Este artículo hace parte de la publicación: Extractivismo y captura corporativa del Estado en Colombia: aportes contra la impunidad. Descárgalo aquí
Introducción
Desde una perspectiva histórica, la exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia ha estado marcada por la injerencia indebida de empresas extranjeras y la utilización de mecanismos de captura corporativa1. Así, en la legislación minero-energética del país durante el siglo XX se identifican casos evidentes de interferencia legislativa y de políticas por parte de empresas petroleras y gobiernos extranjeros.
Uno de los episodios más claros se presentó durante el Gobierno de Marco Fidel Suárez con la expedición del Decreto 1255 del 20 de junio de 1919, que buscaba defender el derecho e intervención del Estado sobre los recursos naturales en el subsuelo, indicando que toda actividad exploratoria de hidrocarburos debía contar con permiso estatal.
De acuerdo con Rivadeneira (1981, citado en Avellaneda, 1998), este decreto fue rechazado y duramente criticado por el Gobierno estadounidense, lo cual generó presiones para que finalmente la Corte Suprema de Justicia lo declarara inconstitucional. En esa misma línea, empresas como Texas Petroleum Company influyeron en el hundimiento de proyectos de ley que buscaban defender los intereses de la nación frente al petróleo (Rivadeneira, 1981, citado en Avellaneda, 1998).
Más adelante, el Decreto 1056 de 1953 o Código de Petróleos terminó de situar la industria de hidrocarburos como actividad de “utilidad pública” con prerrogativas exageradas, como las consignadas en los artículos 4 y 19. Cabe aclarar que las empresas petroleras también tuvieron influencia en la formulación de este instrumento legal, pues muchas de sus observaciones y propuestas fueron incluidas en él (Avellaneda, 1998):
Artículo 4. Declárase de utilidad pública la industria del petróleo en sus ramos de exploración, explotación, refinación, transporte y distribución. Por tanto, podrán decretarse por el Ministerio del ramo, a petición de parte legítimamente interesada, las expropiaciones necesarias para el ejercicio y desarrollo de tal industria. […] Artículo 19. La exploración superficial será libre en todo el territorio de la República, cuando se haga en busca del petróleo de propiedad nacional; más cuando haya de hacerse en superficies de propiedad particular, se hará necesario dar aviso al dueño, quien no podrá oponerse en ningún caso, pero sí hacerse pagar del explorador el valor de los perjuicios que se le ocasionen.
En este escenario, la industria petrolera ha avanzado como un proceso de colonización y ocupación de tierras, en el cual se han despreciado todo tipo de determinantes ambientales, sociales y culturales. Las actividades de esta industria han significado el desplazamiento y la desaparición de comunidades étnicamente diferenciadas, así como la deforestación y la contaminación de aguas, aire y suelos (Roa, 2011). Todo esto en un contexto donde las autoridades son incapaces de hacer cumplir la normativa en materia ambiental.
En relación con esto, incluso la formulación de la Ley 99 de 1993, que significó la creación del Ministerio de Ambiente y de la licencia ambiental como mecanismo para prevenir los daños ambientales derivados de los proyectos, estuvo marcada por el lobby2 realizado por representantes de empresas como British Petroleum, Ecopetrol, Shell y Occidental (Rodríguez, 1994, citado en Avellaneda, 1998). Además, el régimen de transición contemplado en el artículo 117 de dicha ley permite que en la actualidad existan proyectos que no se amparan bajo la licencia, principal herramienta con la que cuenta el Estado para evitar el daño ambiental.
Así, partiendo de un contexto donde la implementación de agendas políticas extractivistas impulsa la exploración y explotación de hidrocarburos por encima del ordenamiento ambiental y territorial del país, y donde es evidente la captura corporativa como un fenómeno estructural, en este capítulo se explora cómo la actividad petrolera ha atentado contra la preservación de la base natural en los territorios y de los saberes ancestrales y locales, generando impactos socioambientales y cargas desproporcionadas sobre comunidades étnicamente diferenciadas o socioeconómicamente vulnerables, todo esto en medio de una institucionalidad omisiva y cooptada3 que no garantiza la protección de los derechos fundamentales.
En este punto es preciso decir que la captura corporativa se expresa en distintos niveles y acciones que incluyen el ocultamiento de los impactos socioambientales de algunas actividades relacionadas a la industria del petróleo, el otorgamiento de licencias ambientales en contextos de conflicto armado, la privatización de servicios públicos de seguridad, la existencia de normativas ambientales laxas respecto a estándares internacionales, las deficiencias en el seguimiento y monitoreo por parte de las autoridades, la falta de participación de comunidades, la ausencia de análisis independientes que contrasten la información suministrada por las empresas, entre otros.
Además, existen mecanismos que no implican la captura de instancias del Estado, como la cooptación de universidades a través del patrocinio de trabajos de grado o de líneas de investigación completas, que acentúan las asimetrías en materia de generación de información independiente.
A partir del análisis del estado del arte relacionado con las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales, y de la exposición de casos representativos, se evidenciarán algunos de los mecanismos de captura corporativa asociados a la industria del petróleo en Colombia.
I. La exploración sísmica (ES)
La exploración petrolera incluye 2 actividades principales: la prospección sísmica y la perforación de pozos exploratorios. La sísmica es un método geofísico que, mediante la detección de ondas producidas por una fuente artificial, permite inferir la estructura y composición de los materiales del subsuelo, por tanto, es posible llevarla a cabo en territorio marino (offshore) o continental (onshore). La ES onshore implica el trazo de una malla en la superficie en cuyos vértices (separados a una distancia entre 15 y 100 metros [m]) se realizan perforaciones con una profundidad que puede alcanzar los 20 m.
Estas perforaciones se distribuyen en líneas que recorren hasta 40 km y en ellas se introducen los explosivos que generan las ondas sísmicas (Cordsen et al., 2000). Existen 2 variantes de esta técnica: 2D y 3D, las cuales se diferencian por el grado de detalle que brindan. Aunque la sísmica 3D es mucho más detallada, también es más invasiva.
La ES se ha aplicado en Colombia sin mayor restricción ambiental desde 1950 (Fernández et al., 2015), causando impactos acumulativos difíciles de cuantificar en la actualidad. A pesar del largo tiempo durante el cual se ha efectuado, y aunque se ha planteado que esta actividad es la mayor generadora de impactos relacionados con la industria del petróleo y gas (National Research Council, 2003), llama la atención la escasez de información científica en Colombia que permita evaluar estos impactos de manera detallada.
Algunos estudios internacionales han demostrado los impactos de la ES en la vegetación, la fauna y las dinámicas hidrológicas subsuperficiales (Raynolds et al., 2014; Raynolds et al., 2020; Patil et al., 2008; Jorgenson et al., 2010); asimismo, se ha planteado que genera compactación del suelo (Van Rensen et al., 2015), derrumbes y erosión (Government of the Northwest Territories [GNWT], 2012). Las líneas sísmicas se consideran uno de los mayores contribuyentes a la fragmentación forestal (Lee y Boutin, 2006) y la recuperación total de la vegetación boscosa en zonas donde se realizó ES puede implicar hasta 35 años (Lee y Boutin, 2006; Van Rensen et al., 2015).
También se ha confirmado que la sísmica puede generar el abatimiento local del nivel freático y la liberación de CH4 (metano) al ambiente (Lovitt et al., 2018). En el caso colombiano, los campesinos en diferentes partes del territorio han denunciado impactos asociados a la ES, que incluyen la disposición inadecuada de desechos, el desecamiento de manantiales y la “rotura” de acuíferos. Desde un punto de vista diferente, la sísmica también supone la apertura de los territorios para el ingreso de otras actividades de desarrollo industrial, que a su vez implican efectos e impactos ambientales que se acumulan (Schneider, 2002; Schneider et al., 2003). A pesar de que en Colombia se ha llevado a cabo ES 2D en líneas que suman más de 413.079 km y se han intervenido más de 13.467.159 hectáreas (ha) para la realización de ES 3D, no se han tenido en cuenta los efectos secundarios derivados, que pueden incluir la ampliación de la frontera agraria y la deforestación.
De hecho, la industria petrolera del país se ha desarrollado fundamentalmente como una actividad de colonización y ocupación de territorios (Avellaneda, 1998). La figura 1 evidencia la fuerte intervención de la ES en el Putumayo, la Orinoquia, el valle del río Magdalena y el norte de la nación.
Figura 1. Exploración sísmica 2D y 3D en Colombia
Fuente: los autores, con base en la información cartográfica disponible en la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Sistema de Información Ambiental de Colombia (año de consulta: 2022).
De acuerdo con el Censo Nacional de 2018 (Departamento Administrativo Nacional de Estadística [DANE], 2018), gran parte de la población en Colombia no cuenta con la infraestructura adecuada para satisfacer necesidades básicas como el acceso al agua, por lo que existe una alta dependencia de las fuentes hídricas con influencia del agua subterránea, que incluyen manantiales, aljibes, jagüeyes o pozos con niveles freáticos cercanos a la superficie (<10 m).
Como se mencionó, la aplicación de la ES puede generar impactos, como el abatimiento de los niveles de agua subterránea, que se suman a la falta de seguimiento por parte de las autoridades ambientales y han desembocado en el surgimiento de conflictos por disputas sobre el acceso, uso, gestión y control de los bienes y servicios naturales, que son la base de los medios de vida comunitarios (Martínez-Alier, 2010; Escobar, 2006).
