CiudadGeológica en 3 días, tuvo más de 12 colegios inscritos.

#CiudadGeológica 51

Fotografía por Gustavo Sarmiento.

En la ACGGP, queremos aportar de manera constructiva en la discusión que se ha generado con respecto a la realización de los Proyectos Piloto de Investigación Integral para Yacimientos no Convencionales en Roca Generadora.

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Un escenario único para interactuar en torno a la ciencia, la sostenibilidad y las sociedades futuras.

18, 19 y 20 de agosto de 2021 Medellín @capantioquiascg @capantioquia

Apoya:

Capítulo Antioquia SCG xviiiccg@gmail.com hp://sociedadcolombianadegeologia.org/

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EVENTOS

Eventos ACGGP 2020 Durante lo corrido del año 2020, la Asociación Combiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo ACGGP ha promovido más 129 actividades para continuar produciendo conocimiento especializado sobre las geociencias, energía y desarrollo sostenible.

Este año, se ha asumido el reto de virtualizar los eventos para seguir compartiendo todo el contenido sobre las ciencias de la tierra y mantener el compromiso de desarrollar el conocimiento profesional, incentivar el espíritu de investigación científica y fomentar el libre intercambio de ideas; a través del uso de nuevas tecnologías.

Las memorias de algunas de estas actividades se pueden encontrar en las redes sociales. Los invitamos a seguir los eventos y compartirlos.

ACGGP @acggp_energia @acggp_energia acggp

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Tambien se puede ampliar toda la información en www.acggp.org 54

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