INDICE

1.- INTRODUCCION

1.1. PROPOSITO DEL DOCUMENTO

1.2. CRITERIO EMPLEADO EN SU ELABORACIÓN

2.- EL MARCO GEOLÓGICO

            2.1 CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

            2.2. CARACTERIZACION  DE LA FORMACION VACA MUERTA

3.- LA TECNOLOGIA DISPONIBLE

            3.1. EN LA ETAPA EXPLORATORIA

            3.2. EN LA ETAPA DE DESARROLLO-RECURSOS EN JUEGO

            3.3. MONITOREO DE PROCESOS.

4.- MARCO JURIDICO-INSTITUCIONAL

            4.1.  MARCO NORMATIVO APLICABLE A HIDROCARBUROS

4.2. NORMATIVAS AMBIENTALES ESPECÍFICAS VIGENTES

5.-LA GESTIÓN AMBIENTAL DE LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HC

5.1. PROCEDIMIENTOS DE GESTIÓN AMBIENTAL

5.2  ASPECTOS AMBIENTALES SIGNIFICATIVOS

5.3. INDICADORES SOCIOAMBIENTALES

5.4. MECANISMOS DE PARTICIPACIÓN DE LA COMUNIDAD

6.- RESUMEN DE CUESTIONES PENDIENTES- CONCLUSIONES

6.1. SOBRE LA CAPACIDAD DE CONTROL DE LA AUTORIDAD DE APLICACIÓN

6.2. SOBRE LOS REQUISITOS AMBIENTALES EN LAS CONCESIONES

7.- ANEXOS

            7.1.   REFERENCIAS CONSULTADAS    

7.2.- AUTORES Y COLABORADORES

 

1.- INTRODUCCION

1.1. PROPOSITO DEL DOCUMENTO

Existe una relación directa entre el desarrollo económico y la demanda energética. Desde hace aproximadamente ciento cincuenta años, el desarrollo de las actividades humanas se hizo apelando a los combustibles fósiles. Primero se utilizó el carbón y luego el petróleo y el gas.  La matriz energética mundial se integró con una proporción de esos combustibles de modo siempre creciente y en la actualidad se encuentra en  el orden del  90% del total de la oferta mundial; la mitad de esta oferta, corresponde en términos generales al petróleo y la otra mitad al gas y al carbón.

El precio del petróleo tuvo muchas oscilaciones desde el año 1974 hasta la fecha; hasta 1973, se mantuvo en los 10 u$s el barril, llegando en 1974 a 40 u$s, pero años mas tarde alcanzó los 100 u$s, para retrotraerse posteriormente a valores de entre 15 y 25 u$s. Estas oscilaciones no respondieron estrictamente a los costos de exploración y explotación, sino a las decisiones estratégicas de los países productores.

Las crisis del petróleo de 1973 y de 1980  provocaron las primeras alarmas y los yacimientos que se fueron sumandocomo nuevas reservas no tuvieron las mismas facilidades de los precedentes.  Esta situación con el agregado de las volatilidades propias del mercado de hidrocarburos hizo que, en los últimos años, escalara el precio del petróleo,  hasta estacionarse alrededor de valores de u$s 100 el barril.

A partir de los años `80 fue necesario mejorar las tecnologías de exploración y explotación y posterior procesamiento aplicadas a yacimientos de menor rentabilidad para viabilizar su empleo como fuente de energía o como materia prima para la industria.  Las revistas especializadas manifiestan que no quedan reservorios a descubrir,  que aseguren bajos costos de explotación y resulten rentables.

Simultáneamente creció el interés por el desarrollo de las energías alternativas,  tales como la eólica, la solar térmica, la solar fotovoltaica, la mareomotriz, la geotérmica, así como el aprovechamiento de la biomasa, como combustible alternativo a los fósiles. En todas estas líneas, se ha avanzado mucho tecnológicamente y por ende, han disminuido los costos asociados a cada una de estas alternativas. La penetración de estos tipos de energías en la producción de electricidad, ha ido creciendo a ritmo sostenido. De todos modos, la participación de estas fuentes en la matriz energética global, es aún pequeña y su evolución futura no parece suficiente  para cubrir la creciente demanda de energía, que por varias décadas (al menos hasta el 2050), deberá ser satisfecha principalmente con la explotación de combustibles fósiles.  En algunos países con recursos hidroeléctricos, como el nuestro, esa alternativa es también una fuente de energía importante en aras de la sustitución de fósiles.

En este contexto, los especialistas en geología y  geofísica del petróleo, se abocaron a la detección y cuantificación  de reservorios de hidrocarburos no convencionales (HCNC), en formaciones de origen sedimentario, denominadas “roca madre” en las que, dada su escasa permeabilidad, quedaron retenidos parte de los HC originalmente formados (el resto pudo migrar a los yacimientos denominados convencionales).

Para la liberación y extracción de  los HC retenidos en la roca madre, se debe proceder a  fracturar hidráulicamente la roca, (el término “fracking” refiere a ese procedimiento), para lo cual se requiere poner a disposición gran cantidad de recursos tecnológicos y naturales (como el agua), lo que ha producido en las comunidades vecinas a las áreas de exploración y explotación, la percepción de un riesgo ambiental incremental respecto al de la explotación de un yacimiento convencional.

Esta percepción se ha formado en base a información extraída de publicaciones y divulgaciones efectuadas por ONGs, sin que hasta el presente se haya discutido con rigor científico, la implicancia ambiental de esta metodología de extracción, con todos los elementos de juicio, que permitan la apropiada ponderación de este riesgo.

De todos modos, la posibilidad de reemplazar al carbón o al petróleo por gas, como combustible, es cuanto menos una mejora en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). A EEUU le permite manifestar que en los últimos cinco años ha reducido en 450 millones de Tn anuales, sus emisiones de CO₂ y que sus emisiones globales de GEI, son similares a las del año 1995.

En este contexto, este documento se propone trasmitir tanto al conjunto de profesionales de la ingeniería, así como a las autoridades de los entes nacionales y jurisdiccionales encargados de regular la actividad, a los decisores políticos, a las Organizaciones No Gubernamentales interesadas en las cuestiones ambientales y a la comunidad en general, un panorama objetivo de los conocimientos disponibles sobre esta actividad que se inicia en el país y colaborar en la interpretación de  los procedimientos a los que apela esta tecnología y en especial, las herramientas de control ambiental aplicables.

1.2. CRITERIO EMPLEADO EN SU ELABORACIÓN

Planteado el propósito, hemos creado conveniente elaborar un documento abarcativo, tanto desde los aspectos geológicos, los tecnológicos, así como los jurídico-institucionales, pero poniendo el énfasis en los aspectos ambientales y en las cuestiones que a nuestro juicio deben ser resueltas lo antes posible, para asegurar una gestión ambiental apropiada, en respuesta a la complejidad de la problemática que se enfrenta.

En el documento se hace referencia a las experiencias previas tanto en el país como en el exterior en las que se aplicó la tecnología de la fractura hidráulica y se incluyen los links y referencias que permiten al lector profundizar las cuestiones que sean de su especial interés.  En  los dos últimos años, se han publicado muchos artículos explicando las características geológicas de yacimientos como el de Vaca Muerta y detallando los recursos tecnológicos utilizados en la prospección y en la explotación de este tipo de yacimientos.

De cada uno de estos documentos consultados, se han extraído los conceptos fundamentales que se integraron a los puntos 2 y 3 y con el aporte de otras referencias, se han desarrollado con mayor detalle los puntos 5 y 6 referidos a los aspectos ambientales prioritarios o significativos y el planteo de las herramientas preventivas y correctivas, que deberían ponerse en práctica  para una apropiada gestión ambiental del proyecto.

