ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA. GRADO EN INGENIERÍA EN TECNOLOGIAS MINERAS INTENSIFICACIÓN: Explotación de Minas

Transcripción

1 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA GRADO EN INGENIERÍA EN TECNOLOGIAS MINERAS INTENSIFICACIÓN: Explotación de Minas PROYECTO FIN DE GRADO DEPARTAMENTO DE INGENÍERIA GEOLÓGICA Y MINERA ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE UN YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA DAVID RIVERA ALONSO FEBRERO 2016

2 ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE UN YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA Realizado por: David Rivera Alonso Dirigido por: Don Juan Herrera Herbert

3 ÍNDICE ALCANCE Y OBJETIVOS... VII RESUMEN... VIII ABSTRACT... VIII DOCUMENTO Nº1: MEMORIA INTRODUCCIÓN SHALE GAS ORIGEN DEL GAS NATURAL IMPACTO SOCIO-ECONÓMICO DEL SHALE GAS RESERVAS PAISES PRODUCTORES SHALE GAS EN ESTADOS UNIDOS EXPLOTACIÓN BARNETT SHALE GAS FIELD SUPUESTO IMPACTO SOBRE EL PIB ESPAÑOL TÉCNICAS DE EXTRACCIÓN Y PRODUCCIÓN OPERACIONES PREVIAS A LA PERFORACIÓN OPERACIONES DE PERFORACIÓN REVESTIMIENTO DEL POZO COMPLETACIÓN DEL POZO PERFORACIÓN DIRECCIONAL FRACTURACIÓN HIDRÁULICA SITUACIÓN LEGISLATIVA LEGISLACIÓN EN ESTADOS UNIDOS LEGISLACIÓN DE LA UNIÓN EUROPEA NORMATIVA REFERENTE AL USO DE AGENTES QUIMICOS NORMATIVA APLICABLE A RESIDUOS DE ACTIVIDADES EXTRACTIVAS NORMATIVA REFERENTE AL USO Y PROTECCIÓN DE LAS AGUAS NORMATIVA REFERENTE A LA CONSERVACIÓN DE HÁBITATS NATURALES LEGISLACIÓN EN ESPAÑA LEY DE HIDROCARBUROS I

4 4.3.2 NORMATIVA ESPAÑOLA REFERENTE AL MEDIO AMBIENTE NORMATIVA ESPAÑOLA REFERENTE AL USO Y PROTECCIÓN DE AGUAS LEGISLACIÓN REGIONAL YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA PROYECTO URRACA CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA DOCUMENTO Nº2: ESTUDIO ECONÓMICO DOCUMENTO Nº3: ANEXOS II

5 ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1: DIFERENTES FUENTES DE GAS NATURAL FUENTE: EIA... 3 FIGURA 2: DIAGRAMA DE VAN KREVELEN... 4 FIGURA 3: VENTANAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS... 5 FIGURA 4: MAPA MUNDIAL DE LAS RESERVAS DE SHALE GAS FIGURA 5: DISTRIBUCIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS NO CONVENCIONAL EN EL MUNDO FIGURA 6: DISTRIBUCIÓN DE LOS YACIMIENTOS ESTADOUNIDENSES FIGURA 7: COMPARATIVA DE PRECIOS GAS-PETRÓLEO FIGURA 8: BALANZA COMERCIAL FUENTE: DELOITTE FIGURA 9: MAPA GEOLÓGICO DE LA CUENCA VASCO-CANTÁBRICA FIGURA 10: CORTE GEOLÓGICO DE LA CUENCA VASCO-CANTÁBRICA FIGURA 11: SECCIÓN CRONOESTATIGRÁFICA DE LA CUENCA VASCO-CANTÁBRICA III

6 ÍNDICE DE TABLAS Y ESQUEMAS TABLA 1: RESERVAS ESTIMADAS POR LA COMPAÑÍA GESSAL EN MARZO TABLA 2: RESERVAS ESTIMADAS EN ESPAÑA SEGÚN DELOITTE EN FEBRERO TABLA 4: RESERVAS ESTIMADAS EN EL PROYECTO URRACA ESQUEMA 1: ACTIVIDADES PREVISTAS EN EL PROYECTO URRACA FUENTE: BNK TABLA 5: PARÁMETROS DE EXPLOTACIONES DE SHALE GAS EN EE.UU. FUENTE: IFP TABLA 6: EXPLOTACIONES SIGNIFICATIVAS EN EE.UU TABLA 7: PLANTEAMIENTO DE LA INVERSIÓN EN EL PROYECTO URRACA TABLA 8: RESULTADOS DE INGRESOS Y MARGEN BRUTO EN EL PROYECTO URRACA IV

7 ÍNDICE DE GRÁFICOS GRÁFICO 1: REPRESENTACIÓN DE LAS RESERVAS ESTIMADAS SEGÚN DOMINIO GEOLÓGICO GRÁFICO 2: REPRESENTACIÓN DE LAS RESERVAS ESTIMADAS SEGÚN DELOITTE GRÁFICO 3: PRODUCCIONES ANUALES DE GAS NATURAL EN EE.UU FUENTE: EIA GRÁFICO 4: CONSUMOS DE GAS EN EEUU FUENTE: EIA GRÁFICO 5: IMPORTACIONES ANUALES DE GAS NATURAL EN EE.UU GRÁFICO 6: EXPORTACIONES ANUALES DE GAS NATURAL DE EE.UU GRÁFICO 7: PRODUCCIÓN ANUAL POR POZO EN EE.UU GRÁFICO 8: EVOLUCIÓN DE PRODUCCIÓN Y VIDA ÚTIL DE UN POZO GRÁFICO 9: EFECTO DE LA REDUCCIÓN DE PRECIOS EN EL VAN Y TIR DE UN POZO V

8 ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO I TABLA DE ADITIVOS EN EL PROCESO DE FRACTURACIÓN ANEXO II REGALEMENTO TEXAS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ANEXO III REGLAMENTO DE PROTECCIÓN DE AGUAS DE TEXAS ANEXO IV DATOS ANUALIZADOS, ECONÓMICOS Y PRODUCTIVOS DEL YACIMIENTO VI

9 ALCANCE Y OBJETIVOS Este Proyecto Fin de Grado pretende realizar un análisis técnico y económico de los recursos de gas de esquisto ubicados en España, introduciendo su génesis y diferenciación con respecto a los considerados recursos convencionales de gas natural. Para ello, se analiza el potencial de este tipo de recursos a nivel español tomando como ejemplo el impacto que el aprovechamiento de estos recursos energéticos ha provocado en la economía estadounidense, tanto a nivel social como económico. Se pretende así, poder analizar la viabilidad de un proyecto extractivo en nuestro país considerando unas hipótesis de cálculo basada en las condiciones de explotación en Estados Unidos. Se desarrollan las técnicas extractivas y productivas para el aprovechamiento de estos recursos, con especial hincapié en el aprovechamiento de los recursos energéticos empleando la técnica de fracturación hidráulica, tecnología fundamental en los procesos de explotación de gas de esquisto. Tomando como ejemplo de nuevo el caso estadounidense de aprovechamiento de gas de esquisto, se ponen de manifiesto las diferencias normativas entre los Estados Unidos y Europa y España, siendo este uno de los motivos clave en el desarrollo de las explotaciones de recursos no convencionales. En cuanto al ámbito nacional, en este documento se presenta y analiza la hipótesis de explotación de los recursos de gas no convencionales de la cuenca Vasco-Cantábrica tomando como base del estudio el proyecto Urraca, situado en dicha cuenca. VII