Los impactos causados por la ES onshore en Colombia han recibido poco escrutinio científico y han sido invisibilizados y disminuidos a partir de discursos impulsados por la industria petrolera. Estos discursos se justifican en estudios desactualizados o descontextualizados realizados por las mismas empresas, ya sea en nombre propio, a través de la celebración de contratos de consultoría o como resultado de convenios con universidades públicas y privadas.
Por ejemplo, algunos de los estudios utilizados para soportar la supuesta inocuidad de la ES han sido financiados o apoyados por las empresas petroleras en el marco de proyectos de investigación como el de Sarria (1996) que, a su vez, en trabajos posteriores basa su investigación sobre los impactos ambientales generados por la ES (Sarria, 2001) en estudios como el Plan piloto de pozos de monitoreo para programas sísmicos.
El mencionado estudio fue desarrollado por British Petroleum en 1997 y concluyó que la técnica no genera impactos ni efectos significativos sobre los nacederos de agua (British Petroleum - Hidrogeocol, 1997). Esto refleja las dinámicas de cooptación implementadas por las empresas y en particular por la British Petroleum, cuyos representantes ejercieron mecanismos de interferencia legislativa en el contexto histórico de la creación de la Ley 99 de 1993.
Por otro lado, algunos de los estudios de referencia usados para negar los impactos de la sísmica desconocen las condiciones geoambientales propias del país, pues varios se refieren a zonas de Estados Unidos con condiciones hidrogeológicas muy contrastantes (Garber y Wollitz, 1969; Beaver,1984) o evalúan impactos de la ES en regiones donde los niveles freáticos se encuentran en profundidades mayores a los 60 m (Sneddon, 1981), argumentando que no hay impactos significativos.
No obstante, las afectaciones que denuncian las comunidades rurales en Colombia tienen que ver con la profundización de las aguas en fuentes hídricas relacionadas con niveles freáticos someros, como es el caso de los humedales, que han sido intensamente afectados por la ES (figura 2). Considerando lo expuesto, es importante recalcar la necesidad de realizar estudios que se ajusten a las particularidades geoambientales de Colombia y determinen los impactos de la ES 2D y 3D.
Figura 2. Exploración sísmica 2D y 3D realizada directamente en los humedales de Colombia.
Fuente: los autores, con base en la información cartográfica disponible en la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Sistema de Información Ambiental de Colombia (año de consulta: 2022).
La falta de mecanismos de control ambiental auspiciada por parte de los gobiernos y las instituciones ha implicado estragos socioambientales. Así, a partir de la negación y el ocultamiento de los impactos inherentes a prácticas de exploración y explotación petrolera, se han inducido daños en elementos de la base natural, que se constituyen en los medios de vida comunitarios para las poblaciones rurales, étnicamente diferenciadas o socioeconómicamente vulnerables del país. En nombre de la “utilidad pública” y el “bien común” se ha beneficiado a las grandes empresas privadas, que precisamente llegan al país por la ausencia de normativa y regulación efectiva, como ocurre en el caso de la ES.
La normativa para esta actividad en Colombia funciona de esta manera: de acuerdo con el Decreto 2820 de 2010 y el Decreto 2041 de 2014, requieren licencia ambiental las actividades de ES que impliquen la construcción de vías para el tránsito vehicular o que se realicen en las áreas marinas del territorio nacional en profundidades inferiores a 200 m; la licencia se obtiene mediante el diagnóstico ambiental de alternativas (DAA) en el primer caso y mediante el estudio de impacto ambiental (EIA) en el caso de la ES offshore. La ES onshore que no implica la construcción de vías no está amparada bajo el instrumento de la licencia.
Debido a que se han investigado y demostrado ampliamente los potenciales impactos o daños relacionados con la ES offshore, la normativa colombiana consideró el requerimiento de EIA con términos de referencia específicos que abarcan las particularidades técnicas de esta actividad y sus posibles afectaciones al entorno. No obstante, para la ES onshore que requiere la construcción de vías solo se considera el DAA, cuyos términos de referencia son genéricos y no están acotados según las particularidades de la ES, lo que imposibilita evaluar los impactos derivados de la aplicación de esta técnica en el país.
Pero lo que resulta más inquietante es que la licencia ambiental para la ES onshore solo es necesaria cuando se requiere la construcción de vías, una especificación muy peculiar que implica que si no se construye este tipo de infraestructura, no existen potenciales daños o amenazas de deterioro grave al medio ambiente; es decir, actualmente la licencia ambiental para la ES onshore se otorga bajo los mismos lineamientos utilizados para un proyecto de construcción vial.
Claramente, esto es producto del discurso implantado acerca de la inocuidad de esta técnica por la industria petrolera, que se suma a la incapacidad de las autoridades ambientales para adoptar medidas concretas de seguimiento y control que permitan obtener conocimiento real de las consecuencias espaciotemporales de la sísmica en Colombia.
En relación con lo expuesto, la Metodología general para la elaboración y presentación de estudios ambientales (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible [MADS], 2018b) propone los términos de referencia para el DAA de la ES onshore requiriendo una escala de trabajo de 1:25.000 (1 cm en el mapa expresa 250 m en la realidad) para componentes tan relevantes como la geología o la hidrogeología, lo cual es a todas luces inadecuado para generar un conocimiento real sobre los elementos naturales del territorio.
Además, aunque se caracterizan diferentes aspectos de estos componentes, no se tiene en cuenta la variable temporal. Por lo tanto, no se evalúan el antes, el durante y el después de la actividad de ES, a pesar de que en cada una de estas fases se deben monitorear los componentes biótico y abiótico mediante inventarios y mediciones de detalle, evaluando integralmente el territorio, es decir, considerando a las comunidades que lo habitan y su dependencia del medio natural.
Para el caso de la ES onshore que no implica la construcción de vías y, por lo tanto, no requiere licencia ambiental existen protocolos, como la Guía básica ambiental para programas de exploración sísmica terrestre (MADS, 1998), que establecen que se deben tener en cuenta los cursos, cuerpos de agua y manantiales a la hora de determinar un radio de afectación creado por las detonaciones.
Sin embargo, esta guía no es vinculante, no es obligatoria y, por ende, no es un elemento que sirva como base para procesos sancionatorios y de evaluación ambiental. Además, se constituye en un protocolo desarrollado hace más de 24 años, cuando la ES 3D no se había implementado extensivamente en Colombia, por lo tanto, es incapaz de abarcar algunos de los impactos diferenciados que implica esta actividad.
En el contexto internacional, la regulación para la ES onshore no es muy estricta y se ha centrado en los protocolos para la limpieza de los desechos, la limitación de tránsito de vehículos pesados y la necesidad de monitorear la ocurrencia de movimientos en masa o procesos erosivos a lo largo de las líneas (GNWT, 2012). Otras legislaciones se han enfocado en la regulación y el cumplimiento de estándares logísticos y de mitigación de impactos básicos, pero no en la efectividad de los procedimientos para la recuperación y el cuidado del medio ambiente o la preservación de los servicios ecosistémicos (Machmer y Steeger, 2002).
Algunas provincias canadienses como Alberta y British Columbia han avanzado en un marco para la restauración ecológica y el monitoreo en zonas donde pasaron las líneas sísmicas (Government of Alberta, 2008; Golder Associates, 2015) introduciendo los temas de conservación y compensaciones de biodiversidad (Habib et al., 2013). A pesar de estos esfuerzos, la regulación de la ES sigue siendo laxa y, como es evidente, se ha centrado en la restauración, no en la evaluación integral y regulación de los impactos antes y durante la exploración.
Una excepción a lo expuesto se da en Perú, donde la regulación de la ES onshore contempla como primera medida la prevención e identificación de impactos a través de un estudio de impacto ambiental semidetallado (EIAsd) para proyectos de ES 2D y 3D (Ministerio en Energía y Minas [Minem], 2015), que requiere la delimitación del área de influencia directa e indirecta del proyecto, la caracterización socioeconómica y cultural, la caracterización detallada de suelos, el levantamiento de una línea base biológica en diferentes épocas hidrológicas, un plan de restauración ecológica y un plan de monitoreo posterior al cierre de la actividad. Además, es importante resaltar que para la socialización del proyecto de ES se necesita la aplicación de un plan de participación ciudadana (PPC):
[…] donde se evidencian las estrategias, acciones o mecanismos de involucramiento y participación de las autoridades, población y entidades representativas dentro del área de influencia del proyecto. Deberá contener un informe consolidado de las observaciones formuladas por la ciudadanía durante los mecanismos de participación ciudadana obligatorios y/o talleres de sensibilización, previo a la presentación del EIA, el cual deberá incluir las opiniones sustentadas de las aclaraciones, rectificaciones o ampliaciones de información; destacando la forma de cómo se dieron respuesta a ellas.
A partir de este contexto general del desarrollo de la exploración sísmica en Colombia, es posible develar algunos de los mecanismos de la captura corporativa relacionados con esta actividad, que incluyen la ausencia de normativas, el ocultamiento de los impactos y la falta de diligencia del Estado para ejercer una regulación efectiva.