En cuanto al punto 4, aspectos jurídicos e institucionales, el documento menciona y comenta la normativa vigente sobre hidrocarburos, en particular con respecto al dominio y la jurisdicción, tanto de la nación como de las provincias, haciendo especial hincapié en los aspectos ambientales de la regulación.  En ese sentido, su inclusión tiene el propósito de advertir sobre la incidencia que la superposición o la indefinición de responsabilidades provoca respecto a las autoridades de aplicación, afectando tanto la gestión ambiental de las operadoras como el propio control y fiscalización ambiental.  

2.- EL MARCO GEOLÓGICO

Desde el año 2011 comenzaron a publicarse en el país, artículos técnicos que explicaban las características de los reservorios o yacimientos no convencionales de hidrocarburos, estableciendo comparaciones con los llamados convencionales, que eran los explotados casi con exclusividad hasta hace un par de décadas. Este hecho no significaba que se desconociera la existencia de  recursos almacenados en otro tipo de formaciones como son los esquistos o lutitas (shale oil o shale gas), las arenas compactas (tight gas) o las formaciones de carbón conteniendo metano; simplemente, no se disponía de la tecnología apropiada para su extracción a precios competitivos.

Si bien a fines del año 2010, las reservas comprobadas de gas a nivel mundial equivalían a 58,6 años de producción, los recursos mundiales estimados de gas de reservorios no convencionales quintuplicaban a los anteriores (Ref. A). La publicación del Departamento de Energía de los EEUU (DOE) en abril de 2011, reporta que del relevamiento efectuado en 32 países por la consultora Advance Resources International, significó, para nuestro país,  un cambio esencial en las expectativas, ya que colocó  a la Argentina en el tercer lugar a nivel mundial, luego de China y EEUU, en cuanto a recursos de este tipo. 

Los 774 Tcf (trillones de pies cúbicos) de recursos estimados para Argentina, distribuidos en cuatro cuencas (Neuquina, San Jorge, Austral y Chaco-Paranaense), representan un potencial de 60 veces las reservas actualmente comprobadas de gas natural convencional (Ref. A); de ese total estimado, la cuenca neuquina representaría el 53% aproximadamente. 

En EEUU, si bien ya en 1954 el shale gas, comenzó a utilizarse comercialmente, fue a partir de 1988, que la explotación de este tipo de yacimientos, se hizo masiva y la producción creció exponencialmente en la últimos diez años, dando como resultado una participación mucho más importante del gas en la matriz energética de ese país y revirtiendo el balance muy negativo entre la importación y exportación de recursos energéticos, pasando a tener la perspectiva de autoabastecimiento dentro de veinte años.  (Ref. B)

El citado informe del DOE, estima que a nivel mundial en el año 2035, el 46% del total de hidrocarburos extraídos, provendrá de reservorios no convencionales. (Ref. C)

2.1 CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

Las características de este tipo de yacimientos, han sido descriptas en varias publicaciones especializadas, entre las cuales se indican las referenciadas como D, E y J, en las que el lector puede completar la información sucinta que se incorpora en este ítem. 

La teoría universalmente aceptada es que los hidrocarburos se formaron a partir de restos de seres vivos, que a través de un proceso de “catagénesis”, esa materia orgánica se transformó primero en un material denominado “querógeno” y finalmente en  hidrocarburos. El proceso llevó millones de años y se desarrolló en la roca que ahora se denomina “roca generadora”.

Parte de los hidrocarburos generados, gaseosos o líquidos, migraron a través de fisuras, a zonas de mayor permeabilidad, hasta alcanzar niveles en los que se encontraron con alguna estructura impermeable, “un techo o roca sello”, en cuyo caso conformaron los yacimientos convencionales, en los que por diferencia de densidades, se suelen encontrar estratificados, un casquete de gas, debajo de éste petróleo líquido, y en la parte inferior agua. 

Los hidrocarburos que permanecieron atrapados en la roca generadora, constituyen los yacimientos no convencionales  (shale gas o shale oil o gas de esquistos).

Este mismo proceso se ha dado en formaciones denominadas “arenas compactas”, también de muy baja permeabilidad, pero en este caso no están restringidas geográficamente a una “trampa” y se las llama “acumulaciones continuas”.

Tanto unos como otros, son más extendidos geográficamente que los convencionales, con espesores variables según el sitio y ubicados a profundidades, que en general, dado el proceso físico de migración descripto, resultan ser mayores que la de los convencionales.  Estas condiciones por un lado facilitan las tareas de exploración, prospección y estimación del recurso, pero dificultan sensiblemente las de extracción y explotación. 

Los factores que hacen que una roca generadora constituya un reservorio no convencional, potencialmente productivo son: (Ref. D)

a.- El contenido de materia orgánica > a 2% para gas y > a 4% para petróleo;

b.- La madurez adecuada de la materia orgánica contenida en ella;

c.- La distribución amplia y continua y buen espesor del manto bituminoso; y

d.- La composición litológica que le otorgue condiciones de fragilidad para que pueda ser fracturada (Ref. D).  

2.2. CARACTERIZACION  DE LA FORMACIÓN VACA MUERTA

De las cuatro cuencas identificadas en el país y ya mencionadas, con yacimientos de hidrocarburos no convencionales potencialmente productivos, en la cuenca Neuquina la Formación Vaca Muerta ha concitado la atención nacional e internacional, en razón de sus características, dimensiones y potencialidad. 

Se extiende abarcando el territorio de tres provincias, Mendoza, Rio Negro y Neuquén, con una superficie estimada en 30.000 km² y efectivamente, sus características responden a los cuatro factores expuestos en el punto anterior.

El horizonte de la roca generadora se encuentra a una profundidad media de 3000 m y el espesor medio del yacimiento es de 400 m. A título comparativo, estos horizontes, para el yacimiento de Marcellus, en Pensylvania EEUU, son de 700 m y 100 m, respectivamente.

FIGURA 1:  La cuenca neuquina-  Formaciones de shale –  Fuente IAPG –Ref E

Las aguas subterráneas disponibles y aptas para el consumo, no se encuentran uniformemente distribuidas en toda el área ocupada por la formación Vaca Muerta. En  las zonas donde hay acuíferos, estos se encuentran a una profundidad que puede oscilar entre 100 y hasta 400 m. (Ref. F).  Su calidad no es homogénea y se han reportado situaciones de contaminación de ese recurso, producidas por actividades vinculadas al sector petrolero, previas al inicio de las estimulaciones mediante fracturas hidráulicas masivas. (Ref. F).

La población radicada entre los límites reconocidos para la formación Vaca Muerta, es de aproximadamente 530.000 habitantes, los que están concentrados en las localidades de Neuquén, Cipolletti, Zapala, Añelo, Plaza Huincul, Cutral Co, Cinco Saltos, Centenario, Las Lajas, Chos Malal  y Rincón de los Sauces, entre otras. La localidad de Añelo (actualmente con cerca de 7000 hab.) es la más próxima a los emplazamientos de exploración y explotación de esa formación, que desde el 2011 se han instalado en las zonas conocidas como Loma La Lata, Loma Campana, Bloque La Amarga Chica y Bajo del Choique. De todos modos, Añelo se encuentra a unos 20 km de estos sitios, seleccionados hasta el presente para la realización de un programa piloto de perforaciones encarado por YPF y empresas  asociadas y por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) y sus socios.