10 RESUMEN El objetivo de este Proyecto Fin de Grado consiste en determinar la posibilidad técnica y económica de la realización de una explotación de shale gas o gas de esquisto en España. Para ello se expone el origen geológico y químico de este tipo recursos y se realiza una explicación de los métodos de perforación y extracción, en especial el método de fracturación hidráulica. Se analizan también los marcos legales y legislativos de Estados Unidos, la Unión Europea y España en las normativas referentes a la propiedad del subsuelo, las normativas específicas de explotaciones de recursos mineros y las normativas de protección medioambiental, especialmente en cuanto al tratamiento de aguas. Se demuestra la incidencia de estas explotaciones de shale gas en la economía estadounidense, especialmente en la reducción de las importaciones de gas desde el inicio operativo de estos recursos y el incremento de las exportaciones gasistas. Finalmente, se realiza un análisis económico de un yacimiento en España con reservas estimadas utilizando diferentes escenarios, tomando datos reales de explotaciones en yacimientos estadounidenses y extrapolando estos datos al caso español. ABSTRACT The aim of this project is to determine the technical and economical possibility of a shale gas field development in Spain. Geological and biochemical origin of this type of hydrocarbon resources and exploitation and drilling methods used in this type of reservoirs are explained, focusing especially on hydraulic fracturing method. Land property rights, drilling and environmental regulations in the United States of America, European Union and Spain are analysed. The impact of this unconventional resource on the United States economy, especially in terms of trade balance, is studied. It is also presented in this document the predicted impact on Spanish economy if its unconventional resources were exploited. Finally, an economical analysis of a Spanish shale gas field, with several scenarios, will be evaluated considering real data from North American fields. VIII

11 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS GRADO EN INGENIERÍA EN TECNOLOGIAS MINERAS Tecnologías Mineras DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y MÍNERA ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE UN YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA DOCUMENTO Nº1: MEMORIA DAVID RIVERA ALONSO FEBRERO 2016

12 2 1. INTRODUCCIÓN Observando el panorama de Estados Unidos en materia energética, se comprueba como a través de la explotación de sus recursos de gas no convencionales ha conseguido un hito histórico en su economía. Mediante la explotación de gas de pizarra o de esquisto más conocido como shale gas, la economía estadounidense ha pasado de ser netamente importadora de gas natural a conseguir suplir gran parte de su consumo interno a través de técnicas extractivas como la fracturación hidráulica e incluso llegar a exportar sus excedentes. Debido a estas técnicas extractivas, los precios de gas natural en Estados Unidos se han reducido, tanto para el mercado eléctrico como para el mercado industrial, haciendo más competitivo su tejido industrial. Consecuentemente, aportan una mejora tanto a su producto interior bruto como a su balanza comercial, permitiendo incluso hacer estimaciones de cuando alcanzará su autosuficiencia energética. Al igual que los Estados Unidos, la Unión Europea es energéticamente dependiente de países externos a ella, como Nigeria, (principal importador de petróleo) o Rusia (principal importador de gas natural). De igual modo, la Unión Europea posee yacimientos de gas no convencional, por lo que surge la duda de si el mismo aprovechamiento de estos recursos en Europa tendría las mismas consecuencias positivas que en los Estados Unidos. Concretamente, en el caso español, las reservas de gas no convencional superan ampliamente a las convencionales. Para la extracción de este tipo de recursos se analiza la normativa española, europea y estadounidense y en particular la del Estado de Texas por ser un Estado referente en temas extractivos de hidrocarburos. El Estado de Texas tiene amplia experiencia en el aprovechamiento de recursos energéticos tanto convencionales como no convencionales, es por ello, que con el paso del tiempo, ha ido elaborando normativas específicas en temas medioambientales y en cuestiones operativas. Una de las principales diferencias legislativas mineras entre los Estados Unidos y la Unión Europea es la consideración del subsuelo. En Estados Unidos el subsuelo se considera como propiedad privada y no estatal o federal, lo que favorece la aparición de nuevas áreas de explotación.

13 3 2. SHALE GAS Se entiende por shale gas o gas de pizarra, el gas natural que se encuentra atrapado entre lutitas o pizarras, en las fracturas y diaclasas en forma libre o gas absorbido sobre las micropartículas carbonosas. El shale gas se clasifica como un recurso no convencional debido a que no cumple con las especificaciones o definiciones de recurso convencional. Se entiende que, para que haya un yacimiento de hidrocarburos (petróleo o gas) hace falta una roca madre, una roca almacén y una roca sello. Además era preciso que hubiera habido un proceso generador de trampas estratigráficas o estructurales, junto con un proceso de migración y acumulación de hidrocarburos en las mencionadas trampas (Leslie. B. Magoon US. Geological Survey, 1994). En el caso del shale gas, tanto la roca madre como la roca almacén forman parte de la producción a pesar de la baja permeabilidad. Ambas, pueden producir gas en cantidades comerciales si se consigue desarrollar en la misma, una red de fracturas artificiales. Otro factor que lo hace distintivo es que no hace falta que existan las clásicas trampas estratigráficas o estructurales para producir comercialmente los hidrocarburos. Figura 1: Diferentes fuentes de gas natural FUENTE: EIA

14 4 2.1 ORIGEN DEL GAS NATURAL El gas natural, al igual que el petróleo, se forma en sedimentos con alto contenido de materia orgánica en extensas regiones geológicas denominadas cuencas sedimentarias. La materia orgánica presente en los sedimentos procede de organismos marinos y terrestres depositados en diversos ambientes sedimentarios, en los cuales, debido a la deficiencia de oxígeno, la materia orgánica puede verse sometida a condiciones reductoras (condiciones anaeróbicas). El origen del gas natural comienza con el proceso de maduración del kerógeno, definido como la materia orgánica en la roca sedimentaria insoluble en solventes orgánicos, y que proviene de la descomposición de la materia orgánica cuando ésta va quedando enterrada en condiciones reductoras. Los procesos de maduración de la materia orgánica son transformaciones físico-químicos provocadas fundamentalmente por la acción conjunta del tiempo, la presión y la temperatura. Se entiende por madurez de la materia orgánica el grado de desarrollo de dichos procesos. A medida que la roca alcanza por subsidencia mayores profundidades se distinguen tres etapas, la diagénesis, la catagénesis y la metagénesis. Figura 2: Diagrama de Van Krevelen

15 5 La diagénesis se concibe como el proceso por el que el sistema se aproxima al equilibrio bajo condiciones de poca profundidad, llevando a los sedimentos a su consolidación y produciendo las transformaciones químicas que consiguen como producto final moléculas de metano (CH 4 ), dióxido de carbono (CO 2 ), agua (H 2 O) y sulfuro de hidrogeno (H 2 S). Es en esta etapa donde la materia orgánica pierde la mayor parte de sus grupos funcionales. Continuando con las etapas de maduración, a mayores profundidades, y por lo tanto presiones y temperaturas, la materia orgánica alcanza la siguiente etapa, denominada catagénesis en la que los kerógenos comienzan con el proceso de generación de petróleo y gas natural. Es en esta etapa en la que se presenta el rango de máxima generación de petróleo denominada ventana de petróleo y de forma idéntica se presenta el rango de máxima generación de gas natural denominada ventana de gas. Estas dos ventanas de producción difieren en cuanto a la profundidad y temperatura de generación, siendo en el caso del gas natural mucho mayor en comparación con la del petróleo. Figura 3: Ventanas de producción de petróleo y gas La última etapa, la metagénesis, se caracteriza principalmente por sus elevadas temperaturas y su gran profundidad creando condiciones que provocan el cese de generación de petróleo y gas a partir del kerógeno.