Todos estos factores se traducen en prerrogativas para las empresas petroleras y requieren acciones urgentes, como la expedición de normativas y términos de referencia adecuados que puedan prevenir o mitigar los impactos socioambientales que han flagelado al país durante 70 años (solo refiriéndonos a la ES), sin que hasta el momento se hayan evaluado de una forma efectiva y desde la perspectiva de los impactos acumulativos. Además, urge generar estudios independientes que permitan contrastar los discursos implantados por las empresas respecto a la inocuidad de esta técnica.
II. Los desechos de la explotación petrolera
La explotación de hidrocarburos tiene una relación intrínseca con la extracción de aguas “de producción” petrolera, las cuales corresponden primordialmente a las aguas subterráneas que se encuentran en profundidad junto con los hidrocarburos (figura 9) y se caracterizan por presentar una salinidad muy alta (Igunnu y Chen, 2014). La salinidad —que puede ser similar o varias veces superior a la del agua de mar— implica un alto potencial contaminante y se explica por la presencia de iones como el cloruro, el bicarbonato, el sodio o el calcio.
Figura 3. Relación entre el agua “de formación” y los hidrocarburos en un reservorio típico.
Fuente: Tarbuck y Lutgents (2005).
Además, las aguas “de producción” presentan contenidos significativos de gases, hidrocarburos dispersos o disueltos, aditivos químicos que se utilizan para el mantenimiento, estimulación y explotación de los pozos (Strømgren et al., 1995), metales y metaloides altamente tóxicos como el mercurio, el arsénico, el plomo, el cadmio y el zinc (Tibbetts et al., 1992) o incluso elementos radiactivos con un alto potencial carcinogénico (Hamilton et al., 1992).
Un aspecto fundamental de este tipo de residuos tiene que ver con los grandes volúmenes que se extraen como subproducto de la explotación: por cada barril de petróleo se pueden generar 2 o 3 barriles de aguas “de producción” (Reid et al., 1974). En Colombia, Ecopetrol reporta un promedio de 13 barriles por cada barril de crudo (Ecopetrol, 2020).
Además, esta relación depende de la “edad” de los pozos de extracción, de tal manera que a medida que aumenta el tiempo de operación, la cantidad de aguas “de producción” es cada vez mayor. Esto es bastante notorio en las proyecciones realizadas para los campos Quillacinga y Cohembí en el corredor Puerto Vega-Teteyé de Puerto Asís, Putumayo (figura 4).
Figura 4. Incremento en función del tiempo de la cantidad de aguas “de producción” generadas por la explotación petrolera en Puerto Asís, Putumayo.
Fuente: Terrae (2015), con base en datos de Geoingeniería (2008).
Considerando las características químicas y los amplios volúmenes de aguas “de producción” que se extraen, es evidente que el manejo y correcta disposición de estos residuos es una actividad sumamente riesgosa desde el punto de vista de la salud ambiental y humana. Así, el manejo de estas aguas plantea 2 alternativas: el vertimiento directo a cuerpos de agua superficial y la reinyección en el subsuelo.
1. Vertimientos
Hoy en día, el vertimiento de aguas de “producción” petrolera (con algún nivel de tratamiento) es una práctica común en Colombia, a pesar de que al menos desde 1971 en países como Estados Unidos era considerada ilegal en muchos estados (Collins, 1971). Los datos consignados en los informes de gestión de Ecopetrol muestran que actualmente el volumen de vertimientos de aguas residuales es bastante significativo, si bien existe una tendencia decreciente en los últimos años en favor de métodos como la reinyección. Además, casi la totalidad de estos vertimientos se realizan directamente a cuerpos de agua superficial (figura 5).
Figura 5. Panorama actual de la gestión de vertimientos derivados de la operación de Ecopetrol en Colombia.
Fuente: los au
tores, con base en Ecopetrol (2021).
Aunque la normativa ambiental exige el tratamiento de las aguas que se vierten y determina los límites máximos en términos de calidad y cantidad, por lo general las empresas petroleras no cumplen estas disposiciones. Esta situación es un resultado de la falta de debida diligencia por parte de las autoridades ambientales en materia de seguimiento y monitoreo, pero también de un marco regulatorio laxo que prioriza las actividades extractivas por encima de la conservación de la base natural de los territorios y la protección de los derechos de las comunidades locales.
Para soportar lo expuesto, solo hace falta evidenciar la debilidad de la regulación colombiana sobre vertimientos de aguas residuales del sector hidrocarburos respecto a estándares internacionales, en este caso los establecidos por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (U. S. EPA).
En Colombia, la regulación de los vertimientos derivados de la actividad petrolera se realiza bajo la figura del permiso de vertimientos de aguas residuales, cuya autorización queda a criterio de la autoridad ambiental correspondiente de acuerdo con la información técnica que allega el interesado en términos del caudal de descarga del vertimiento, sus características químicas, el sistema de tratamiento, la evaluación ambiental, el plan de gestión de riesgo (cuando aplica), entre otros.
Dicho permiso queda sujeto al cumplimiento de la normativa ambiental y en especial de la Resolución N.° 631 de 2015, que establece los parámetros y valores máximos permisibles en vertimientos puntuales a cuerpos de agua superficial para cada sector específico. En la práctica no existen restricciones claras sobre los sitios donde se pueden realizar vertimientos en función de los usos y valores del cuerpo de agua receptor, ni un seguimiento riguroso, no solo al cumplimiento del permiso, sino también a los posibles impactos.
La debilidad normativa se manifiesta cuando en la evaluación ambiental que se debe hacer para la obtención del permiso de vertimiento se establece la necesidad de “determinar la capacidad de asimilación y de dilución del cuerpo receptor para verano e invierno, realizando una modelación del recurso, teniendo en cuenta los vertimientos de la zona, usos y usuarios del recurso”, pero el MADS solo emitió una guía hasta el año 2018; es decir, que solo recientemente se cuenta con una normativa clara para la modelación del transporte de contaminantes (MADS, 2018a).
En contraste, la U. S. EPA cuenta con estándares específicos para el sector de hidrocarburos desde 1979, los cuales señalan que los vertimientos provenientes de la actividad petrolera están prohibidos en el territorio continental estadounidense (onshore). La única alternativa para realizar este tipo de vertimientos está dada por el traslado de los desechos a una planta de tratamiento de aguas residuales centralizada (CWT), que debe contar con un permiso dentro del Sistema Nacional de Eliminación de Descargas Contaminantes (NPDES) y ajustarse a unas restricciones (en términos de valores máximos permisibles, por ejemplo) que no son diferenciales para cada sector, sino comunes a cualquier tipo de vertimiento, con lo cual se adopta un enfoque garantista hacia la protección del agua.
Adicionalmente, la empresa tiene que realizar un tratamiento previo a las aguas “de producción” que asegure unas condiciones de calidad mínimas antes de su entrada a la planta de tratamiento centralizada (Jiang et al., 2022). Debido a la rigurosidad y los costos que implica esta alternativa, en ese país se opta casi que exclusivamente por métodos como la reutilización y la reinyección.
Asimismo, la U. S. EPA ha impulsado discusiones acerca de prácticas de gestión de las aguas “de producción” en el contexto de escasez de agua y estrés hídrico de ciertas regiones de Estados Unidos, y particularmente sobre la posibilidad de considerar los vertimientos como una alternativa viable. En relación con esto, el Código de Regulaciones Federales permite que los estados ubicados al oeste del meridiano 98° descarguen aguas “de producción” para uso en “actividades agrícolas o propagación de la vida silvestre” cumpliendo unos criterios de calidad que demuestren ser pertinentes para el uso propuesto (U. S. EPA, 2020; fi gura 6).
Figura 6. Relación del meridiano 98° con la precipitación anual como criterio para expedir normativas relacionadas con el manejo de aguas “de producción” petrolera en Estados Unidos.
Fuente: los autores, con base en Ground Water Protection Council (2019).
Como se aprecia, el vertimiento de aguas “de producción” a las fuentes de agua superfi cial continental en países como Estados Unidos ha implicado un proceso de discusión y solo se ha contemplado a modo de una opción debido a condiciones particulares, como la escasez de agua, mientras que en el contexto colombiano no ha existido tal debate y se ha implementado de una manera irrefl exiva e indiscriminada, favoreciendo los intereses de las empresas.
Por otro lado, las discusiones impulsadas por la U. S. EPA han considerado elementos totalmente ausentes en el caso colombiano: 1) la participación de actores, incluidos la academia, las agencias estatales, los Pueblos Indígenas, las organizaciones no gubernamentales (ONG), entre otros; y 2) el planteamiento de incertidumbres sobre la composición química de las aguas “de producción”, la limitación de los métodos de tratamiento, el desconocimiento de la toxicidad de algunos componentes y los riesgos que implica la presencia de elementos radiactivos (U. S. EPA, 2020).
En lo relacionado con el proceso de seguimiento y monitoreo de los vertimientos de aguas “de producción” en Colombia, la Contraloría General de la República (CGR, 2017) en su informe sobre el proceso de licenciamiento ambiental identificó la incapacidad estructural de las autoridades ambientales para cumplir con este propósito, incapacidad que se presenta (entre otras cosas) por hechos como la ausencia de sistemas de información efectivos para el seguimiento de los proyectos.