La población rural dispersa se ha ubicado en las cercanías de los cursos superficiales -ríos Limay y Neuquén y sus afluentes-, aprovechando para sus explotaciones agrícolo-ganaderas, la infraestructura de riego que fuera construida ya hace varias décadas. Sobre ambos cursos se encuentran en operación, represas multipropósito (hidroeléctricas, control de inundaciones y riego). Los cursos mencionados se alimentan de las precipitaciones nivales, en las nacientes de los mismos, en la cordillera de los Andes. Las poblaciones mencionadas, en su gran mayoría,  utilizan estos recursos superficiales, como fuente  de captación de los sistemas de provisión de agua potable.

La precipitación pluvial anual es de escasos 100 mm en la zona donde se encuentra actualmente, la mayor actividad vinculada a Vaca Muerta. Las características edafológicas, de la biota y del clima, son propias de una zona semiárida. 

La intervención humana en Loma La Lata, Loma Campana, Bloque La Amarga Chica y Bajo del Choique, ha sido hasta el presente, típicamente la exploración y explotación de los yacimientos convencionales de gas y petróleo. De hecho, en la superficie que estimativamente delimita la formación Vaca Muerta, se pueden contabilizar una decena de  concesiones vigentes, para la explotación de yacimientos convencionales. 

Es de señalar que a mayor profundidad que la formación Vaca Muerta, se ha identificado la formación Los Molles, (aprox. a 4500 m), también de esquistos sedimentarios que en el futuro podría ser motivo de atención específica.    

3.- LA TECNOLOGIA DISPONIBLE

Los recursos tecnológicos aplicables tanto en la etapa exploratoria como en la de explotación, han evolucionado sustancialmente en las dos últimas décadas, lo que permite disponer de herramientas muy interesantes para identificar los recursos potencialmente productivos, para poder transformar esos recursos en reservas y finalmente, reducir  los costos de explotación, apelando a la mejor tecnología disponible.

3.1. EN LA ETAPA EXPLORATORIA

En esta etapa, a partir de relevamientos exploratorios, se apela a la realización de una prospección sísmica, empleando camiones especialmente equipados para generar vibraciones, que son captadas por una red de geófonos y a partir de la respuesta recibida generar los Mapeos en  2D  y en 3D. En la Cuenca Neuquina, se dispone de los resultados de estos mapeos en una amplia zona.

En una etapa posterior, las estimaciones y cuantificaciones efectuadas,  deben ser corroboradas con perforaciones de sondeo y verificación.  En esta fase, y dependiendo de cada sitio en particular, de cada 100 pozos perforados, suelen ser exitosos en promedio el 10%. Esta estadística predictiva se basa en la experiencia adquirida en EEUU donde la cantidad de perforaciones en las que practicó la fractura hidráulica superó el millón (Ref. C) y de Canadá, donde se perforaron varias decenas de miles de pozos. De esta fase, los resultados deben suministrar información para definir las características del yacimiento en cuanto a los parámetros mencionados en el punto 2.1. y en cuanto al diseño del pozo en sí mismo (longitudes de los tramos vertical y horizontal, diámetros de cada tramo de cañería, etc.), y también respecto a  la elección de los parámetros de la fractura hidráulica (cantidad y posición de las fracturas por pozo, elección de aditivos químicos, presiones de trabajo, volumen de agua requerida para la fractura, etc.).  El tramo horizontal de los pozos, es como mucho, de 1.000 m. La perforación de cada pozo, suele tomar en promedio entre 30 y 45 días.

Figura 2.- Esquema de una instalación en la que se produce una fractura hidráulica Ref F.

Figura 3: Perspectiva de una instalación. Etapas de la fractura hidráulica.

Las perforaciones piloto o de sondeo, pueden originar en la mayoría de los casos, variaciones en las estimaciones previas de los recursos. En Polonia, por ejemplo, resultó que las reservas comprobadas de HCNC (año 2012), fueron significativamente menores a las estimaciones previas, lo que produjo el retiro de la mayoría de las empresas que, en gran número, se habían interesado en ese prometedor sitio.

Sólo en el clúster de explotación de 395 km² que forman parte del acuerdo YPF-Chevron, se prevé poner en producción entre 1.500 a 2.000 pozos en un plazo de 5 a 8 años (Ref. M).

3.2. EN LA ETAPA DE DESARROLLO-RECURSOS EN JUEGO

Una vez finalizada la perforación de un pozo, se comienza con la etapa de terminación. La terminación es un conjunto de tareas que tienen como objetivo conectar el pozo perforado con la formación productiva de interés.  Uno de los primeros pasos consiste en realizar en forma controlada varios orificios a través de la cañería de acero y el cemento de aislación (operación de “punzado”). En algunos casos es necesario realizar otra operación, llamada estimulación hidráulica, o fractura hidráulica. Para ello se inyecta un fluido conformado por agua y arena a gran presión, junto con una pequeña proporción de productos químicos específicos. Así se generan y  conectan entre sí fisuras en la formación productiva. Estas fisuras facilitan el flujo del hidrocarburo hacia el pozo. Esa operación se repite tantas veces como sea necesario a medida que se avanza en la zona de contacto con la formación productiva de interés.

La cantidad de agua de fractura a emplear por pozo se estima entre  10.000 a 30.000 m³.  Es probable que al cabo de un periodo de 5 años o algo más, deba efectuarse una nueva inyección de agua, si se producen obturaciones en las fisuras abiertas en la fractura inicial y  según el comportamiento de cada pozo.  El fluido de fractura está compuesto en términos medios por: un 95% de agua, un 4,5 % arena y un 0,5 % aditivos químicos. (Ref.C)

La totalidad del líquido a inyectar depende de la cantidad de fracturas que se van a efectuar. Deben estar disponibles siempre en la locación, volúmenes del orden de los 3.000 a 4.000 m³ que se emplean en cada tramo de la fractura. Dependiendo del diseño de la fractura, cada etapa de fractura puede demorar varias horas. En una semana, el equipo debería dejar el pozo en condiciones de continuar con la etapa de ensayo y/o puesta en producción.

Paraalcanzarla presiónnecesariadeben disponerse de una batería de bombas a disposición de cada torre de perforación. La alimentación de estos equipos, así como la de todos los transportes utilizados para el almacenamiento in situ del agua, de los productos químicos y de la arena, se efectúa normalmente con gas-oil. En Neuquén, el Decreto Nº1483/2012, prohíbe el uso del agua subterránea como fuente de recurso para estos fines.

El flujo del retorno de líquido de fractura, es del orden de un 40% menor que el del inyectado y retorna mezclado con agua de la propia formación, que suele contener metano, metales pesados, radio nucleídos, productos de descomposición de los aditivos químicos empleados, una fracción de la arena inyectada y una vez en explotación, los hidrocarburos mezclados con agua, preexistente en la formación.

En el sitio de emplazamiento a intervenir, debe disponerse también de las facilidades para el almacenamiento de los líquidos de retorno y para su tratamiento de depuración.  La tendencia que se está viendo en distintos países, es  el tratamiento de las aguas de retorno, hasta un punto en que pueda ser reutilizada. Los residuos de ese tratamiento, deberán tener una disposición como residuos peligrosos, según la legislación vigente.

La preparación del sitio donde se va a emplazar la torre de perforación se completa con las oficinas de control de todos los procesos, los alojamientos del personal, comedor y sanitarios y depósitos de herramientas, accesorios, etc.  Estas instalaciones, son móviles y se desplazarán a un nuevo sitio, para repetir la secuencia mencionada.

En Argentina se viene haciendo estimulación hidráulica desde hace más de cincuenta años en pozos de explotación de yacimientos convencionales (Ref. Ñ). La estimulación hidráulica es utilizada para el desarrollo de algunas formaciones convencionales y en todos los casos de las no convencionales. Puede aplicarse tanto en pozos verticales como en pozos horizontales.