16 6 En el caso particular del gas de esquisto, o shale gas, las diferencias que presentan los yacimientos de este tipo con respecto a los depósitos de gas natural convencionales no atienden al origen biológico del gas sino a procesos geológicos posteriores a su formación. En el caso de los yacimientos de gas convencional, el gas originado en la roca madre tiene la posibilidad, gracias a la permeabilidad de los poros de esta y a la presión estratigráfica de la formación, de migrar hasta zonas más superficiales, depositándose en rocas almacén. Se entiende por roca almacén aquella roca lo suficientemente porosa y permeable como para que se pueda almacenar petróleo o gas en cantidad explotable de forma económicamente rentable, esta roca ha de ser cerrada y tener alguna relación física con la roca madre, ya sea mediante fracturas que permitan el paso de los hidrocarburos o bien por contacto directo con esta. En el caso de los yacimientos de gas de esquisto, estas migraciones no han sido posibles debido a la escasa permeabilidad de la roca madre, por lo que en este tipo de yacimientos el gas se sigue ubicando en la roca madre a una mayor profundidad.

17 7 2.2 IMPACTO SOCIO-ECONÓMICO DEL SHALE GAS En el siguiente apartado se mencionan los impactos socio-económicos de las actividades extractivas, y se desarrolla un ejemplo de impacto socio-económico de la explotación estadounidense de Barnett shale gas field en Texas. Con objeto de poder comparar el efecto socio-económico de esta explotación estadounidense, con una a nivel nacional, se expondrá un análisis publicado por la compañía consultora Deloitte, en relación al impacto del desarrollo de la exploración y producción de hidrocarburos en la economía española desarrollado para ACIEP (Asociación Española de Compañías de Investigación, Exploración, Producción y Almacenamiento de Hidrocarburos). A su vez, se compararán las reservas estimadas a nivel mundial, europeo y nacional, así como los principales productores de gas natural a nivel mundial. El impacto socio-económico que generan las actividades extractivas de los hidrocarburos es múltiple. En cuanto al impacto económico se refiere, las actividades de explotación de hidrocarburos aportan al país que las realiza, un incremento de su producción interna bruta (PIB) y una menor importación de materias primas, tanto de petróleo como de gas, de otros países, por lo que se mejora la balanza comercial, entendiendo por balanza comercial la diferencia entre exportaciones e importaciones de dicho país. Un mayor aumento en el PIB provoca así mismo, un impacto social en forma de empleo. La extracción de estos recursos genera nuevos puestos de trabajo directos, indirectos e inducidos. Otro de los impactos que generan estas explotaciones tiene carácter estratégico, ya que al disminuir las importaciones, la menor dependencia energética reduce el peso de las políticas internacionales en materia energética.

18 RESERVAS A diferencia de las reservas de gas convencional, las reservas de shale gas, se extienden a lo largo del globo de una forma más o menos uniforme, como se puede observar en la figura 4. En ella se aprecia como países como China o Estados Unidos, países históricamente dependientes de las importaciones de recursos energéticos, presentan volúmenes de shale gas superiores a las de petróleo convencional y de ahí el interés que su explotación ha cobrado a lo largo de esta última década, ya que debido al gran volumen estimado de reservas, el gas natural se perfila como un recurso energético duradero y un posible sustituto a otros combustibles fósiles. Figura 4: Mapa mundial de las reservas de shale gas.

19 9 De acuerdo con el estudio, gas no convencional: recursos, previsiones de producción e impacto geopolítico de su desarrollo, publicado por el catedrático de Estratigrafía y profesor de Recursos Energéticos y Geología del Petróleo en la Facultad de Geología de la Universidad de Barcelona, Mariano Marzo realizado para FUNSEAM (Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental) en junio de 2014, basándose en diferentes informes de la institución Energy Information Administration (EIA) del Gobierno de los EE.UU, realiza las siguientes conclusiones de acuerdo a las reservas de shale gas en Europa: Por lo que respecta a Europa, las estimaciones de recursos técnicamente recuperables de gas de lutitas efectuadas en 11 países arrojan una cifra conjunta aproximada de 13,2x10 12 mc. Dicha cifra conjunta situaría a Europa en el séptimo lugar del ranking mundial, por detrás de México y por delante de Australia. El 60% de los recursos totales del viejo continente se localizarían en Polonia y Francia, que con 4,1x10 12 y 3,8x10 12 mc, respectivamente, que encabezan el ranking europeo, seguidos a mucha distancia por Rumania (1,4x10 12 mc), Dinamarca (0,9x10 12 mc), Holanda y Reino Unido (con 0,7x10 12 mc cada uno). España, con 0,22x10 12 mc ocuparía el puesto décimo, por detrás de Bulgaria y Alemania (con 0,48x10 12 mc cada uno) y Suecia (0,3x10 12 mc). Según datos de BP (Statistical Review of World Energy, June 2013), el consumo de gas natural en la Unión Europea fue de aproximadamente 0,44x10 12 mc en 2012, de manera que los recursos técnicamente recuperables de gas de lutitas podrían cubrir hasta 30 años de consumo y multiplicar por un factor de 7,6 las actuales reservas probadas de gas de la UE. Desde el mismo punto de vista, en cuanto al panorama nacional, se comenta en el mismo informe lo siguiente acerca de las reservas nacionales de shale gas: El informe de la AIE (US AIE 2013) presenta la novedad de incluir por vez primera una estimación de recursos técnicamente recuperables de gas de lutitas para España. En concreto se analizan las cuencas Vasco- Cantábrica y del Ebro. En el primer caso, por motivos técnicos, el estudio solo considera como potencialmente favorable algunas formaciones de shales de edad jurásica, para las que se calcula una acumulación in situ de 1,18x10 12 mc, de los cuales únicamente podrían recuperarse alrededor de 0,22x10 12 mc. El informe no entra a cuantificar los posibles recursos técnicamente recuperables de la cuenca del Ebro, ya que considera que las formaciones de shales Paleozoicas y Eocenas existentes en el subsuelo de dicha cuenca no cumplen uno de los requisitos geoquímicos básicos para la generación de cantidades apreciables de hidrocarburos: el contenido de materia orgánica (TOC) en dichas formaciones es bajo.

20 10 Por todo ello, a la espera de nuevos estudios, el informe de la AIE concluye que las reservas técnicamente recuperables de gas de lutitas en España son de 0,22x10 12 mc. Esta cifra, que queda muy por debajo de otras estimaciones hechas públicas recientemente en nuestro país, permitiría cubrir el consumo de gas natural de España durante algo más de 7 años,asumiendo las cifras de consumo para el año 2012 publicadas por BP (Statistical Review of World Energy, June 2013). Coincidiendo con los comentarios anteriores, las estimaciones de las reservas nacionales publicadas en el estudio Evaluación previa de marzo de 2013 elaborado por la compañía Gessal, acerca de los recursos prospectivos de hidrocarburos convencionales y no convencionales en España, y contrastando sus datos con el IGME (Instituto Geológico y Minero de España) se presentan los siguientes resultados: Dominio Geológico Shale Gas (Bcm) Cuenca Vasco Cantábrica Pirineos 260 Cuenca del Duero 72 Cuenca del Ebro 32 Cordillera Ibérica 95 Cadenas Catalanas 15 Cuenca del Guadalquivir 79 Macizo Hespérico 340 Total Tabla 1: Reservas estimadas por la compañía Gessal en marzo 2013 En él se puede observar como las mayores concentraciones de gas natural en España se encuentran en la cuenca Vasco Cantábrica. Shale Gas (Bcm) Cuenca Vasco Cantábrica Macizo Hespérico Pirineos Cordillera Ibérica Cuenca del Guadalquivir Cuenca del Duero Cuenca del Ebro Cadenas Catalanas Gráfico 1: Representación de las reservas estimadas según dominio geológico