También se debe considerar que los monitoreos, la recolección de datos y la realización de análisis (incluidos los EIA) están a cargo de las empresas petroleras, que pagan laboratorios o estudios a consultores casi siempre cooptados por el conflicto de interés que implica la relación contratante-contratista. Ante la ausencia de instrumentos efectivos para asegurar la calidad de los datos y análisis presentados por las empresas, y la incapacidad de entidades como la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) para generar información propia (como lo hace la U. S. EPA), se produce una evidente asimetría que además está marcada por la falta de participación de las comunidades directamente afectadas por los proyectos.
Ese escenario de normativas ambientales laxas e incapacidad de las autoridades para hacer un seguimiento efectivo coexiste con otros factores, por ejemplo, el conflicto armado. Esto ha significado no solo la contaminación derivada del vertimiento de las aguas residuales de la actividad petrolera, sino también la causada por eventos como los derrames de crudo, atribuibles a la acción de grupos armados ilegales o de la Fuerza Pública.
a. Contaminación de aguas: el caso del corredor Puerto Vega-Teteyé
El Bloque Suroriente es una zona de explotación petrolera ubicada en el departamento de Putumayo cerca a la población de Puerto Asís y a la frontera con Ecuador. Allí existen 3 campos “de producción” pertenecientes al Consorcio Colombia Energy, operados por la empresa Vetra: Cohembí, Quillacinga y Quinde (figura 7).
Figura 7. Distribución espacial de los campos Quinde, Cohembí y Quillacinga entre los ríos Putumayo y San Miguel.
Fuente: Terrae (2015).
La historia de la industria petrolera en la región se remonta a la década de los 60, cuando empresas como Texas Petroleum Company iniciaron labores de exploración. Desde la década de los 80, las actividades relacionadas con hidrocarburos han coexistido con la economía ilegal del narcotráfico y el aumento en los cultivos de hoja de coca (Castro Hurtado, 2015). Como resultado, se ha configurado un contexto complejo por la presencia de grupos armados como guerrillas y paramilitares (hoy disidencias y bandas criminales), el abandono estatal imperante y las actuaciones de la Fuerza Pública para intervenir en procesos como la erradicación forzada (Suárez, 2020).
A pesar de esto, en el año 2009 el entonces Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial entregó la licencia ambiental para el proyecto Desarrollo de los Campos Quinde, Cohembí y Quillacinga4 con algunas adiciones durante el 20105, las cuales incluían el permiso de vertimientos de aguas residuales a los ríos Putumayo, San Miguel y Cohembí, y la quebrada Agua Blanca.
El informe desarrollado por Terrae (2015) en el marco de la Comisión Minero-energética y Ambiental para el Putumayo revela las irregularidades cometidas durante el proceso de licenciamiento, que se expondrán a continuación.
Desde el principio, el EIA elaborado por Geoingeniería (2008) presentó múltiples deficiencias en la recolección de la información para la línea base ambiental. A pesar de que dichos estudios eran explícitos en que sus deficiencias tenían como causa el conflicto armado, el proyecto logró la licencia. Desde el punto de vista social, tampoco se realizó un análisis de los posibles impactos en la exacerbación del conflicto armado existente en la región.
Como resultado se obtuvo un EIA caracterizado por la falta de rigor técnico para abordar los componentes de geología, hidrogeología, amenaza sísmica, entre otros. Como se abordará más adelante en este capítulo, estas deficiencias son de extrema gravedad si se tiene en cuenta que en el caso del corredor Puerto Vega-Teteyé se adoptaron alternativas como la reinyección de aguas “de producción” en el subsuelo, con las incertidumbres que esta práctica implica.
El análisis de los informes de cumplimiento ambiental (ICA) revela que el monitoreo de calidad del agua efectuado por la empresa no se realizó de manera sistemática, tanto en los parámetros considerados como en el seguimiento a los puntos. Por ejemplo, el monitoreo de aguas subterráneas solo se implementó en 2013, a pesar de la reinyección de aguas altamente tóxicas en el subsuelo desde el comienzo del proyecto.
Además, los ICA permitían verificar que no se estaba cumpliendo con la normativa de vertimientos y que se estaba generando contaminación de cuerpos de agua como el río San Miguel y la quebrada Agua Blanca. El incumplimiento de las obligaciones en términos de vertimientos deja sin una base sólida argumentos frecuentemente empleados, como que la contaminación solo es el resultado de atentados de grupos ilegales a la infraestructura petrolera.
Los datos correspondientes al periodo 2010-2014 de los campos Quillacinga y Cohembí, aunque poco sistemáticos, demuestran que durante las diferentes etapas del proceso de tratamiento nunca se alcanzaron los objetivos definidos por el Decreto 1594 de 1984 en algunos parámetros como los cloruros o los fenoles, ambos con implicaciones en la salud pública.
Para el caso de los cloruros, antes de la Resolución N.° 631 de 2015 del Ministerio de Ambiente no estaba definido un límite máximo permisible; sin embargo, se utilizó el valor de 1200 mg/L contenido en dicha resolución para ilustrar el grado de contaminación de las aguas residuales, no solo de las que se vertían superficialmente, sino de aquellas que se reinyectaban en el subsuelo. La comparación entre los valores de entrada y salida en diferentes etapas es una muestra de la ineficacia del proceso de tratamiento (figura 8).
Figura 8. Valores promedio de cloruros y fenoles totales en las aguas residuales de los campos Cohembí y Quillacinga, comparados con los límites impuestos por las normativas nacionales de vertimientos.
Fuente: los autores, con base en Terrae (2015).
Adicionalmente, la apertura de 2 procesos sancionatorios ambientales por parte de la ANLA mediante el Auto N.° 3968 de 2011 y el Auto N.° 1225 de 2013 confirmó la responsabilidad de la empresa en la contaminación de aguas por el inadecuado manejo de las piscinas de vertimientos. Estos procesos se sumaron al pronunciamiento de Corpoamazonia que, por medio del Concepto Técnico N.° 1125 de 2012, recomendó “reconsiderar la modificación de la licencia ambiental global 0937 de 2009 modificada por la Resolución 1930 de 2010” ante 19 pasivos ambientales reconocidos y los evidentes conflictos de uso del suelo generados por el proyecto, entre ellos la intervención de ecosistemas de alta vulnerabilidad como los humedales.
Por otra parte, la Procuraduría General de la Nación recomendó, mediante concepto técnico del 13 de junio de 2012, “no conceder una nueva ampliación de la licencia ambiental otorgada mediante Resolución 937 de mayo 22 de 2009, hasta cuando el Consorcio Colombia Energy cumpla a cabalidad dicha licencia y el plan de manejo asociado”. A pesar de esto, y en contravía de cualquier precepto ambiental, la ANLA autorizó una nueva modificación en la licencia mediante la Resolución N.° 0551 del 2014.
En el año 2015 el Gobierno nacional contrató al laboratorio Corporación Integral del Medio Ambiente (CIMA, 2015) para efectuar análisis químicos completos en fuentes hídricas —dentro del área de interés del proyecto— que eran utilizadas por la comunidad para su abastecimiento. En el marco de este proceso también se presentaron graves inconsistencias, como el hecho de que la capacidad técnica del laboratorio contratado implicaba usar límites de detección inapropiados para algunos parámetros, de acuerdo con las normativas nacionales y de la Organización Mundial de la Salud (OMS, 2006) para aguas de consumo humano.
Aunque para los fenoles, el plomo y el cadmio se utilizaron, respectivamente, límites de detección 100, 10 y 3 veces superiores a los establecidos por la OMS, en muchos de los puntos monitoreados se detectaron concentraciones alarmantes de estas sustancias, sin que se pudiera descartar que los demás también presentaran condiciones críticas (figura 9).
Figura 9. Valores de fenoles, plomo y cadmio en algunos cuerpos de agua destinados al consumo humano en el corredor Puerto Vega-Teteyé comparados con los límites impuestos por las normativas de calidad del agua.
Fuente: los autores, con base en Terrae (2015).
Los resultados de los análisis dan cuenta de la gravedad de la contaminación existente y los peligros que se ciñen sobre las comunidades que habitan este sector del corredor Puerto Vega-Teteyé, que incluyen varios resguardos y cabildos Indígenas de los Pueblos Awá y Nasa. La cooptación del Estado es evidente cuando no existe una institucionalidad sólida que actúe bajos los principios de precaución y prevención para evitar el daño ambiental y proteger la integridad de las comunidades (ni siquiera a la hora de elegir un laboratorio con capacidad técnica apropiada); pero sí se conforman batallones minero-energéticos para proteger a las empresas y asegurar las labores de explotación en el territorio nacional (Massé y Camargo, 2012).
En el caso del corredor Puerto Vega-Teteyé, durante 2012 se conformó el Batallón Minero-energético N.° 11 para asegurar el funcionamiento de la operación petrolera (Suárez, 2020). Más recientemente, Rutas del Conflicto y La Liga Contra el Silencio revelaron los convenios de la empresa Vetra con el Ministerio de Defensa para obtener protección del Ejército Nacional6 en un claro ejemplo de privatización de servicios públicos de seguridad.
Resulta contradictorio que los convenios para la protección de la infraestructura petrolera se justifiquen desde el derecho internacional humanitario y desde convenios internacionales como el de Ginebra, cuando precisamente esta actividad ha demostrado violar los derechos humanos de las poblaciones locales.