En Calgary- Alberta- Canadá, se introdujo un nuevo método de fracking, utilizando un gel de propano. No usa agua. El metano está usualmente presente en el subsuelo.  La empresa Gasfrac, lo empleó 2.500 veces en 700 pozos en Canadá y en EEUU en los últimos años.  Se lo usa combinado con Oxido de Magnesio y Sulfato Férrico. Por el momento, la fracturación hidráulica es la más económica, pero las empresas están haciendo fuertes inversiones en la búsqueda de alternativas, para atender a los reclamos de los ambientalistas.

“Fractura hidráulica” es un término “indeseable” para muchas ONGs ambientalistas. Es de señalar que esta preocupación no se da solamente en nuestro país. En junio de 2009, la EPA promulgó una adenda al Acta de Agua de Bebida Segura (Safe Drinking Act), aplicable a la fractura hidráulica, estableciendo requisitos obligatorios de información de químicos utilizados y autorizados, como mecanismo de protección de las fuentes de agua dulce. 

En el año 2010, también EPA anuncia que ha decidido iniciar un estudio específico sobre la fractura hidráulica. El estudio se lanzó el 18 de marzo de 2010, con un presupuesto de 2 millones de u$s y el resultado del mismo se prevé disponer en el corriente año.

3.3. MONITOREO DE PROCESOS.

Si bien algunos de los procedimientos aplicados durante la etapa de prospección, desarrollo y explotación de HCNC, son similares a los de una explotación convencional, las diferencias fundamentales están en la magnitud de los recursos que deben ponerse en juego en cada sitio de perforación, así como la complejidad de las operaciones involucradas especialmente durante la fracturas hidráulicas y en la gestión de los residuos líquidos, sólidos y gaseosos que se generan, lo que amerita un detallado plan de monitoreo.

En cuanto a las aguas de desecho, las cantidades de agua empleada en la fractura, los volúmenes retornados, su calidad, las etapas de tratamiento y de disposición o reúso de las mismas, deberían ser registradas y auditadas.  Partiendo de la base que en cada operación o procesos, se acudirá a los estándares incorporados a un Manual de Buenas Prácticas, como el elaborado por la Asociación Internacional del Petróleo (API). “Listado de Normas aplicables a la operación” (Ref. O).  Elplan de monitoreo, deberá ser establecido por la autoridad regulatoria ambiental, a la que le correspondería la fiscalización de su cumplimiento.

No deberían faltar en dicho plan, las mediciones de las emisiones de metano a la atmósfera durante las etapas del desarrollo y de explotación. Según la EPA, las emisiones de CH₄ son del orden del 1.6 % de  la producción. Según las ONGs  pueden llegar al  3,6 a 7,2 %  a lo lago de la vida útil de un pozo promedio (20 a 30 años).  Un estudio reciente en EEUU,  muestra que las emisiones de metano son un 50% mayor a las estimaciones gubernamentales. Se les está pidiendo a  las empresas que reduzcan en un 40% las emisiones de metano para el año 2018.

El costo de esa disminución, se estima en 0,01 u$s por cada 1000 pie³ de gas producido, según un estudio de FairFax, VA-EEUU,  basado en la firma consultora ICF-Internacional, para el Environmental Defense Fund.  El informe aconseja que los inspectores del ente de control, sean equipados con detectores infrarrojos, cuando efectúen sus auditorías de campo. También sugiere que puede obtenerse la reducción a costo despreciable, con un adecuado mantenimiento de sellos gastados o revisando las presiones de los ajustes de cierre de válvulas y otros dispositivos.

Sin pretender agotar el listado de parámetros a monitorear, debe tenerse en cuenta que también es posible que se emitan a la atmósfera: compuestos orgánicos volátiles (VOCs), hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAPs) y elementos radioactivos.

Un capítulo especial merece el seguimiento de los productos químicos autorizados para ser empleados como trazadores, como inhibidores de corrosión, como modificadores de la viscosidad de la inyección, etc. Algunos son utilizados durante la perforación y otros en la fase de fractura hidráulica.

La determinación de la huella de carbono que corresponde a determinada concesión o proyecto, amerita contabilizar todas las fuentes de energía empleadas o perdidas en las operaciones de prospección y explotación. Un ejemplo de ello, es el combustible empleado en los sistemas de bombeo o transporte de materias primas, combustibles, instalaciones móviles, efluentes líquidos o sólidos generados y en general en la gestión de los mismos.

En el punto 5, se complementan estos comentarios, con mayor detalle en cuanto a la gestión ambiental del proyecto.

4.- MARCO JURIDICO-INSTITUCIONAL

No es propósito de este punto, presentar una matriz de cumplimiento legal (MCL), para quienes participarán en el desarrollo del recurso en todas las etapas, sino mencionar la normativa que aporta elementos de interés sustancial, en cuanto a la estructuración jurídico-institucional aplicable ante la decisión política de impulsar la explotación de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales, entre ellos el de Vaca Muerta,  identificados en el territorio y agrupados en las cuatro cuencas ya mencionadas al comienzo de este documento. 

Es de especial interés remarcar las instancias y vinculación que estos instrumentos tienen en relación con la gestión de las cuestiones ambientales de estos aprovechamientos.

En este punto, los comentarios y recomendaciones que se formulan, serán aplicables en gran parte a cualquiera de las referidas cuencas. Las menciones de la normativa jurisdiccional, corresponden exclusivamente a la provincia del Neuquén, por el hecho de que es en esa Provincia, en la que se han iniciado las intervenciones más importantes vinculadas a la confirmación de las estimaciones del recurso almacenado en Vaca Muerta.

4.1.  MARCO NORMATIVO APLICABLE A HIDROCARBUROS

Un marco normativo debe comenzar necesariamente por las reglas que establece la Constitución Nacional, que está en la punta de la pirámide jurídica. En ese sentido nuestra Constitución Nacional establece varias normas a ser tenidas en cuenta, las que deber ser consideradas e interpretadas en conjunto y en forma armónica.

Al respecto tenemos en primer lugar el artículo 41 que es la base conceptual de este recurso natural. Luego los incisos 12, 18 y 19 del art. 75 y finalmente el art. 124.

De ese conjunto surge la facultad del Congreso Nacional de fijar las políticas nacionales para los hidrocarburos y la facultad provincial de administrar esos recursos en sus territorios.

A nivel nacional, la ley 17.319/1967, modificada parcialmente  por la Ley 26.197/2007 (conocida como la ley corta) como resultado de la reforma constitucional y en interpretación de un aspecto de sus contenidos, constituyen el marco legal actual en el que se desenvuelve la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos.   La Autoridad de Aplicación Nacional es la Secretaría de Energía y Minería de la Nación.

En el lapso entre 1967 y 2007, se promulgaron las siguientes leyes:  Ley 24.145/1992 llamada “Ley de federalización de los hidrocarburos, la Ley 24.076/ 1992 vinculada a la Integración vertical de la industria del gas y la Ley 23.696/1989, los Decretos PEN de desregulación Nº1.055/89, 1.859/89 y 1.212/89 y en noviembre de 1994, la nación y las provincias productoras de petróleo, firmaron un Acta Acuerdo, estableciendo pautas de coordinación entre ambos niveles y aprueban contenidos de una propuesta de adecuación de la ley 17.319, que recién se concretó parcialmente en el año 2007.  

A partir del 2007, las provincias debían asumir en forma plena, el ejercicio del dominio originario y la administración de los yacimientos, y el PEN, la facultad de reglamentar las actividades de explotación, industrialización, transporte y comercialización de HC y de fijar la política nacional. (art. 75 inc. 12 de la CN y arts. 2 y 3 de la Ley 17.319). En este marco y con YPF privatizada, las provincias adjudicaron concesiones, crearon empresas provinciales, otorgaron permisos de exploración, también han revertido concesiones, cada una con criterios y condiciones propias y no siempre coordinadas entre sí.