21 11 Basándose en el anterior informe mencionado de la compañía Gessal, muestran las reservas estimadas de acuerdo con diferentes escenarios probabilísticos del análisis publicado por la compañía consultora Deloitte, en relación al impacto del desarrollo de la exploración y producción de hidrocarburos en la economía española desarrollado para ACIEP (Asociación Española de Compañías de Investigación, Exploración, Producción y Almacenamiento de Hidrocarburos). Como resultado de estas hipótesis, se puede apreciar que en cuanto a reservas gasistas en España, el gas no convencional representa más del 75% en todos los escenarios probabilísticos y en cuanto a volumen estimado podría abastecer la demanda actual de gas durante más de 70 años. Tabla 2: Reservas estimadas en España según Deloitte en Febrero 2014 Gráfico 2: Representación de las reservas estimadas según Deloitte

22 PAISES PRODUCTORES La concentración de las reservas y recursos convencionales en Europa Oriental-Eurasia (principalmente en Rusia) y en Oriente Medio, albergan respectivamente, cerca del 30,6% y del 26,5% de las reservas y recursos técnicamente recuperables de gas natural convencional del mundo. Es esta distribución geográfica por lo que países como Rusia hayan sido los primeros productores del mundo de gas natural, pero también, esta distribución uniforme y abundante de los yacimientos de gas no convencional en el mundo, puede provocar una situación de cambio. Situaciones políticas como los conflictos ruso-ucranianos han sido fuente de una activación energética en la Unión Europea, fomentando la investigación y el desarrollo de las actividades de extracción de gas no convencional. El hecho de que el abastecimiento energético de un país se considere estratégico, ha influido en los países europeos de forma que se busque una menor dependencia energética, que en algunos casos, como el español, su importación de hidrocarburos es del orden del 99% respecto al consumo. Figura 5: Distribución de los yacimientos de gas no convencional en el mundo

23 SHALE GAS EN ESTADOS UNIDOS La explotación de los recursos no convencionales en los Estados Unidos, en particular de la extracción de gas de esquisto, ha supuesto una nueva visión global de este tipo de yacimientos. Su condición geográfica, unido a una legislación más laxa en términos extractivos respecto a otros países, ha permitido el aprovechamiento de un recurso que ha llegado a suponer la mitad de la producción de gas nacional. La extracción de este tipo de recursos se desarrolla rápidamente debido a la situación económica en la que se encontraba el precio de las materias primas, con precios por barril de petróleo superiores a los 100 $/bbl del West Texas, indicador principal del petróleo estadounidense. Tras la extracción de los grandes volúmenes de gas pizarra mediante técnicas no convencionales, en yacimientos como los de Marcellus, en el estado de Nueva York, el de Barnett en Texas o Haynesville-Bossier en el estado de Lousiana, han sido los motores de un cambio energético en el país. Los precios de gas natural indicados por el mercado gasista Henry Hub, descendieron hasta valores próximos a los 4 $/MBTU, convirtiendo al gas natural en una alternativa viable al petróleo y a otras fuentes energéticas como por ejemplo, el carbón. Figura 6: Distribución de los yacimientos estadounidenses

24 14 En este escenario, s se hacía e hacia evidente que una alternativa energética como el uso del gas de esquisto, podría suplir la demanda energética del país a un precio sensiblemente menor y aportando enormes ventajas económicas para su economía. De acuerdo con el Annual Energy Outlook 2015, publicado por el Departamento de Energía de los Estado Unidos en abril de 2015, cabe destacar: Desde el punto de vista energético, el descenso de los precios del gas ha favorecido una reducción en los precios del sector eléctrico estadounidense. Desde el punto de vista industrial, el consumo de gas aumenta debido a la reducción de los costes de la materia prima, en gran medida gracias al consumo de los ciclos combinados para generación eléctrica. Figura 7: Comparativa de precios gas-petróleo En la figura 7 se puede apreciar, como la relación gas-petróleo en los Estados Unidos desde los años 90 se ha ido modificando. En una primera etapa, los precios entre ambas materias primas no presentan relación entre ellas. En la segunda etapa debido a la indexación de los contratos del gas a largo plazo al precio del petróleo, se observa que las tendencias de los precios son idénticas. Por último, en la tercera etapa se aprecia como el efecto de la extracción del gas pizarra, ha influido en la caída de precios y como se ha independizado de la tendencia de los precios del petróleo.

25 15 Como se muestra a continuación en la gráfica número 3, tomando como referencia los informes anuales publicados por el organismo americano Energy Information Administration (EIA), se puede valorar y cuantificar cual ha sido el volumen de gas natural producido y consumido en los Estados Unidos. Es durante los años 2006 al 2012 en los que la producción de gas natural sufre un aumento considerable, superando los 8 billones de pies cúbicos de gas. Este aumento es debido al incremento continuado en la producción de los yacimientos de gas no convencionales, que fue consumido mayoritariamente por el sector eléctrico y por los diferentes sectores industriales. Gráfico 3: Producciones anuales de gas natural en EE.UU FUENTE: EIA Gráfico 4: Consumos de gas en EEUU FUENTE: EIA

26 16 Paralelamente al aumento de la producción disminuye el ritmo de las importaciones que caen considerablemente, aproximadamente 2 billones de pies cúbicos en el periodo como se indica a continuación en la gráfica número 5. Estados Unidos ha sido históricamente un país importador de gas natural y gracias a la explotación de sus yacimientos de gas no convencional, se encamina a ser energéticamente independiente, mejorando su balanza comercial. Un hecho histórico para el país ha sido la exportación de más de 0,9 billones de pies cúbicos en el periodo , como se puede apreciar en la gráfica número 6. Gráfico 5: Importaciones anuales de gas natural en EE.UU Gráfico 6: Exportaciones anuales de gas natural de EE.UU

27 EXPLOTACIÓN BARNETT SHALE GAS FIELD Analizando particularmente el caso de la explotación Barnett Shale Gas Field se observa el impacto positivo que genera en el empleo y en la economía estatal y federal. La explotación del yacimiento de Barnett Shale Gas Field, de acuerdo con el informe publicado por el grupo Perryman, titulado Impact of Oil and Gas Exploration and Production on Business Activity and Tax Receipts in the Region and State de septiembre de 2014, afirma que los ingresos generados por las actividades de extracción de hidrocarburos tuvieron una repercusión económica de 480,6 millones de dólares en los gobiernos locales anualmente, y de 644,7 millones al Estado federal de Texas. En cuanto al empleo lo cuantifica en la creación de nuevos contratos. Según este mismo estudio, desde que comenzaron los procesos de extracción en el yacimiento de Barnett Shale Gas Field en el año 2001, se cuantifican en más de 4,5 millones de dólares los ingresos repercutidos a los gobiernos locales y en más de 6 millones de dólares al Estado federal de Texas. Los empleos generados alcanzaron la cifra aproximada de un millón. En cuanto a la perspectiva de futuro, en este estudio se estima que las actividades de extracción durante los próximos diez años producirán en torno a empleos, y unos ingresos a través de impuestos, estimados en de 5,7 millones de dólares para los gobierno locales y de aproximadamente de 7,5 millones de dólares para el Estado federal de Texas.