La presencia de proyectos extractivos en el marco del conflicto genera la militarización de los territorios y la victimización de comunidades, que muy frecuentemente son hostigadas y violentadas no solo por grupos ilegales, sino por la misma Fuerza Pública; así lo demuestran casos como el del Bloque El Nogal en Caquetá, donde además de los abusos por parte de agentes armados del Estado se concedió una licencia para la perforación exploratoria de hidrocarburos fundamentada en estudios deficientes y omisivos (Terrae, 2017).
Toda esta casuística solo se puede explicar a la luz de la cooptación del Estado por parte de las empresas extractivistas, con la cual se prioriza la explotación frente a cualquier tipo de interés legítimo de los pobladores de conservar su territorio y se rechazan sus argumentos por no contar con una base “técnica o científica”. No obstante, la revisión de los estudios que viabilizan la explotación demuestra que estos no se constituye en garantía de no afectación y que durante la explotación las empresas petroleras y las autoridades ambientales son solo notarios del desastre.
a. Los derrames de petróleo: el caso Awá7
Los resguardos indígenas de Inda Guacaray e Inda Sabaleta, ubicados en el departamento de Nariño, han tenido que sufrir históricamente los impactos de la presencia del Oleoducto Trasandino (OTA), operado por Ecopetrol para transportar los hidrocarburos explotados en el departamento de Putumayo hasta el puerto de Tumaco. La presencia de este oleoducto en territorios ancestrales ha causado la contaminación de suelos y ríos, la pérdida de biodiversidad, la intensificación del conflicto armado, la violación de derechos fundamentales del Pueblo Awá, entre otros.
El OTA no es ajeno a la historia de avance desaforado de la industria petrolera en el siglo XX ni a la ausencia de cualquier consideración en materia ambiental o social. De hecho, aunque fue construido en 1966, solo hasta 2005 el Ministerio de Ambiente estableció el plan de manejo ambiental para su operación8. Además, la misma institucionalidad ha reconocido que el proyecto se enmarca en un contexto de conflicto con la presencia de grupos armados ilegales, bandas criminales y narcotráfico.
Teniendo en cuenta lo expuesto, el OTA se ha convertido en un elemento de disrupción territorial que aglomera múltiples intereses de terceros, como la conexión de válvulas ilegales, la instauración de refinerías clandestinas o los atentados a la infraestructura por parte de grupos armados. Esta situación incrementa la presencia de Fuerza Pública en el territorio awá, lo cual agudiza las consecuencias negativas sobre las comunidades, que incluyen los bombardeos del Ejército Nacional. Como resultado, se derraman grandes cantidades de hidrocarburos que contaminan las fuentes de agua utilizadas por los resguardos y ponen en riesgo su subsistencia física y espiritual. Todo esto ante la ineficacia de Ecopetrol y sus contratistas, cuyas respuestas ante estos eventos son mezquinas e inoportunas, sin ningún plan de contingencia adecuado para la gravedad de la situación (Pérez Casas, 2018; figura 10).
Figura 10. Derrames de crudo en territorios Indígenas del Pueblo Awá
Fuente: CAJAR (2012).
El papel del Estado y de Ecopetrol ha sido absolutamente reprochable, dado que han eludido la responsabilidad por los graves impactos de los derrames excusándose en que estos son ocasionados por la acción de terceros. Al parecer olvidan que ellos mismos han puesto en riesgo al Pueblo Awá con la construcción de un oleoducto en un contexto de conflicto armado, violando además el derecho a la consulta previa y el consentimiento libre, previo e informado, al considerar que estas comunidades Indígenas no hacían parte del área de influencia del proyecto (Pérez Casas, 2018).
También existe una clara negligencia de la empresa desde el punto de vista técnico, que se refleja en la ausencia de tecnologías que permitan mitigar los impactos de los derrames. Desde 1970, instituciones como National Transportation Safety Board (NTSB, 1996) han insistido en la necesidad de utilizar válvulas de cierre automático ante eventos de derrame, tecnología que ya ha sido adoptada en muchos países.
La victimización y generación de cargas desproporcionadas sobre el Pueblo Awá se agudizan cuando la empresa —con la anuencia del Estado— sugiere que la comunidad debe participar en la prevención de los derrames y en la remediación. Este tipo de convocatorias se constituyen en una absoluta irresponsabilidad en el marco del conflicto armado. En 2013, los comuneros reportaron el asesinato del líder Álvaro Nastacuas, quien adoptó una posición de denuncia contra los actores ilegales, sin que hasta el momento se haya activado la investigación correspondiente. También son preocupantes
algunos hechos repetitivos, como la contratación por parte de Ecopetrol de miembros de los resguardos para adelantar acciones de recolección de crudo sin ningún tipo de capacitación ni protección; además, aprovechándose de la vulnerabilidad económica y social para pagarles la irrisoria suma de 100.000 pesos (Pérez Casas, 2018).
Al respecto, algunas guías desarrolladas por instituciones internacionales, como National Institute of Environmental Health Sciences (NIEHS, 2010), evidencian los riesgos sobre la salud humana a corto y largo plazo derivados de esta actividad e indican una serie de medidas en términos de protección personal. Las imágenes de los elementos requeridos para adelantar la limpieza de sitios contaminados con hidrocarburos son suficientes para tener una idea de la temeridad y vileza de Ecopetrol, que expone la salud de los miembros de los Pueblos Indígenas en una clara muestra de racismo ambiental.
Figura 11. Elementos de protección personal usados en tareas de limpieza de hidrocarburos ante eventos de derrames.
Fuente: NIEHS (2010).
Ante la ausencia de control y seguimiento por parte de las autoridades ambientales y Ecopetrol, la población ha tenido que acudir a diversas estrategias, como el monitoreo comunitario, para recolectar las pruebas que la institucionalidad le solicita al intentar denunciar las afectaciones causadas por los derrames de crudo. Esto es un ejemplo de la revictimización que viven las comunidades: además de sufrir los impactos, tienen que asumir la carga de la prueba en un escenario de asimetría y abuso de poder, donde las empresas y el Estado frecuentemente desconocen el valor técnico y jurídico del monitoreo comunitario.
Sumado a esto, el Pueblo Awá padece la criminalización cuando sus miembros son acusados de delitos como el hurto de hidrocarburos con pruebas limitadas, por ejemplo, el hecho de tener la ropa o las botas manchadas después de caminar por sus territorios. Así, es evidente la violación de los derechos fundamentales del Pueblo Awá, sometido al contacto con sustancias tóxicas en medio de tareas de remediación o por el consumo de agua contaminada. También se han violado los derechos de acceso al agua, a la alimentación, a disfrutar de un ambiente sano e incluso al libre tránsito y movilidad por los territorios. Todo esto en un escenario de captura corporativa donde importa más la renta petrolera del país que la conservación ambiental o la preservación de los Pueblos
Indígenas:
[…] que el mucho dinero que se pierde, que por eso no cierran el tubo, y
si pueden sacar esas cuentas, por qué no nos sacan primero las cuentas
de cuánto vale lo que aquí se está perdiendo, cuánto vale el armadillo
que recorre los 4 mundos, cuánto vale el jaguar que ya no viene por el
olor, cuánto valen todos los peces muertos, cuánto valen las plantas que
nos curan, cuánto valen el agua que no es solo la nuestra, sino la que corre
para todos y llega al mar, cuánto vale el mar, nuestra cultura, cuánto
vale que en verano no tengamos que desplazarnos, cuánto vale nuestra
vida, esto vale más. (María Rosalba Marín, comunera del Resguardo
Inda Sabaleta)
2. Reinyección
La reinyección de las aguas “de producción” en el subsuelo es una de las alternativas para la gestión de las aguas residuales derivadas de la explotación de hidrocarburos. A pesar de que es una práctica que ha incrementado sustancialmente en Colombia en los últimos años, el país no cuenta con regulaciones claras que permitan dar cuenta de los impactos generados. La reinyección de aguas en el subsuelo se realiza con 2 propósitos principales:
- Incrementar la presión del yacimiento, lo que permite aumentar o sostener la cantidad de petróleo explotado.
- Disponer permanentemente en el subsuelo las aguas “de producción”.
La figura 18 ilustra este proceso: se extrae el hidrocarburo mezclado con las aguas “de producción”, se separan estas sustancias e idealmente se trata el agua extraída; esta agua se inyecta para ayudar en la “productividad” de los pozos de petróleo o se dispone a profundidad para ser almacenada permanentemente en alguna formación geológica de interés.
Figura 12. Proceso de reinyección de aguas en el subsuelo
Fuente: Hirschfeldt (2015).
Para dimensionar la importancia de la reinyección de aguas residuales en Colombia, basta considerar casos como el de los campos Rubiales y Quifa en Puerto Gaitán (Meta), donde 95 % de lo que se extrae en los pozos de explotación corresponde a aguas “de producción”, las cuales son reinyectadas casi en su totalidad generando problemas como la sismicidad inducida (Molina et al., 2020).
a. Ausencia de regulación y la incongruencia sistemática del monitoreo
La reinyección de aguas “de producción” en el subsuelo es un método cuya aplicación plantea múltiples incertidumbres, entre las que se cuentan el entendimiento de las interacciones geoquímicas entre los fluidos y el suelo (Collins, 1971) o la viabilidad de realizar una caracterización detallada de fracturas en profundidad que asegure que no ocurrirá una migración de fluidos en la dirección vertical que pueda contaminar fuentes de agua adecuadas para el consumo humano.