En el año 2012 se sanciona la ley 26.741 de soberanía hidrocarburífera que nacionaliza el 51% de YPF. Esta ley introduce modificaciones a las condiciones legales antes referidas reafirmando el protagonismo nacional en la materia. A la fecha, re estatizada YPF y la decisión de apostar fuertemente al desarrollo de los HCNC,  se ha visto la necesidad  de adecuar el marco jurídico vigente, puesto que en caso contrario, se producirían a corto plazo disputas entre la nación y las provincias, a causa de las diferentes interpretaciones que permite el texto de la Constitución Nacional y las leyes dictadas en consecuencia. En tal sentido, se ha redactado un proyecto de ley, que está siendo discutido entre representantes del ejecutivo nacional y de los provinciales, con la intención de lograr un consenso con anterioridad a la remisión al Congreso Nacional  para su aprobación. La interpretación del art. 124 de la Constitución Nacional de 1994 en forma aislada constituye el principal escollo en las conversaciones. Mediante Decreto PEN N°1.277/2012, se crea una Comisión Interministerial que constituye la autoridad de aplicación de la política petrolera.

La Provincia de Neuquén, mediante Ley Nº2.841 promulgada  por Decreto 05/2013  coloca a la empresa provincial Gas y Petróleo S.A. (GyP), en el ámbito del Ministerio de Energía y Servicios Públicos, junto al EPEN, EPAS, DPV e HIDENESA (Hidrocarburos de Neuquén S. A.).  El Ministro es a la vez, el Presidente de  GyP. 

De la consulta efectuada al sitio WEB de la empresa, surge que son “activos de GyP”, 60 áreas de la Provincia, que abarcan unos 37.200 km² de su territorio.    

4.2. NORMATIVAS AMBIENTALES ESPECÍFICAS VIGENTES 

La Ley 25.675/2002 “General del Ambiente” y la Ley 25.831/2003 “Régimen de libre acceso a la información ambiental”, ambas leyes de presupuestos mínimos en los términos del art. 41 de la Constitución Nacional de 1994, constituyen el marco jurídico ambiental a nivel nacional. En la primera se fijan objetivos, principios e instrumentos de la política ambiental y se establecen pautas para la participación ciudadana y la obligatoriedad del seguro ambiental y en la segunda se garantiza el derecho de acceso a la información ambiental que se encontrare en poder del Estado, en cualquiera de sus niveles.

En la Provincia de Neuquén rige la Ley Provincial Nº1.875 (B.O. 1/2/91), T.O. Ley Nº 2.267 (B.O. 23/12/98), la que constituye el marco de actuación para las actividades antrópicas  en su territorio.  Aplica a las explotaciones de HC tanto convencionales como no convencionales y obliga a presentar  los Estudios de Impacto Ambiental (EsIA) de cada intervención. El Decreto Nº2656/99 que reglamentó dicha ley establece en su Anexo VII, art 29 y 31, los detalles correspondientes a esa obligación y en el Anexo VIII lo relativo a los Residuos Especiales. La Secretaría de Estado de Ambiente y Desarrollo Sostenible (SAyDS) se creó por Ley 2.841, promulgada por Decreto N° 05/2013, con rango de Ministerial, es la autoridad de aplicación. . Tiene como Misión llevar el Registro de Servicios Ambientales (RSA), el Registro de Generadores, Tratadores, Transportistas y Operadores de Residuos Especiales (RPGTyO-RE). El Secretario de Estado es el representante ante el COFEMA.  

El Decreto Nº1.483/ 2012 , es hasta la fecha la única norma emitida específicamente para las explotaciones de HCNC y reglamenta las pautas ambientales que deben cumplir las operadoras hidrocarburíferas para las perforaciones de pozos en reservorios no convencionales y aprueba el Anexo XIV de la Ley 1875 “Normas y procedimientos para la exploración y explotación de yacimientos no convencionales”, en cuyo artículo 9 prohíbe el uso de aguas subterráneas para tareas vinculadas con la fractura hidráulica.

La Dirección Provincial de Recursos Hídricos y la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) tienen competencia sobre los  Recursos Hídricos.

Otras normativas provinciales que aplican por extensión a las operaciones de HCNC son:

Ley 2.183, (26/09/96), que establece que los permisionarios y/o concesionarios deberán indemnizar a los propietarios superficiarios del Estado Provincial o Municipal, de los perjuicios que se causen a los fundos afectados por las actividades de aquellos, y abonar las servidumbres que se constituyan en los mismos.

La Ley 2.600, (30/07/08), establece que las empresas que trabajen en la Provincia del Neuquén, radicadas o no en su territorio, desarrollando actividades de reconocimiento, exploración, perforación, explotación, almacenamiento y/o transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos deberán obtener el “Certificado de Aptitud Ambiental de la Actividad Hidrocarburífera”. Contempla la creación del Registro de Control Ambiental de la Actividad Hidrocarburífera e incluye a los municipios de primera categoría que adhieran al régimen de la presente Ley, los que tendrán a su cargo el control, supervisión e inspección de las actividades enunciadas en el artículo 1º de la presente Ley que se desarrollen dentro de sus ejidos.

Ley 2.666, (30/09/09), establece pautas de gestión  en el control de sólidos y tratamiento de lodos y cutting en plantas adecuadas para ello, por las empresas que realicen, en áreas de su propiedad o consignadas, perforaciones vinculadas con la actividad hidrocarburífera y la actividad minera.

No hay en la normativa jurisdiccional,  precisiones acerca de la obligatoriedad de disponer de  seguros ambientales, tal como lo establece el art 22 de la Ley General del Ambiente Nº25.675.

En el marco institucional y jurídico presentado en los puntos 4.1. y 4.2.,  el Secretario de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Provincia,  Sr. Ricardo Esquivel manifestó a la Revista Petroquímica, Petróleo, Gas y Química, publicación del 30/04/2014, que partir de las prórrogas de concesiones efectuadas en el 2008, se impusieron  a las empresas nuevos requisitos de cuidado ambiental y que las empresas han comenzado a dar respuestas a las autoridades de aplicación. Al mismo tiempo el Ministro Guillermo Coco, menciona que la provincia está preparando pliegos para licitar 10 nuevos bloques petroleros. 

A su vez recientemente se conoció  que el Estado Provincial ha iniciado una acción en la justicia, contra una comunidad mapuche que impidió el acceso a la zona de trabajo en Vaca Muerta.

5.-LA GESTIÓN AMBIENTAL DE LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HCNC

En la documentación de referencia y en publicaciones periodísticas nos encontramos con expresiones muy diversas y hasta antagónicas en cuanto a los impactos ambientales asociados  a esta actividad.

Por un lado la Universidad de Pittsburg en Pensilvania, EEUU, prof. Radisav Vidic, manifiesta que “la extracción de gas no convencional es una actividad industrial similar a otras, como la del petróleo convencional, en términos de salud y seguridad para los trabajadores y  en términos de impacto ambiental y por otra parte, para la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN), el empleo de la fractura hidráulica es irracional (Ref. N).

Según parece, a tenor de lo expresado en los puntos anteriores, ninguna de estas dos posturas, podrían sustentarse a priori, en el caso de las cuatro cuencas de HCNC detectadas en el país y en particular en la formación Vaca Muerta. 

Creemos que a los efectos de ser objetivos, es procedente detallar las cuestiones ambientales vinculadas a esta actividad que ha comenzado recientemente en el país y cuáles son los mecanismos y herramientas apropiados, para ejercer un apropiado control de todos los procedimientos operativos y de los parámetros ambientales vinculados.