28 SUPUESTO IMPACTO SOBRE EL PIB ESPAÑOL Como se menciona al principio del capítulo, el impacto que representaría el desarrollo de las actividades de exploración y producción de las reservas de hidrocarburos estimadas en España provocaría impactos relevantes en aspectos como el PIB, el empleo y la balanza comercial. De acuerdo con el análisis publicado por la compañía consultora Deloitte, anteriormente comentado, se estima que el impacto de las actividades extractivas a lo largo de cincuenta años produciría un valor añadido superior a un billón de euros lo que equivaldría aproximadamente al PIB actual de España. Figura 8: Balanza comercial FUENTE: Deloitte Dentro de los escenarios definidos por el análisis de Deloitte, en el escenario más favorable, el impacto que producirían estas actividades superaría los millones de euros anuales, y en el escenario menos favorable supondrían un importe de millones de euros anuales. En cuanto al empleo que generarían estas actividades en el territorio español, este análisis considera que en el escenario más favorable, el empleo generado podría llegar a los empleos, mientras que en el menos favorable la cifra alcanzaría valores de empleos.

29 19 Respecto a la balanza comercial, la figura número 8 muestra como en función de la demanda nacional de gas natural, las exportaciones y las importaciones, España podría exportar gas natural en el año 2031, tomando como hipótesis que la producción de gas natural comenzase en En el escenario más favorable, el impacto de la producción de los recursos en la balanza comercial supondría una contribución de millones de euros durante los años de máxima producción y de aproximadamente millones de euros en el caso menos favorable.

30 20 3. TÉCNICAS DE EXTRACCIÓN Y PRODUCCIÓN Las técnicas de extracción y producción de los yacimientos de gas no convencional difieren de las empleadas en los yacimientos convencionales puesto que no poseen las mismas características geológicas que estos últimos. En los yacimientos de gas de esquisto, como se mencionó en el anterior capitulo, la extracción del gas se realiza en la roca madre, lo que supone unas condiciones geológicas menos favorables. Estas condiciones vienen determinadas por el aumento de profundidad con el que se ha de perforar con respecto a los yacimientos convencionales, por la escasa porosidad de la roca así como su baja permeabilidad. Es por todo ello que los métodos convencionales de extracción y producción de gas convencional no se consideran aptos para el aprovechamiento de este tipo de recursos, ya que en estos es precisa la intervención humana en el reservorio. Esta intervención tiene como propósito mejorar las condiciones productivas de la formación de gas de esquisto mediante la creación de fracturas a lo largo de la formación que permitan un mayor flujo de gas desde ésta hasta el pozo productivo. Una vez realizadas las fracturas en la formación, es necesario añadir agentes químicos o naturales que impidan el cierre de estas fracturas y permitan la extracción continuada de gas a través del pozo. 3.1 OPERACIONES PREVIAS A LA PERFORACIÓN Los pasos a seguir en cualquier explotación extractiva de gas comienzan mediante la preparación del emplazamiento, construyendo si fuese necesario las vías de acceso hasta la ubicación así como las acometidas de agua, electricidad u otros servicios que se precisen. Una vez que el emplazamiento ha sido establecido se procede con las labores necesarias para la correcta adecuación del terreno, llevando a cabo operaciones de desbroce, nivelación del terreno o la realización de excavaciones. Posteriormente a la preparación del terreno, se procede con el emplazamiento de las balsas de detritos o de tratamiento de ripios, es en estas balsas en donde se procederá con la limpieza y acondicionamiento de los lodos empleados en la perforación del pozo. Para prevenir cualquier tipo de contaminación que se pueda ocasionar en el terreno, estas balsas han de ser impermeabilizadas.

31 OPERACIONES DE PERFORACIÓN La perforación de los pozos productivos de hidrocarburos, se lleva a cabo mediante el avance de un elemento de corte sobre el terreno, este elemento de corte tritura la roca mediante rotación, para ello son necesarios los distintos sistemas integrados en cada uno de los pozos. Estos sistemas pueden ser divididos en sistemas de potencia, sistemas de rotación, sistemas de izado y levantamiento de cargas, sistemas de circulación de fluidos y los sistemas de prevención y control de los pozos. El sistema de potencia es el encargado de generar y proporcionar durante las operaciones de perforación la energía necesaria para alcanzar la profundidad de la zona objetivo, compuesto comúnmente de motores de combustión interna. Los sistemas de rotación tienen como función el transmitir la rotación necesaria a las barrenas para favorecer y acelerar su perforación en el terreno. Los sistemas de izado y de manipulación de cargas actúan como estructura soporte del pozo, elevando y descendiendo las barrenas perforadoras así como las sartas de perforación que estas llevan asociadas. Se trata de un elemento clave en las operaciones de perforación puesto que limita la profundidad a la cual se puede perforar. Los sistemas de circulación de fluidos, permiten la correcta circulación de los fluidos de perforación, esenciales en las labores extractivas ya que refrigeran la barrena de perforación y transportan los ripios desde el fondo del pozo hasta la superficie. Por último, los sistemas de control de pozos están compuestos por diferentes válvulas de seguridad de alta presión que permiten sellar y bloquear el pozo si en este se produce una erupción violenta de los fluidos de la formación hacia el exterior. 3.3 REVESTIMIENTO DEL POZO Con el fin de prevenir la contaminación de las aguas subterránea y de los diferentes niveles freáticos, los pozos extractivos han de tener instalados tuberías de revestimiento metálicas, conocidas como casings. Estas tuberías tiene como finalidad, contener, proteger y revestir las paredes del pozo asegurando que a través de las paredes del pozo no se produzca ningún tipo de fugas de petróleo o gas al mismo tiempo que se previene la infiltración hacia el interior del pozo de fluidos de la roca circundante. Debido a la importancia ambiental y económica de estos elementos, una vez emplazados en el pozo, se cementan a las paredes del pozo mediante técnicas de cementación.

32 COMPLETACIÓN DEL POZO Se considera que un pozo ha sido correctamente completado después de que en este se hayan llevado a cabo todas las operaciones necesarias para acceder hasta la profundidad objetivo y a través de ese pozo se permita recuperar hidrocarburos. En ese caso, los elementos de control de pozo hasta ahora empleados serán sustituidos por elementos de control del flujo, permitiendo la regulación y la monitorización de la extracción de hidrocarburos. 3.5 PERFORACIÓN DIRECCIONAL La perforación direccional puede definirse como la técnica de desviar un sondeo o una perforación a lo largo de una trayectoria previamente establecida. Esta tecnología de perforación ha favorecido el aprovechamiento y la productividad de los yacimientos de hidrocarburos que sin esta tecnología no hubiesen podido ser explotados. Los pozos que emplean la perforación direccional, comienzan siendo perforados como pozos verticales, pero a una profundidad determinada, denominada 'kickoff point', se produce la desviación del sondeo en la dirección deseada. Este tipo de perforación es especialmente indicada para los yacimientos de gas no convencionales puesto que se trata de yacimientos extensos en los que pozos horizontales o prácticamente horizontales a lo largo de la extensión de la formación, hacen accesible la explotación de su gran volumen de gas. 3.6 FRACTURACIÓN HIDRÁULICA La técnica de fracturación consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento. La inyección continua de fluido permite ampliar y extender la fractura. Una vez alcanzada la amplitud deseada, se le agrega un material sólido al fluido para evitar el cierre de la fractura, dejando un empaque altamente permeable. El fluido empleado recibe el nombre de fluido de fracturación y es comúnmente una composición de base acuosa, aunque existen diferentes tipos, como los de base de aceite que ofrece un menor daño a la formación, pero por el contrario, son más dañinos con el medio ambiente y con un coste superior a los de base acuosa.