Los términos de referencia para la elaboración del EIA para la explotación o perforación exploratoria de hidrocarburos (Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial [MAVDT], 2010; MADS, 2014) son consecuentes con algunas de estas incertidumbres, pero inefectivos en sus requerimientos. Así, se solicita información sobre la existencia de “una capa sello impermeable” que no permita la migración de fluidos en vertical, así como determinar la presencia de “fallas, diaclasas, fracturas o irregularidades similares”; no obstante, existe un gran vacío en la definición de las metodologías con que las empresas deben demostrar estas características ideales.
Como muestra el caso del corredor Puerto Vega-Teteyé, difícilmente se llega a una caracterización hidráulica cuantitativa que soporte los requerimientos de la ANLA en cuanto al conocimiento del subsuelo y los posibles efectos de la reinyección. Lejos de la condición ideal de sellos impermeables que se plantea para los yacimientos de hidrocarburos, algunas manifestaciones naturales, como los rezumaderos, demuestran que hay mecanismos por los que se da la migración de fluidos en la vertical.
Al respecto, trabajos como el de Myers (2012) han confirmado que las fracturas pueden reducir sustancialmente los tiempos de migración vertical de las aguas “de producción” a acuíferos superficiales, generando contaminación, lo que se agrava con el uso de técnicas como el fracking. En Colombia, dada la historia geológica particular que se traduce en unas características de deformación estructural intensa, la ocurrencia común de rezumaderos evidencia que este fenómeno podría llegar a presentarse de manera más o menos habitual.
Con base en lo expuesto, el monitoreo del agua subterránea en términos de calidad y cantidad es fundamental para detectar cualquier tipo de afectación derivada de la reinyección. Dicho monitoreo debería considerar factores como el hecho de que las velocidades de flujo en el subsuelo son inferiores en varios órdenes de magnitud respecto a las velocidades en superficie. Por lo tanto, los planes que se elaboren tienen que ser adecuados para detectar de manera temprana los impactos: si estos no se identifican y remedian a tiempo por parte de las empresas, se convierten en pasivos ambientales para las generaciones futuras. Además, hay que destacar que en este capítulo no se ahonda en la necesidad de monitorear los mismos pozos de reinyección, los cuales deben mantener a largo plazo unas características de integridad que eviten la contaminación accidental de acuíferos.
Cuando la reinyección se realiza con el objetivo de incrementar la presión en el yacimiento, la ubicación de los pozos inyectores se determina en función de las características geológicas, con el fin de que el procedimiento sea efectivo y cause la migración de los hidrocarburos hacia los pozos productores. En la figura 19 se ilustran 2 casos particulares: 1) la inyección de aguas “de producción” se realiza en los flancos del yacimiento para que ocurra la migración hacia la zona central donde está atrapado el petróleo; 2) se inyectan las aguas muy cerca de la zona que contiene el hidrocarburo (Latil, 1980). Con la inyección periférica se pueden dar migraciones hacia la parte externa del yacimiento y contaminar áreas de acuíferos no contempladas dentro del proceso de inyección. Si bien estos flujos son muy lentos, es posible que a largo plazo tengan repercusiones ambientales de gran magnitud.
Figura 13. Ubicación de pozos inyectores de acuerdo con las características del yacimiento de hidrocarburos.
Fuente: Latil (1980).
El monitoreo del agua subterránea se realiza a través de pozos o piezómetros cuyas características dependen de aspectos como la accesibilidad en superficie, la profundidad del acuífero objeto de monitoreo o la dirección de líneas de flujo. En este sentido, según comunicación de la ANLA (2022b):
[…] Ahora bien, para las actividades de inyección que se autorizan en el instrumento de manejo y control ambiental en Colombia, se plantea una red de monitoreo por pozo o PAD de inyección con base en la información disponible y la suministrada dentro del estudio de impacto ambiental. El diseño obedece al monitoreo de la calidad fisicoquímica y bacteriológica de los puntos hidrogeológicos de importancia para la comunidad del área de influencia (pozos, aljibes, manantiales, etc.), así como de los cuerpos de agua superficiales, para determinar los cambios en las características de la calidad de agua y la disponibilidad del recurso, en cuyo caso (en algunos casos particulares) se incluye la construcción de piezómetros, cuando los puntos hidrogeológicos están muy alejados del punto de inyección. Así mismo, es pertinente señalar que son de utilidad los piezómetros existentes en las instalaciones petroleras, los cuales se diseñan con el objetivo primario de verificar si se está generando afectación por las actividades realizadas en superficie, en las locaciones (facilidades, estaciones o plantas de almacenamiento, entre otros).
No obstante, y de acuerdo con la información geográfica suministrada por la ANLA (2022a), en Colombia el monitoreo de pozos de reinyección parece ser extremadamente limitado e insuficiente. Visto desde una perspectiva estadística, por cada 2 pozos de reinyección hay solo un piezómetro de monitoreo. Esta cifra es preocupante si se tiene en cuenta que la distribución no es homogénea y que pueden existir cientos de pozos sin ninguna clase de monitoreo, como es el caso de los ubicados en Putumayo, Santander, Huila, Meta, Casanare (figura 14) y Arauca.
Figura 14. Distribución de pozos de reinyección y piezómetros de monitoreo a partir de la base de datos ANLA
Fuente: los autores, con base en la base cartográfica que se anexa en ANLA (2022a).
b. Sismicidad inducida
La generación de sismicidad es uno de los impactos demostrados y reconocidos de la reinyección y disposición de aguas “de producción” en el subsuelo. La investigación científica en los últimos años ha pasado de proponer solo una correlación espacial y temporal entre la reinyección y la generación de sismos (Hough y Page, 2015) a establecer los mecanismos causales por los que ambos fenómenos están directamente relacionados (Yeo et al., 2020; Goebel y Brodsky, 2018).
A pesar de esto y de la tendencia creciente a utilizar cada vez más este método, en Colombia no hay un abordaje ni una normativa rigurosa que permitan acercarse a los impactos y la conceptualización de la amenaza y del riesgo sísmico derivados de estas actividades.
En primer lugar, los términos de referencia para la elaboración del EIA para la explotación de hidrocarburos (MAVDT, 2010) contemplan la reinyección, pero no mencionan la posibilidad de generar sismicidad inducida, por lo que en la práctica este tipo de impactos no están identificados ni hay acciones de prevención, mitigación, corrección, compensación o manejo. Solo los términos de referencia para la perforación exploratoria (MADS, 2014) disponen escuetamente que
En concordancia con los requerimientos que establezca el Ministerio de Minas y Energía para pozos inyectores en materia de análisis de riesgos de generar sismicidad desencadenada, presentar un resumen de los riesgos identificados de generar este tipo de sismicidad, especialmente aquella que pudiera ser perceptible en superficie.
De lo anterior no se desprende ningún tipo de obligación en términos de monitoreo para las empresas. Además, es evidente que este tema se maneja desde la perspectiva de la fiscalización petrolera y no de los posibles impactos ambientales, por tanto, es la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) la entidad que cuenta con la información sobre los volúmenes máximos de reinyección y las máximas presiones de fractura de la unidad (miembro o formación) donde se va a realizar el procedimiento.
Desde un punto de vista técnico, la ANH no ha realizado ningún avance para gestionar los impactos generados por sismicidad inducida, a pesar de que cuenta con parámetros clave, como las tasas de reinyección, que han demostrado tener una alta correlación con la ocurrencia de sismos (Weingarten et al., 2015) junto con otras variables como la profundidad (Hincks et al., 2018).
El caso de los campos Rubiales y Quifa cerca de Puerto Gaitán (Meta) es paradigmático en términos de la evidente relación entre la reinyección de aguas y la sismicidad inducida, así como de la incapacidad de las empresas y la institucionalidad para enfrentar este tipo de impactos que afectan los derechos de las comunidades.
En junio de 2013 el Servicio Geológico Colombiano (SGC) emitió un informe sobre la sismicidad atípica que se presentaba desde abril de ese mismo año en el sector de Puerto Gaitán (SGC, 2013) con la ocurrencia de 78 sismos, cifra que contrastaba ampliamente con los únicos 2 registros que la Red Sismológica Nacional de Colombia tenía desde el año 1993 (Molina et al., 2020).
Para marzo de 2021 la cifra de sismos fue 1408, 19 de ellos con magnitudes entre 4,0 y 4,9 y uno con magnitud de 5 (SGC, 2021). La distribución temporal de la sismicidad muestra una correlación evidente con los períodos en que la empresa Pacific Rubiales Energy aumentó las tasas de reinyección, mientras algunos estudios han postulado la relación entre ambas variables (Molina et al., 2020) (figura 21).
En este momento es indudable que el proceso de reinyección de aguas ha sido el responsable de la sismicidad inducida en Puerto Gaitán. No obstante, los perjuicios causados a las comunidades no han sido tomados en cuenta; entre otros, se ha denunciado la profundización de las aguas en el sector y afectaciones a la tranquilidad por la ocurrencia permanente de sismos (CAJAR et al., 2016). Además, ha sido la misma institucionalidad en cabeza del SGC o de actores privados, como la Universidad de los Andes, la que ha tenido que financiar los estudios que demuestran los impactos generados por la empresa. Todo esto en un contexto de captura corporativa donde no existen instrumentos que regulen la actividad de reinyección y no se obliga a las empresas a responder por los impactos causados.