Efectuado este detalle, se puede estar en condiciones de indicar cuáles son  las cuestiones pendientes a solucionar a la brevedad posible, para evitar que la dinámica propia del sector hidrocarburífero, avance por sobre las medidas preventivas y de adaptación de la estructura institucional y jurídica, que afronte las cuestiones ambientales significativas.

En los puntos 1 a 4, se han indicado, los párrafos que sirven de base tanto para la identificación de los aspectos ambientales significativos, como para seleccionar los indicadores de seguimiento y de cumplimiento de la regulación.    

5.1. PROCEDIMIENTOS DE GESTION AMBIENTAL

A.- Determinación de una línea de base del sistema ambiental, previo a la perforación de pozos no convencionales.

Muchos de los contaminantes que se atribuyen a la fractura hidráulica, como el gas metano, se producen de manera natural en el agua subterránea y el suelo, liberándose al aire. La línea de base de éste y otros posibles contaminantes, determinada antes de la fractura hidráulica, permitirá confirmar o descartar eventos de contaminación causados por la fractura hidráulica.

B.- La aplicación de Mejores Prácticas de Gestión (MPG). 

En las operaciones de perforación a un reservorio no convencional, se pueden prevenir o disminuir los impactos ambientales con la aplicación de Mejores Prácticas de Gestión (MPG).   Una posibilidad es la de adoptar las empleadas por los países con mayor experiencia en este tipo de explotaciones.  La API, dispone de más de 100 estandars Guias de Buenas Prácticas.( Ref 0 ) 

C.- La implementación de programas de prevención y comunicación

La Comunicación Ambiental y la norma ISO 14063, son aliados de la empresa frente a las crisis para comprender y aplicar los mecanismos para elaborar un Procedimiento de Comunicaciones que permita interactuar con las diferentes partes interesadas a fin de informar sobre Sistemas de Gestión, Riesgo y Crisis Ambientales, incluyendo procedimientos de comunicación al personal, proveedores, clientes y consumidores; capacitación para voceros, generación de comités de crisis y demás procedimientos de Comunicaciones internas y externas.

D.- Los Planes de Gestión Ambiental de los operadores deben incluir acciones preventivas, mitigantes o correctivas vinculadas a:

D.1. Uso de productos químicos

D.2. Emisiones gaseosas en la perforación y terminación (venteos y quema de gases)

D.3.-Entubación y cementación de pozos.

• Aplicar las mejores prácticas disponibles para el diseño y construcción de los programas de entubación y cementación.
• Monitoreos periódicos respecto a la integridad de pozos.
• Monitoreo de gases ocluidos en suelos.

D.4.- Fluidos de retorno

Prevenir derrames o fugas. Implementar “sistemas cerrados” que eliminen el uso de piletas, encaminando el flujo de retorno directamente a los tanques de almacenamiento antes del tratamiento, reúso o disposición final. Priorizar el reúso de los fluidos tratados, para nuevas fracturas. Monitorear parámetros analíticos pre (retorno) y post tratamiento, incluyendo materiales radiactivos naturales (NORM).

D.5.-Ruido y polvo

D.6.- Evaluación Ambiental Estratégica (EAE): Es un instrumento de apoyo para la incorporación de la dimensión ambiental a la toma de decisiones y como tal es un procedimiento para mejorar estos instrumentos de planificación. El objetivo de ese procedimiento es facilitar la incorporación de consideraciones ambientales desde los primeros momentos del proceso de planificación.

D.7..-Evaluación del riesgo ambiental o ecológico (ERA o ERE):  es la determinación de la naturaleza y probabilidad de que las actividades humanas provoquen efectos indeseables en los animales, las plantas y el ambiente.

La ERE ayuda a identificar los valores ambientales de interés y los riesgos más importantes, además identifica los huecos de información, con lo que ayuda a decidir qué clase de intervención debe ser desarrollada a futuro y en qué deben ser invertidos los recursos limitados con que se cuenta.

D.8.- Gestión Ambiental de Sitios Contaminados (GASC): comprende las herramientas metodológicas que ofrecen lineamientos sistemáticos, preestablecidos cuya aplicación permite ejecutar la remediación de sitios contaminados como medida correctiva que se aplica para mitigar o eliminar la contaminación de un sitio.

Estas y otras herramientas, incorporadas a la Normativa, permitirán mejorar el desempeño ambiental y facilitarán la supervisión y control de las Autoridades de Aplicación, generando como consecuencia la aceptabilidad social y la efectiva sustentabilidad de la actividad. 

5.2  ASPECTOS AMBIENTALES SIGNIFICATIVOS

A los efectos de una interpretación ágil de los aspectos significativos, se ha preferido presentarlos en una tabla, donde se incluyan algunos comentarios que hacen la actividad principal que los genera y a las herramientas de supervisión y control a las que puede recurrirse. 

En la tabla se incluyen los aspectos y actividades, para los cuales se pondera una prioridad deatención. En algunos sitios, por diversas circunstancias puede ser necesario incluir otros aspectos ambientales.  Los fenómenos naturales, como vulcanismo, inundaciones, eventos sísmicos o tormentas severas y su influencia en las instalaciones, se considera que deben formar parte de los Planes de Contingencia de cada operador y vinculados al sistema de Defensa Civil Provincial.

MEDIO	ASPECTO AMBIENTAL SIGNIFICATIVO	ACTIVIDAD  GENERADORA	HERRAMIENTAS DE CONTROL
FÍSICO	Deterioro de la calidad del recurso hídrico subterráneo.	Defectuoso diseño o construcción de perforaciones exploratorias o de explotación. Abandono de perforaciones fallidas o agotadas, sin recaudos apropiados.	Estandarización de procesos. Licencias de operación. Auditorías. Plan de contingencia.
FÍSICO	Deterioro de la calidad de los recursos hídricos y suelos.	Inyección de sustancias químicas en ocasión de las fracturas hidráulicas. Inadecuada gestión de retornos de la inyección. Inapropiado tratamiento de depuración, transporte y disposición de lodos y líquidos residuales. Derrames en ocasión del manipuleo de las sustancias empleadas.	Autorización de los productos químicos a emplear. Registro y comunicación  de consumos. Inscripción  en el Registro  Provincial de generadores, transportistas y operadores de  residuos especiales. Auditorías. Plan de Contingencia.
FÍSICO	Uso Consuntivo incompatible con otros usos del recurso hídrico.	Consumos de agua en la etapa exploratoria y especialmente en ocasión de la fractura hidráulica.	Permisos de extracción. Condiciones específicas a cumplir según criterio de la autoridad hídrica. Registro y comunicación de consumos.
FÍSICO	Deterioro de la calidad del aire, a nivel local, regional o global.	Emisiones fugitivas durante la fase exploratoria, de desarrollo de las  perforaciones y durante la explotación, que puedan vulnerar estándares de calidad del entorno.	Establecimiento de redes de monitoreo ambiental, asociada a la regulación local o nacional.  Registro y comunicación de resultados Metas de reducción de emisiones de GEI, radionucleidos, VOCs o PAHs, según corresponda.Manual de operación y mantenimiento.
BIOLÓGICO	Alteración de ecosistemas.		Determinación de la Línea de Base Ambiental, previo al inicio de la intervención.
SOCIAL	Modificación del uso del suelo. Expulsión de actividades agrícolo-ganaderas a escala doméstica. Deterioro de la infraestructura vial, desequilibrio en la infraestructura sanitaria (hospitalaria, de provisión de agua y saneamiento  y educacional), en razón del crecimiento poblacional. Alteración de las condiciones habitacionales (especulación inmobiliaria) y de calidad de vida en general de las comunidades. Impacto en el patrimonio natural y cultural. Eventuales litigios con propietarios o tenedores superficiarios.	Instalaciones integrantes de la locación en sí. Incremento muy importante del tránsito pesado, tanto para el ingreso de materiales, equipos y  materias primas, así como para la evacuación de  los hidrocarburos producidos, de los desechos y del personal involucrado.	Planeamiento Estratégico Regional. Adaptación de la infraestructura sanitaria, educacional,  habitacional y de comunicaciones. Regulación del uso del suelo. Normas de protección de relictos arqueológicos y de, áreas declaradas de reserva. Coordinación interinstitucional a nivel provincial y municipal. Establecimiento de responsabilidades.
FÍSICO	Sismicidad inducida.	Utilización de explosivos para operaciones de punzado.	Monitoreo, registro e información.