33 23 Entre los agentes sostenedores, dependiendo de los esfuerzos de cierre de la formación, se emplean o bien agentes naturales como las arenas silíceas, que resisten hasta aproximadamente 4000 psi, o bien agentes artificiales que consiguen aguantar mayores presiones que las arenas, si bien el uso de estos últimos agentes es menos frecuente que las arenas silíceas. Además de estas dos sustancias, en la perforación hidráulica se emplean diversos compuestos químicos que favorecen la extracción del gas y que incrementan la productividad de cada pozo. Dentro de estos componentes químicos, se pueden encontrar aditivos químicos que reducen la fricción del fluido (slickwater fluids), biocidas que impiden la formación de microorganismos, estabilizadores y sustancias anticorrosivas para evitar la corrosión de las tuberías de producción o diferentes ácidos que tienen como función la eliminación de los lodos empleados en la perforación horizontal y favorecer un mejor aprovechamiento del reservorio. El proceso de fracturación y la elección de los componentes químicos empleados varía en cada yacimiento, debido a las diferentes características geológicas del mismo, por lo que no se puede realizar una homogeneización de los aditivos empleados en la industria extractiva del shale gas. A pesar de las diferentes características entre formaciones, las proporciones mencionadas en la figura 4 son un buen indicativo del volumen de componentes químicos empleados en relación al agua utilizada, así como el número de componentes químicos utilizados. En el ANEXO I, se muestran los componentes químicos empleados en los pozos estadounidenses, clasificados alfabéticamente, en este anexo se indica la función que tiene cada componente así como la ficha de seguridad CAS de cada elemento.

34 24 4. SITUACIÓN LEGISLATIVA El marco legal existente en cada país limita o favorece los proyectos extractivos o mineros, en este capítulo se desarrollan las normativas que se aplican al ámbito extractivo de los hidrocarburos. Dado que en este proyecto se pone de relieve el efecto que ha producido la explotación de gas no convencional en los Estados Unidos, es de especial relevancia, reflejar cual es el ámbito legislativo de este país así como de España y Europa. La legislación estadounidense en materia extractiva de hidrocarburos contempla de forma específica dentro de sus normativas, la explotación de recursos de hidrocarburos no convencionales mediante la fracturación hidráulica. En Europa y en España, la legislación vigente no regula específicamente estas mismas actividades, por lo que se debe atender además de las existentes para los hidrocarburos convencionales a diferentes normativas y leyes de distintos ámbitos. 4.1 LEGISLACIÓN EN ESTADOS UNIDOS El marco legal y regulatorio para el desarrollo de recursos no convencionales en los Estados Unidos es una mezcla de leyes, estatutos y reglamentos a nivel federal, estatal, regional y local. Los derechos de explotación de hidrocarburos (petróleo y gas), se extienden perpendicularmente a la propiedad. Aunque las leyes difieren según el estado, las leyes relativas a la propiedad de la extracción son válidas para todo el territorio nacional. Los derechos de explotación son propiedad del propietario de la superficie, a no ser que mediante escritura se indique lo contrario de forma explícita. Estos derechos pueden ser comprados, vendidos o transferidos, al igual que otras propiedades y a su vez, las capas horizontales, o estratos, pueden ser divididos y vendidos. Las leyes que regulan la perforación y producción de hidrocarburos, son potestad de cada estado federal, así como la normativa medioambiental. El operador que vaya a explotar los recursos de un estado ha de cumplir tanto su normativa medioambiental propia como las normativas ambientales publicadas por la EPA (Environmental Protection Agency), las cuales pueden diferir de las estatales. En estados con amplia experiencia y una larga tradición extractiva de hidrocarburos, a lo largo del tiempo han ido estableciendo sus propias normativas y especificaciones, tanto ambientales como productivas. Un ejemplo de estos puede ser el estado de Texas, en el cual la institución RRC o Rail Road Comision, es un organismo estatal con capacidad regulatoria y legislativa en términos extractivos.

35 25 Normativas como la regulación de protección de aguas o la normativa de fluidos de perforación de esta comisión, son ejemplos a seguir debido a que abarcan todos los procesos necesarios para la correcta extracción de los yacimientos. La legislación administrativa de Texas (TAC), se compone de un total de 43 títulos que se subdividen en categorías más específicas, y dentro de ellas se encuentran las leyes, creando un código extenso y completo de los diferentes aspectos legislativos que regulan. Como ejemplo, en los ANEXOS II y III, se puede comprobar la extensión y el contenido detallado de las leyes específicas en materia de fluidos de perforación y de protección y uso de aguas en el estado federal de Texas. La ley referente a fluidos de perforación, abarca todo lo referente a la protección en la perforación para una correcta explotación de un pozo. En ella se incluye la solicitud de permisos, el control de todos los datos geológicos y de la explotación, la correcta ejecución de la obra civil, la monitorización del pozo, testeos de presiones y fluidos, operaciones de almacenamiento de gas y abandono de pozos. (ANEXO II) La ley referente a protección y uso de aguas, abarca la calidad de las aguas y la prevención de la contaminación de las aguas tanto subterráneas como de escorrentía. En ella se incluye el control de aguas, la polución, el control de vertido de residuos, la concentración de productos químicos, los residuos de los lodos de perforación, la autorización de balsas de lodos, regulación de la migración de sustancias contaminantes a la superficie, a las aguas subterráneas y de escorrentía, la responsabilidad civil, reciclaje de las aguas y de los contaminantes incluyéndose también en ella el régimen sancionador. (ANEXO III) El disponer de unas normativas tan específicas y tan detalladas favorece la correcta interpretación de las leyes, y aporta claridad y transparencia a los procesos, un ejemplo es la plataforma Frac Focus en la cual se hacen públicos los aditivos químicos que se emplean en esta industria.

36 LEGISLACIÓN DE LA UNIÓN EUROPEA El Consejo Europeo del 22 de Mayo de 2013 (doc. EUCO75/1/13-REV 1, Bruselas, ) manifestó que es crucial intensificar la diversificación del abastecimiento de energía en Europa y desarrollar recursos energéticos autóctonos para garantizar la seguridad del abastecimiento y reducir la dependencia energética externa de la UE y así estimular el crecimiento económico, respetando las decisiones de cada Estado Miembro en materia energética. Aunque no existe en la Unión Europea ninguna disposición que de forma específica y completa regule las actividades relacionadas con el gas de esquisto, son de aplicación normas de carácter general y horizontal, principalmente en materia medioambiental. Es en el documento de la Comisión Hacia una nueva estrategia energética para Europa , publicado el 7 de Mayo de 2010 donde se menciona por primera vez el gas no convencional. Dentro de las directivas específicas de la UE aplicables a las industrias extractivas, podemos clasificar las normativas de acuerdo con el ámbito regulado, en función del uso de agentes químicos, de los residuos extractivos, a las usos y protección de aguas y de conservación de hábitats naturales NORMATIVA REFERENTE AL USO DE AGENTES QUIMICOS Reglamento (CE) nº 1907/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de diciembre de 2006, relativo al registro, la evaluación, la autorización y la restricción de las sustancias y preparados químicos (REACH), por el que se crea la Agencia Europea de Sustancias y Preparados Químicos. Las empresas que fabrican e importan sustancias y preparados químicos están obligadas por este reglamento a evaluar los riesgos derivados de su utilización y a adoptar las medidas necesarias para gestionar cualquier riesgo identificado. Este pretende garantizar un nivel elevado de protección de la salud humana y el medio ambiente, así como fomentar la competitividad y la innovación en el sector de las sustancias y preparados químicos. El ámbito de aplicación del REACH abarca todas las sustancias fabricadas, importadas, comercializadas o utilizadas, bien como tal o bien en forma de mezclas. Quedan excluidas del ámbito de aplicación del Reglamento: las sustancias radiactivas; las sustancias que se encuentran sometidas a supervisión aduanera y que están en depósito temporal, en una zona franca o en un depósito franco con el fin de volverse a exportar, o en tránsito; las sustancias intermedias no aisladas;