Figura 15. Sismicidad en el área de Puerto Gaitán, Meta, en el período 2013-2021
evidenciando picos de actividad asociados a incrementos en la tasa de reinyección de
aguas “de producción” petrolera
Fuente: SGC (2021).
Conclusiones y recomendaciones
- La exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia se ha desarrollado en un contexto estructural de captura corporativa, el cual se expresa a través de mecanismos como la interferencia legislativa y la implementación de políticas que priorizan la industria petrolera sobre la conservación ambiental de los territorios y la protección de los derechos de las comunidades locales.
- La captura corporativa se refleja en la existencia de normativas claramente insuficientes para regular las diferentes actividades relacionadas con la industria del petróleo; pero también es notoria en la desidia de las autoridades frente al seguimiento y monitoreo de los impactos ambientales cuando esto se contrasta con la diligencia del mismo Estado a la hora de proteger la infraestructura petrolera por medio de acciones como la militarización de los territorios y la privatización de la Fuerza Pública al servicio de las empresas.
- La exploración y explotación de hidrocarburos se ha dado en un contexto de asimetría y abuso de la posición dominante donde las comunidades no tienen poder decisorio sobre las actividades que se imponen en sus territorios. Así, el desarrollo de estas actividades en el contexto del conflicto armado ha significado la exacerbación de la violencia y la imposición de nuevos riesgos sobre las personas.
- Respecto a la exploración sísmica, es imperiosa la necesidad de generar estudios independientes sobre los impactos acumulativos que permitan contrastar los discursos implantados por las empresas acerca de la inocuidad de esta técnica. A partir de los estudios y de la investigación sobre la regulación más estricta en otros países, es urgente la expedición de normativa y términos de referencia adecuados que puedan prevenir o mitigar los impactos socioambientales que han flagelado al país durante 70 años de exploración sísmica, sin que hasta el momento se hayan evaluado de una forma efectiva y desde la perspectiva de los impactos acumulativos.
- La regulación y el seguimiento de los vertimientos de aguas residuales de la industria petrolera en Colombia son extremadamente deficientes, incluso cuando se comparan con estándares internacionales, lo que ha ocasionado la contaminación sistemática de aguas y suelos. Se requieren acciones urgentes para regular y hacer seguimiento adecuado a los vertimientos de aguas “de producción” petrolera.
- La reinyección como práctica creciente en el país está enmarcada en una alta incertidumbre acerca de sus potenciales impactos, los cuales incluyen la contaminación de aguas y la generación de sismicidad inducida. Entre otras cosas, se requiere el desarrollo de términos de referencia ajustados al estado del arte y el conocimiento que se tiene acerca de esta práctica, incluyendo la solicitud de estudios con escalas adecuadas, la implementación de metodologías apropiadas de monitoreo y seguimiento, así como la necesidad explícita de pruebas y datos cuantitativos para soportar parámetros relevantes en la caracterización hidrogeológica.
- Es necesaria la implementación de una red de monitoreo nacional con piezómetros profundos que superen en cantidad los pozos de reinyección. Su distribución debe depender de la ubicación de estos pozos y de las características estructurales e hidrogeológicas que puedan definir direcciones de migraciones de flujos subterráneos. Es una obligación del Estado proteger los acuíferos del país para las generaciones futuras.
Referencias
Autoridad Nacional de Licencias Ambientales. (2022a). Respuesta a oficio 20226411146151 con números de radicado en ANLA 2022210328-1- 000 y 2022210454-1-000 del 22 de septiembre de 2022. Traslado numerales 1.º y 3.º solicitud de información H. S. Angélica Lozano. Oficios ANH 20221001250672 ID. 1311453 y 20221391138291 ID. 1313617. Expediente: 05ECO1051-00-2022 / 05ECO1010-00-2022 / 05ECO1016-00-2022. Autor.
Autoridad Nacional de Licencias Ambientales. (2022b). Respuesta a su comunicación
con radicado en ANLA 2022196047-1-000 del 7 de septiembre de 2022. Derecho de Petición - Solicitud de Información. Expedientes: 05ECO1010-00-2022/LAM4174. Autor.
Avellaneda, A. (1998). Petróleo, colonización y medio ambiente en Colombia. De la Tora a Cusiana. Ecoe Ediciones.
Beaver, F. W. (1984). The effects of seismic blasting on shallow water wells and aquifers of in Western North Dakota. University of North Dakota.
British Petroleum - Hidrogeocol. (1997). Plan piloto de pozos de monitoreo en programas sísmicos. BP.
Castro Hurtado, J. R. (2015). La colonización y las prácticas productivas: una reconfiguración del territorio de los campesinos colonos en Puerto Asís, Putumayo, corredor Puerto Vega Teteyé. Pontificia Universidad Javeriana.
Colectivo de Abogados José Alvear Restrepo, PASO Internacional y Federación Internacional por los Derechos Humanos. (2016). Colombia. El costo humano del petróleo: estudio de impacto en los derechos humanos de las actividades de Pacific Exploration y Production Corp. en Puerto Gaitán. Autores.
Collins, A. G. (1971). Oil and gas wells: Potential polluters of the environment? Journal of Water Pollution Control Federation, 43(12), 2383-2393.
Contraloría General de la República. (2017). El proceso administrativo de licenciamiento
ambiental en Colombia. Autor.
Cordsen, A., Galbraith, M. y Peirce, J. (2000). Planning land 3-D seismic surveys. Society of Exploration Geophysicists.
Corporación Integral del Medio Ambiente. (2015). Caracterización fisicoquímica e hidrobiológica en cuerpos de agua superficial y subterránea en el corredor suroriente Puerto Vega - Teteyé. Autor.
Departamento Administrativo Nacional de Estadística. (2018). Censo Nacional de Población y Vivienda 2018. Autor.
Ecopetrol. (2020). Reporte integrado de gestión sostenible. Año 2020. Autor.
Ecopetrol. (2021). Reporte integrado de gestión sostenible. Año 2021. Autor.
Escobar, A. (2006). Political ecology of globality and difference. Gestión y Ambiente, 9(3), 29-44.
Fernández, A., González, A. y Santos, P. (2015). Impactos ambientales generados por la exploración sísmica en la industria petrolera colombiana (revisión). Revista El Centauro, 10(7), 69-80.
Garay, L. (2020). Aparatos estatales y luchas de poderes: de la captura a la cooptación y a la reconfiguración. Heinrich Böll Stiftung.
Garber, M. S. y Wollitz, L. E. (1969). Measuring underground-explosion effects on water levels in surrounding aquifers. Groundwater.
Geoingeniería. (2008). Estudio de impacto ambiental campos Quillacinga, Cohembí y Quinde. Autor.
Goebel, T. H. y Brodsky, E. E. (2018). The spatial footprint of injection wells in a global compilation of induced earthquake sequences. Science, 361(6405), 899-904.
Golder Associates. (2015). Boreal caribou habitat restoration monitoring framework. Autor.
Government of the Northwest Territories. (2012). Northwest Territories seismic operations. Northern land use guidelines (vol. 09a). Autor.
Ground Water Protection Council. (2019). Produced water report: regulations, current practices, and research needs. Autor.
Habib, T. J., Farr, D. R., Schneider, R. R. y Boutin, S. (2013). Economic and ecological outcomes of flexible biodiversity offset systems. Conservation Biology, (27), 1313-1323.
Hamilton, L. D., Meinhold, A. F. y Nagy, J. (1992). Health risk assessment for radium discharged in produced waters. En Produced Water (pp. 303- 314). Springer.
Hincks, T., Aspinall, W., Cooke, R. y Gernon, T. (2018). Oklahoma’s induced seismicity strongly linked to wastewater injection depth. Science, 359(6381), 1251-1255.
Hirschfeldt, M. (2015). El manejo del agua producida en la industria petrolera argentina. Oil Production Consulting.
Hough, S. E. y Page, M. (2015). A century of induced earthquakes in Oklahoma? Bulletin of the Seismological Society of America, 105(6), 2863-2870.
Igunnu, E. T. y Chen, G. Z. (2014). Produced water treatment technologies. International Journal of Low-Carbon Technologies, 9(3), 157-177.
Jiang, W., Lin, L., Xu, X., Wang, H. y Xu, P. (2022). Analysis of regulatory framework for produced water management and reuse in major oil-and gas-producing regions in the United States. Water, 14(14), 2162.
Jorgenson, J. C., Hoef, J. M. V. y Jorgenson, M. T. (2010). Patrones de recuperación a largo plazo de la tundra ártica después de la exploración sísmica de invierno. Aplicaciones Ecológicas, 20, 205-221.
Latil, M. (1980). Enhanced oil recovery. Institut Francais du Petrolé Publications.
Lee, P. y Boutin, S. (2006). Persistence and developmental transition of wide seismic lines in the western Boreal Plains of Canada. Journal of Environmental Management, 78(3), 240-250.
Lovitt, J., Rahman, M. M., Saraswati, S., McDermid, G. J., Strack, M. y Xu, B. (2018). La teledetección de UAV puede revelar los efectos de las líneas sísmicas de bajo impacto en la morfología de la superficie, la hidrología y la liberación de metano (CH4) en una ciénaga arbolada boreal. Revista de Investigación Geofísica: Biogeociencias, 123, 1117-1129.