La sismicidad inducida por la operación de fractura hidráulica, a partir de los antecedentes consultados, puede considerarse, a priori,  no significativo. Esto no implica que este aspecto no deba formar parte del programa de monitoreo ambiental que se apruebe.

La ponderación de las modificaciones en ecosistemas, dependerá  esencialmente en cada sitio, de si se está interviniendo un área ya antropizada por la actividad extractiva de Hidrocarburos o no. La determinación  de la Línea de Base Ambiental, en este último caso, será determinante en cuanto a la significación de este aspecto.

5.3. INDICADORES SOCIOAMBIENTALES

La complejidad y envergadura de las actividades asociadas a la explotación de un yacimiento no convencional de hidrocarburos, merece la selección y operación en continuo, de indicadores ad-hoc, que puedan mostrar la evolución y el significado de los mismos.

Los indicadores deben estar sustentados en una base de datos registrables y trazables y es procedente su revisión periódica, a los efectos de optimizar su obtención, procesamiento y en especial su aplicación.

La población y los distintos sectores de la sociedad requieren información clara, objetiva y sencilla que les permita identificar los resultados de la gestión ambiental de la actividad hidrocarburífera, a nivel de todos los actores que hacen parte integral del sistema. Con ello, tendrán los elementos para hacer las correspondientes valoraciones críticas y objetivas, e informarse para participar y como consecuencia se fortalecerá la calidad de la participación ciudadana.

El diseño de un Sistema de Indicadores socio-ambientales para la actividad es una oportunidad para que el sistema se fortalezca, desde el punto de vista conceptual y operativo, en un modelo ajustado a la regulación existente, permitiendo quese desarrolle un proceso de fortalecimiento institucional en torno a lo socio-ambiental.

Un sistema de indicadores socio-ambientales debe contribuir a mejorar la eficiencia y la eficacia de una gestión de los recursos naturales, concebida en el marco de los procesos de desarrollo humano sostenible cumpliendo con los objetivos siguientes:

• Hacer un seguimiento del proceso de articulación permanente entre la actividad y su entorno, a fin dedisponer de elementos de juicio adecuados para la formulación de acciones dirigidas al mejoramiento de este proceso.
• Precisar el estado actual, la dinámica y las tendencias de evolución de esta relación en distintas etapas de la actividad, de manera que permita revisar las acciones cuando se observen desviaciones con los estándares prestablecidos.
• Promover el desarrollo de la información en cada una de las organizaciones responsables de acciones que inciden sobre la relación actividad – medio ambiente; y facilitar la coordinación de acciones y entre las empresas y el conjunto de la población.
• Los miembros de las comunidades y sus líderes desarrollan capacidades sobre la base del conocimiento real de los temas ambientales que los preocupan.
• Permiten que las decisiones de los miembros de la comunidad y de los actores involucrados sean más acertadas.
• El personal y los equipos técnicos logran comprender mejor las necesidades e intereses de la comunidad. Se fortalece la comunicación entre los miembros de las comunidades y entre la comunidad y los diferentes actores involucrados.
• Se incentiva el intercambio de conocimientos y resultados de los proyectos e iniciativas comunitarias entre diferentes comunidades.

5.4. MECANISMOS DE PARTICIPACIÓN DE LA COMUNIDAD

Los procesos participativos son beneficiosos en razón de que:

Los procesos de monitoreo y evaluación son actividades continuas de recolección y análisis de Información para demostrar el avance hacia los resultados esperados. El monitoreo es un ejercicio sistemático de recolección de información, que se orienta por las evidencias  y debe estar basado en criterios de calidad que permitan demostrar que la información recolectada es rigurosa y representativa dela situación y/o el avance logrado por los programas y proyectos.

El objetivo del monitoreo participativo es transparentar el proceso en todas sus etapas, (colecta de muestras, avistamientos, relevamientos y resultados).

Los resultados se entregan a los participantes del monitoreo, quienes podrán conocerlos sin intermediación de la compañía y darlos a conocer públicamente a su comunidad.

Los monitoreos ambientales participativos (MAP) son procesos que deben cumplir principios de:

• Participación. Reconocen a los actores locales y promueven su inclusión activa en los procesos de obtención, análisis y utilización de la información.
• Aprendizaje. Fortalecen la reflexión crítica y permiten tomar decisiones informadas.
• Negociación. Favorecen y fomentan el diálogo ante  reclamos, expectativas e intereses de los diferentes actores involucrados. La negociación facilita que los equipos técnicos aprendan a reconocer y valorar las inquietudes comunitarias.
• Flexibilidad. Los MAP no pueden ser diseñados como marcos metodológicos estáticos, deben tener la capacidad de adaptarse para generar mediciones en ambientes complejos y en algunos casos con situaciones de orden público difícil. 
• Reconocimiento de la diferencia. Considerando las diversas necesidades de las comunidades en cuanto a  género (roles y diferencias entre hombres y mujeres), étnico cultural y de ciclo de vida (edades de la gente).

Los interesados en participar reciben una capacitación previa para comprender el proceso de monitoreo, el cual tiene como finalidad demostrar a las comunidades el efecto y la importancia de los controles ambientales. Posteriormente, los resultados son entregados a la comunidad. El monitoreo comunitario, permite acercar a la población local al trabajo técnico, promoviendo la concientización sobre el cuidado de los recursos, sumando información técnico-científica para la gestión ambiental de la región y elucidar caminos a seguir.

6.- RESUMEN DE CUESTIONES PENDIENTES- CONCLUSIONES

Como puede apreciarse en los puntos precedentes, el proceso de intervención en la formación Vaca Muerta, se encuentra en plena ejecución y con una dinámica propia de las actividades del sector petrolero, pero a su vez potenciada por las necesidades energéticas del país y por el interés de las empresas tanto nacionales como internacionales en participar en las etapas exploratorias y  de desarrollo posterior, de un recurso potencialmente muy significativo a escala mundial.  

A la fecha, ya están trabajando en el sitio, con distintas modalidades y responsabilidades empresas petroleras como: YPF, Total Austral, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Petrolera Entre Lomas y GyP, y de servicios como Halliburton, Schlumberger. La cantidad de pozos en los que ya se ha empleado el procedimiento de fractura hidráulica es superior a 100 y las previsiones indican que a fin de 2014 serán entre 250 y 300 y en 2018 llegarán a 3.500. Hoy se están produciendo ya 20.000 barriles/día provenientes del yacimiento Vaca Muerta y en pocos meses serán 30.000 barriles/día.

Como se ha expresado en el punto 4, Marco Jurídico Institucional, hay un litigio pendiente entre la nación y las provincias que, como la de Neuquén, disponen de recursos y/o reservas  de gas y petróleo, respecto a la interpretación del art 124 de la Constitución Nacional de 1994, en el que subyace entre otras cuestiones, una disputa por la distribución de la renta petrolera. 