37 27 el transporte de sustancias peligrosas; y los residuos. El registro constituye el elemento fundamental del sistema REACH. Las sustancias químicas fabricadas o importadas en cantidades de una tonelada anual o superiores deben registrarse obligatoriamente en una base de datos central gestionada por la Agencia Europea de Sustancias y Preparados Químicos. Es de especial importancia el que no podrá fabricarse ni comercializarse en Europa ninguna sustancia química que no esté registrada mediante el sistema REACH, exceptuando los : polímeros (no obstante, sí deben registrarse los monómeros que componen los polímeros); determinadas sustancias cuyo riesgo estimado es mínimo (agua, glucosa, etc.); determinadas sustancias que existen en la naturaleza y cuya composición química no se ha modificado; las sustancias utilizadas en el ámbito de la investigación y el desarrollo, en determinadas condiciones. El registro exige que la industria (fabricantes e importadores) proporcione información relativa a las propiedades, utilizaciones y precauciones de uso de las sustancias químicas (expediente técnico) y los datos requeridos son proporcionales a los volúmenes de producción y a los riesgos presentados por la sustancia. Por otra parte, las solicitudes de registro referentes a sustancias importadas o fabricadas en cantidades de 10 toneladas anuales o superiores deben enumerar los riesgos vinculados a estas sustancias, así como los diferentes escenarios de exposición posibles y las medidas de gestión de estos riesgos (informe sobre la seguridad química). Un registro menos exigente se aplica a los productos intermedios aislados que permanecen en la planta, siempre que se fabriquen en condiciones estrictamente controladas, y a los productos intermedios aislados que se transportan y utilizan bajo control estricto en cantidades inferiores a 1000 toneladas. En el caso de las sustancias que no se desprenden normalmente pero que presentan una peligrosidad particular y que están contenidas en una concentración mínima del 0,1% y se comercializan a razón de más de una tonelada por productor o importador al año, esta obligación toma la forma de una simple notificación, sobre la base de la cual la Agencia Europea de Sustancias y Preparados Químicos puede solicitar un registro. Los datos de seguridad se transmitirán a lo largo de la cadena de suministro, de modo que quienes usen las sustancias químicas en su proceso de producción para fabricar otros preparados o artículos puedan hacerlo de manera segura y responsable, sin poner en peligro la salud de los trabajadores y consumidores y sin riesgo para el medio ambiente.

38 28 Esto implica que la información se transmitirá a los puntos anteriores y posteriores de la cadena de suministro y se intercambiará entre todos los participantes que intervienen en la misma. Los datos transmitidos se refieren, entre otras cosas, a la identificación, la composición y las propiedades de las sustancias, las medidas que han de adoptarse para su uso y transporte sin riesgo, las medidas en caso de dispersión accidental o incendio, así como información toxicológica y ecológica. Se pretende garantizar el control de los riesgos vinculados a estas sustancias y que las mismas sean paulatinamente sustituidas por otras sustancias o tecnologías adecuadas cuando sea económica o técnicamente viable. La Agencia publicará y actualizará regularmente una lista de las sustancias (lista de sustancias candidatas) identificadas como extremadamente preocupantes. Entre estas pueden figurar: las CMR (sustancias carcinógenas, mutágenas o tóxicas para la reproducción); las PBT (sustancias persistentes, bioacumulables y tóxicas); las vpvb (sustancias muy persistentes y muy bioacumulables); algunas sustancias preocupantes que tienen efectos graves e irreversibles sobre el ser humano y el medio ambiente, tales como los alteradores endocrinos. La inclusión en la lista de las sustancias candidatas conlleva, en determinadas condiciones, una obligación de información en los que respecta a su presencia en los productos. Si una sustancia química está incluida en el anexo XIV del Reglamento, su comercialización o uso debe ser objeto de una solicitud de autorización. Si los riesgos derivados del uso de tal sustancia pueden gestionarse adecuadamente, se concederá la autorización. En caso contrario y si no existen sustitutos, la Comisión evaluará el nivel de riesgo y las ventajas socioeconómicas del uso de la sustancia, y decidirá autorizarla o no. Algunas sustancias, tales como los PBT y los vpvb, sólo podrán ser autorizadas si las ventajas socioeconómicas son superiores a los riesgos, y si no existen sustitutos. Será accesible la información no confidencial sobre las sustancias químicas, por ejemplo, con el fin de que las personas expuestas a las mismas puedan tomar decisiones acerca de la aceptabilidad de los riesgos relacionados con ellas. Algunas informaciones estarán disponibles gratuitamente en el sitio Internet de la Agencia, otras previa petición. Sin embargo, la Agencia también deberá respetar la confidencialidad de los datos de las empresas.

39 NORMATIVA APLICABLE A RESIDUOS DE ACTIVIDADES EXTRACTIVAS 2006/21/CE directiva aplicable a los residuos que resultan de la extracción, el tratamiento y el almacenamiento de recursos minerales y de la explotación de canteras, de la cual podemos extraer lo siguiente: La gestión de estos residuos de extracción debe hacerse en instalaciones especializadas y ajustarse a condiciones especiales. De acuerdo con la Directiva 2004/35/CE, esta actividad puede conllevar la responsabilidad de las entidades explotadoras si se producen daños al medio ambiente. Los Estados miembros están obligados a velar por limitar los riesgos para la salud pública y el medio ambiente asociados, entre otros, a la explotación de instalaciones de tratamiento de residuos de extracción por medio de la aplicación del concepto de «mejores técnicas disponibles». Los Estados miembros deben velar por que el explotador de la instalación prepare un plan de gestión de los residuos, que se reexaminará cada cinco años. Los objetivos del plan deben ser los siguientes: evitar o reducir la producción de residuos y/o de su nocividad; facilitar la recuperación de los residuos a través del reciclaje, la reutilización o la valorización; facilitar la eliminación segura de los residuos a corto y largo plazo. El plan debe incluir como mínimo: 1. la descripción de los residuos y de sus características (químicas, físicas, geológicas, etc.), la descripción de las sustancias utilizadas para el tratamiento de las materias minerales, los métodos de transporte y de tratamiento de los residuos; 2. los procedimientos de seguimiento y vigilancia; 3. en su caso, la clasificación de la instalación de gestión de residuos (categoría «A»); 4. las medidas previstas para el cierre de la instalación y el seguimiento posterior al cierre; 5. las medidas destinadas a prevenir la contaminación del agua y el suelo. La autoridad competente debe velar por que la entidad explotadora de una instalación de gestión de residuos adopte las medidas necesarias para prevenir la contaminación del agua y del suelo: evaluando la producción de lixiviados (los líquidos que se filtran a través de los residuos depositados, incluidas las aguas de drenaje contaminadas); evitando la contaminación de los lixiviados, las aguas superficiales y las aguas subterráneas;