Machmer, M. y Steeger, C. (2002). Effectiveness monitoring guidelines for ecosystem restoration. Pandion Ecological Research Ltd.
Martínez-Alier, J. (2010). El ecologismo de los pobres: conflictos ambientales y lenguajes de valoración. Espiritrompa Ediciones.
Massé, F. y Camargo, J. (2012). Actores armados ilegales y sector extractivo en Colombia. V Informe. CITpax Colombia.
Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. (2014). Términos de referencia para la elaboración del EIA para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos. Autor.
Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. (2018b). Metodología general para la elaboración y presentación de estudios ambientales. Autor.
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. (1998). Guía básica ambiental para programas de exploración sísmica terrestre. Autor.
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. (2010). Términos de referencia para la elaboración del EIA para los proyectos de explotación de hidrocarburos HI-TER-1-03. Autor.
Ministerio en Energía y Minas. (2015). Términos de referencia. Subsector Hidrocarburos.
Estudio de impacto ambiental semidetallado. Perú. Autor.
Molina, I., Velásquez, J. S., Rubinstein, J. L., García-Aristizábal, A. y Dionicio, V. (2020). Seismicity induced by massive wastewater injection near Puerto Gaitán, Colombia. Geophysical Journal International, 223(2), 777-791.
Myers, T. (2012). Potential contaminant pathways from hydraulically fractured shale to aquifers. Groundwater, 50(6), 872-882.
National Institute of Environmental Health Sciences. (2010). Safety and health awareness for oil spill cleanup workers. Autor.
National Research Council. (2003). Cumulative environmental effects of oil and gas activities on Alaska›s north slope. National Academies Press.
National Transportation Safety Board. (1996). Pipeline special investigation report:
Evaluation of accident data and federal oversight of petroleum product pipelines, NTSB/SIR-96/02. Autor.
National Research Council. (2003). Cumulative environmental effects of oil and gas activities on Alaska’s North Slope. https://doi.org/10.17226/10639
Organización Mundial de la Salud. (2006). Guías para la calidad del agua potable. Autor.
Pardo, L. A. (2022). Captura corporativa de la agenda nacional de cambio climático. Documento interno de trabajo.
Patil, S., Haut, R., Williams, T., Shur, Y., Kanevskiy, M., Hanks, C. y Lilly, M. (2008). Concept study: Exploration and production in environmentally sensitive arctic areas. University of Alaska.
Pérez Casas, L. G. (2018). Acción de Grupo - Comunidad Indígena Awá. Resguardos Inda Guacaray e Inda Sabaleta. https://www.ramajudicial.gov.
co/documents/10635/16631892/2018-0340-+ACCIÓN+DE+GRUPO+-+
DEMANDA+-+DR.+DIMATÉ.pdf/9b7dd859-7fe6-4e21-87ecdac596fc2194
Raynolds, M. K., Jorgenson, J. C., Jorgenson, M. T., Kanevskiy, M., Liljedahl, A. K., Nolan, M., Sturm, M. y Walker, D. A. (2020). Impactos en el paisaje de estudios sísmicos en 3D en el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico, Alaska. Aplicaciones Ecológicas, 30(7).
Raynolds, M. K., Walker, D. A. y Buchhorn, M. (2014). Vegetation changes related to 45 years of heavy road traffic along the Spine Road at Prudhoe Bay, Alaska. Arctic Change.
Real Academia Española. (2022). Diccionario de la lengua española. Lobby. Autor.
Reid, G. W., Streebin, L. E., Canter, L. W. y Smith, J. R. (1974). Brine disposal treatment practices relating to the oil production industry. Environmental protection technology series (No. PB-235886; EPA-660/2-74-037). Oklahoma University.
Rivadeneira, L. (1981). Derecho de minas colombiano. Evolución y crítica. Pirámide.
Roa, T. (2011). La triste historia ambiental del extractivismo petrolero. Petropress - CEDIB.
Rodríguez, M. (1994). Memoria del primer ministro del medio ambiente: informe al Congreso de la República. Ministerio del Medio Ambiente.
Sarria, A. (1996). Estudio de posibles efectos de cargas de dinamita para exploración geofísica sobre nacederos de agua cercanos a las explosiones en la región de Palermo, Huila. HOCOL - Nimir Petroleum Company y Universidad de los Andes.
Sarria, A. (2001). Exploración geofísica y medio ambiente. Revista de Ingeniería, (14), 25-30.
Schneider, R. R. (2002). Alternative futures: Alberta’s boreal forest at the crossroads.
Federation of Alberta Naturalists/Alberta Centre for Boreal Research.
Schneider, R., Stelfox, J. B., Boutin, S. y Wasel, S. (2003). Managing the cumulative impacts of land uses in the Western Canadian Sedimentary Basin: a modeling approach. Conservation Ecology, 7(1), 8.
Servicio Geológico Colombiano. (2013). Informe preliminar sismicidad atípica Puerto Gaitán, abril - junio 2013. Autor.
Servicio Geológico Colombiano. (2021). Boletín informativo. Viernes 26 de marzo de 2021. Autor.
Sneddon, D. T. (1981). Effects of seismic blasting on water wells. University of Alberta.
Strømgren, T., Sørstrøm, S. E., Schou, L., Kaarstad, I., Aunaas, T., Brakstad, O. G. y Johansen, Ø. (1995). Acute toxic effects of produced water in relation to chemical composition and dispersion. Marine Environmental Research, 40(2), 147-169.
Suárez, P. (2020). Corredor Puerto Vega - Teteyé: entre la actividad petrolera y la conflictividad armada. Crudo Transparente. https://crudotransparente.
com/2020/10/28/corredor-puerto-vega-teteye-entre-la-actividad-petrolera-
y-la-conflictividad-armada/#comments
Tarbuck, E. J. y Lutgens, F. K. (2005). Ciencias de la Tierra. Pearson Educación S. A.
Terrae. (2015). Informe sobre el proceso de licenciamiento ambiental del proyecto
de explotación petrolera en el corredor Puerto Vega - Teteyé (Puerto Asís, Putumayo). Autor.
Terrae. (2017). Evaluación geoambiental e hídrica del proyecto de perforación exploratoria del bloque petrolero El Nogal en los municipios Morelia y Valparaíso - Caquetá para la defensa del agua y el territorio. Autor.
Tibbetts, P. J. C., Buchanan, I. T., Gawel, L. J. y Large, R. (1992). A comprehensive
determination of produced water composition. En Produced water (pp.97-112). Springer.
United States Environmental Protection Agency. (2020). Summary of input on oil and gas extraction wastewater management practices under the clean water act. Final report. EPA-821-S19-001. Autor.
Van Rensen, C. K., Nielsen, S. E., White, B., Vinge, T. y Lieffers, V. J. (2015). Natural regeneration of forest vegetation on legacy seismic lines in boreal habitats in Alberta’s oil sands region. Biological Conservation, 184, 127-135.
Weingarten, M., Ge, S., Godt, J. W., Bekins, B. A. y Rubinstein, J. L. (2015). High-rate injection is associated with the increase in US mid-continent seismicity. Science, 348(6241), 1336-1340.
Yeo, I. W., Brown, M. R. M., Ge, S., y Lee, K. K. (2020). Causal mechanism of injection-induced earthquakes through the Mw 5.5 Pohang earthquake case study. Nature Communications, 11(1), 1-12.
1. Esta captura se entiende como Una acción corrupta emprendida por un agente particular que se aprovecha de su poder económico para acceder al ámbito político del Estado, con el objeto de preservar un modelo que lo privilegia y/o presionar decisiones que favorecen sus intereses egoístas. (Pardo, 2022, p. 1).
2. “Conjunto de personas que, en beneficio de sus propios intereses, influye en una organización, esfera o actividad social” (RAE, 2022).
3. El concepto de cooptación en algunas ocasiones es utilizado como sinónimo de captura o en un sentido similar, y en otros momentos se refiere específicamente a un estadio de la captura del Estado. Este estadio es el de cooptación institucional, entendida como un proceso legal, ilegal u opaco (oscila entre la legalidad y la ilegalidad), que ocurre en doble vía entre funcionarios del Estado y agentes externos al Estado, y en una estrecha alianza y correspondencia, mediante acuerdos/compromisos entre agentes y grupos legales e ilegales, tanto públicos como privados e incluso, en ocasiones, mediante la intimidación y la violencia (Garay, 2020, p. 40).
4. Resolución N.° 0937 de 2009.
5. Resolución N.° 1930 de 2010.
6. Véase más información aquí: http://rutasdelconflicto.com/convenios-fuerza-justicia/node/346
7. Toda la exposición de este caso tiene como fundamento la información contenida en la Acción de Grupo instaurada por los resguardos Inda Guacaray e Inda Sabaleta ante el Tribunal de Cundinamarca en marzo de 2018, con apoyo del Colectivo de Abogados José Alvear Restrepo (CAJAR). Véase: https://www.ramajudicial.gov.co/documents/10635/16631892/2018-0340-+ACC…DEMANDA+-+DR.+DIMAT%C3%89.pdf/9b7dd859-7fe6-4e21-87ec-dac596fc2194
8. Resolución N.° 1929 de 2005.