En ese marco, y mientras no se resuelva esta situación, la supervisión y control de las cuestiones ambientales ya mencionadas precedentemente, pueden verse afectadas, en tanto no se den las condiciones apropiadas para una efectiva coordinación entre las autoridades ambientales del nivel nacional y las locales y se delimiten expresamente las responsabilidades de todos los entes u organismos con competencia en la materia.

La posibilidad o viabilidad de gestionar apropiadamente las modificaciones ambientales que se producirán en ese ámbito interprovincial de 30.000 km² y en su área de influencia, dependerá en gran medida de la puesta en vigencia de una regulación ambiental diseñada apelando a las herramientas jurídicas y técnicas, que hayan demostrado mejor eficacia en sitios similares, pero también de la adecuación institucional y de las estructuras y capacidades de los organismos de aplicación de la regulación ambiental que se adopte.      

Si bien la actividad a la fecha se encuentra concentrada especialmente en la provincia de Neuquén, no debe olvidarse que los límites de la formación Vaca Muerta, abarcan a tres provincias y la zona de influencia, en cuanto a los aspectos ambientales, va a ser más amplia aún, que la de los límites físicos.

Si bien es claro que la competencia en la fiscalización ambiental es estrictamente local, no escapa al criterio general, la necesidad de fijar pautas y procedimientos mínimos de gestión ambiental similares, en las provincias que comparten este recurso. En ese sentido,  sería muy conveniente que en el marco del art. 41 de la Constitución Nacional se proceda a sancionar una ley de presupuestos mínimos ambientales para el sector hidrocarburífero que contemple tanto los sistemas convencionales de explotación del recurso, como los no convencionales.

Mientras eso no se concrete, sería imprescindible una adecuación de las herramientas de gestión  ambiental local, a cuyos efectos se hacen a continuación, algunas recomendaciones que tienen el propósito de que:

a.- El sistema tenga la posibilidad de accionar preventivamente sobre todos los procesos y actividades que puedan generar eventos no deseados y tenga la capacidad de intimar y sancionar a los operadores, sean estos del sector privado o público,  ante los desvíos en los que pudieren incurrir.

b.- Se establezcan claramente los procedimientos de participación de la comunidad, su oportunidad y los mecanismos de participación.

c.- Se seleccionen indicadores de evolución de las condiciones socio-económicas, en cuanto ésta se pueda vincular a los avances en  la explotación del recurso y se los dé a publicidad periódicamente.

6.1. SOBRE LA CAPACIDAD DE CONTROL DE LAS AUTORIDADES DE APLICACIÓN

En este particular, no nos corresponde efectuar recomendaciones específicas, sino sugerir que se tengan en cuenta los propósitos mencionados en los párrafos a, b y c del punto 6,  tanto desde lo sectorial como desde lo ambiental.

La adopción de procedimientos precisos, tanto para el otorgamiento de licencias, permisos o certificados de aptitud ambiental o bien para la aprobación de los Planes de Gestión Ambiental de los operadores, para autorizar el cese de la explotación y las acciones de desmantelamiento y clausura de una instalación, constituyen instrumentos que coadyuvan en la eficacia de la aplicación de la normativa.

Las prescripciones de la Ley General del Ambiente (Nº25.675), en cuanto a la participación de la comunidad (art. 19, 20 y 21), a la obligatoriedad de la contratación de seguros ambientales (art. 22) y de la Ley de Libre Acceso a la Información Ambiental (Nº25.831), en tanto constituyen leyes de presupuestos mínimos, deberían tener su correlato en la normativa local.

6.2. SOBRE LAS CONDICIONES AMBIENTALES EN LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN

Las clausulas contractuales en lo referente a la gestión para la protección ambiental en el ámbito de las actividades hidrocarburíferas y actividades conexas, deberán ser explícitas y taxativas en cuanto a los requerimientos ambientales, centradas en demandar que la planificación incluya la dimensión ambiental desde la concepción del proyecto y en todas sus etapas, con especial énfasis en la prevención, comprometiendo, por contrato, a la aplicación de las Mejores Prácticas de Gestión Ambiental disponibles y el uso de instrumentos auxiliares de evaluación y gestión ambiental.

Va de suyo que la adecuación de la normativa a nivel nacional y jurisdiccional, debería preceder a la formalización de los contratos de concesión, para el sistema jurídico–institucional funcione orgánicamente y su accionar resulte eficaz.

 

7.- ANEXOS

7.1. REFERENCIAS CONSULTADAS

(A).- Academia Nacional de Ingeniería-  Instituto de Energía- Documento 2: Gas de Reservorios No Convencionales: Estado de Situación y Principales Desafíos- Octubre 2011

(B).-Academia Nacional de Ingeniería-  Instituto de Energía- Documento 4: Aspectos ambientales en la producción de hidrocarburos de Yacimientos No Convencionales. Octubre 2013. 

(C).- National Geographic en Español-  Edición Especial  2013:   Viaje al Centro de Vaca Muerta. Artículos Varios

(D).- Hidrocarburos Convencionales y no Convencionales. Artículo de la Asociación Argentina de Geólogos y Geofísicos del  Petróleo-  Revista Ciencia Hoy – Vol 23. Nº 134- Agosto –Setiembre de 2013.

(E).- IAPG-  EL abecé de los Hidrocarburos No Convencionales – Ernesto López Anadón et al. Junio 2013.

(F).- Ing. Graciela Pozzo Ardizzi: Cuestiones ambientales vinculadas a la explotación de Hidrocarburos No Convencionales.- Mayo 2014. Presentación ante la Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del CAI.

(G).- CAI- Revista del Centro Argentino de Ingenieros- Nº 1108 Setiembre de 2013.  El desafío del Shale Oil.- (pag 21 a 26)

(H).- Argus US Shale Oil Special Report- Argus Media Ltd 2012.  www.argusmedia.com

(I).- Newsletter diario del Inversor Energético y Minero- 08 de abril y 12 de mayo de 2014.

(J).- Revista PETROTECNIA Nº 4/13 agosto de 2013- IAPG (pág. 30-41: Trazadores en la fracturación hidráulica múltiple y pág. 90-103: Revegetación asistida de un área impactada en Neuquén).

(K).- Invasión Fracking – Fractura Expuesta 2. Observatorio Petrolero Sur – 44 pág. – 2013.

(L).- USEPA- Agencia Ambiental de EEUU.- Natural Gas Extraction- Hydraulic Fracturing. “EPA`s study of hydrauling fracturing and its potencial impact on drinking water resources”. Newsletter del 18/03/2010, anunciando el inicio del estudio www.epa.gov/hfstudy

(M).- El Futuro Energético-  Ed.  27 de mayo de 2014-  www.shaleseguro.com

(N).- FARN- Informe Ambiental Anual  2014 – pág. 165

(Ñ).- http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/Petro4-12.pdf

(O).- API-  American Petroleum Institute- Guidance/ Practices Supporting Hydraulic Fracturing. www.api.org

7.2 AUTORES Y COLABORADORES

a-  Ing. Osvaldo J. Postiglioni. Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del Centro Argentino de Ingenieros.

b.- Ing. Graciela Pozzo Ardizzi. Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del Centro Argentino de Ingenieros.

c.- Dr. Marcos Rebasa. Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del Centro Argentino de Ingenieros.

Colaboraron en la revisión de este Documento:

d.- Ing. Claudia Baltar. Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del Centro Argentino de Ingenieros.

e.- Bioq.  Ricardo A. Serra. Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del Centro Argentino de Ingenieros.

f.- Ing.  Cesar Arias. Comisión de Ingeniería Ambiental y Desarrollo Sustentable del Centro Argentino de Ingenieros.