40 30 tratando las aguas y los lixiviados contaminados para su eliminación. Asimismo, la directiva prevé medidas específicas destinadas a limitar la concentración de cianuro en las cuencas destinadas a recibir los residuos y las aguas residuales en los casos en los que se emplee cianuro para la extracción de minerales. Las autoridades competentes deben examinar las instalaciones de gestión de residuos con regularidad, incluida la fase posterior a su cierre. La entidad explotadora tiene la obligación de llevar registros de todas las operaciones de gestión de residuos así como de transmitirlos a las autoridades competentes durante las inspecciones. Los Estados miembros deben presentar cada tres años a la Comisión Europea un informe sobre la aplicación de la Directiva. A su vez, la Comisión publicará un informe a los nueve meses de haber recibido la información de los Estados miembros. Los Estados miembros deben velar por que se mantenga actualizado un inventario de las instalaciones de gestión de residuos cerradas, incluidas las instalaciones abandonadas situadas en su territorio que tengan un impacto medioambiental grave o supongan un riesgo, a corto o medio plazo, de constituir una amenaza grave para la salud humana o el medio ambiente NORMATIVA REFERENTE AL USO Y PROTECCIÓN DE LAS AGUAS 2000/60/CE directiva MARCO, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas. Con ella se pretende alcanzar varios objetivos, tales como la prevención y la reducción de la contaminación, la promoción del uso sostenible del agua, la protección del medio ambiente, la mejora de la situación de los ecosistemas acuáticos y la atenuación de los efectos de las inundaciones y de las sequías. Estableciendo un marco para la protección de las aguas interiores superficiales; subterráneas; de transición; costeras. Para todo ello, los Estados miembros deben elaborar: un análisis de las características de cada demarcación hidrográfica; un estudio de la incidencia de la actividad humana sobre las aguas; un análisis económico del uso de las aguas; un registro de las zonas protegidas, es decir, las que hayan sido declaradas objeto de una protección especial (zonas designadas para la captación de agua potable y

41 31 otras zonas enumeradas en el anexo IV de la Directiva); un registro de todas las masas de agua que se utilicen para la captación de agua destinada al consumo humano y que proporcionen un promedio de más de 10 m3 diarios, o que abastezcan a más de cincuenta personas. Y configurar unos planes de gestión que tengan por objeto: prevenir el deterioro, restaurar y mejorar el estado de las masas de agua superficiales, lograr que estén en buen estado químico y ecológico y reducir, al mismo tiempo, la contaminación debida a los vertidos y emisiones de sustancias peligrosas; proteger, restaurar y mejorar la situación de las aguas subterráneas, previniendo su contaminación y deterioro y garantizando un equilibrio cuantitativo entre su captación y su renovación; preservar las zonas protegidas que necesiten una protección especial en el marco de una legislación de la UE específica relativa a la protección de sus aguas superficiales o subterráneas o a la conservación de los hábitats y las especies que dependen directamente del agua. Los planes de gestión de demarcaciones hidrográficas podrán completarse con programas y planes de gestión más detallados para una subcuenca, un sector o un tipo de agua particular. Asimismo, los Estados miembros velan por que se establezca, para cada demarcación hidrográfica, un programa de medidas que tenga en cuenta los resultados de los análisis de las aguas y que tenga por objeto la consecución de los objetivos medioambientales fijados por la Directiva. Cada programa incluye las medidas básicas, es decir, los requisitos mínimos que se deben cumplir para ajustarse a los objetivos de la Directiva y, si es necesario, aplicar medidas complementarias. Fomentarán la participación activa de todas las partes afectadas por la aplicación de la presente Directiva marco, en particular en lo que se refiere a los planes de gestión de las demarcaciones hidrográficas. Y además establecen regímenes que contemplen sanciones efectivas, proporcionadas y disuasorias en caso de infracción de esta directiva marco. 1980/68/CEE directiva, que tiene por objeto impedir el vertido de determinadas sustancias tóxicas, persistentes y bioacumulables en las aguas subterráneas. Las sustancias peligrosas con respecto a la protección de las aguas subterráneas se han incluido en dos listas: 1. El vertido directo de las sustancias de la lista I está prohibido. Esta lista comprende sustancias como los compuestos organohalogenados, organofosforados y organoestánicos, el mercurio, el cadmio y los compuestos de ambos, los hidrocarburos y los cianuros.

42 32 2. El vertido de las sustancias incluidas en la lista II debe limitarse. Esta lista comprende sustancias como determinados metales (entre otros, el cobre, el zinc, el plomo y el arsénico), y otras sustancias como los fluoruros, los compuestos organosilíceos tóxicos o persistentes, los biocidas y sus derivados que no figuran en la lista I. En ella se excluyen los vertidos: de efluentes domésticos que provengan de algunas viviendas aisladas; que contengan sustancias reguladas por la Directiva 80/68/CEE en cantidades o concentraciones muy pequeñas; de materias que contengan sustancias radiactivas. 2006/118/CE directiva, que tiene por objeto prevenir y luchar contra la contaminación de las aguas subterráneas. Las medidas previstas incluyen: 1. los criterios para evaluar el estado químico de las aguas; 2. los criterios para determinar tendencias al aumento significativas y sostenidas de concentraciones de contaminantes en las aguas subterráneas. 3. la prevención y limitación de los vertidos indirectos de contaminantes en las aguas subterráneas (como resultado de su filtración a través del suelo o del subsuelo). Las aguas se consideraran en buen estado químico si: la concentración medida o prevista de nitratos no supera los 50 mg/l y la de ingredientes activos de plaguicidas, de sus metabolitos y de los productos de reacción no supera el 0,1 µg/l (0,5 µg/l para el total de los plaguicidas medidos); la concentración de determinadas sustancias de riesgo es inferior al valor umbral fijado por los Estados miembros; se trata, como mínimo, del amonio, arsénico, cadmio, cloruro, plomo, mercurio, sulfatos, tricloroetileno y tetracloroetileno; en caso de superarse el valor correspondiente a una norma de calidad o a un valor umbral, una investigación confirma, entre otros puntos, la falta de riesgo significativo para el medio ambiente. Los contaminantes que no estén registrados como peligrosos también deben ser objeto de medidas de limitación si presentan un riesgo real o potencial de contaminación. El programa de medidas de cada demarcación hidrográfica, elaborado en virtud de la Directiva marco sobre la política de aguas, debe incluir la prevención de los vertidos indirectos de todos los contaminantes, (listas I y II de la Directiva MARCO 80/68/CEE). 1998/83/CE directiva, que tiene por objeto proteger la salud de las personas estableciendo los requisitos de salubridad y de limpieza que debe cumplir el agua potable en la Unión Europea (UE).

43 33 La directiva se aplicará a todas las aguas destinadas al consumo humano, excepto las aguas minerales naturales y las aguas medicinales. Los Estados miembros adoptarán todas las medidas necesarias para garantizar la salubridad y la limpieza de las aguas destinadas al consumo humano y velarán por que el agua potable: no contenga ningún tipo de microorganismo, parásito o sustancia que pueda suponer un peligro para la salud humana; cumpla los requisitos mínimos (parámetros microbiológicos, químicos y los relativos a la radiactividad) establecidos por la directiva. Los Estados miembros determinarán los valores paramétricos, que se corresponderán, como mínimo, con los valores establecidos por la directiva. Por lo que se refiere a los parámetros que no figuran en la directiva, los Estados miembros fijarán valores límite si así lo exige la protección de la salud. La directiva impone a los Estados miembros la obligación de controlar regularmente la calidad de las aguas destinadas al consumo humano, aplicando los métodos de análisis especificados en la directiva o métodos equivalentes. Para ello determinarán los lugares de toma de muestras y elaborarán programas de control. Cuando no se cumplan los valores paramétricos, los Estados miembros afectados velarán por que se adopten lo antes posible las medidas correctivas necesarias para restablecer la calidad del agua. Independientemente de que se cumplan o no los valores paramétricos, los Estados miembros prohibirán el suministro de agua potable o restringirán su utilización y tomarán cualquier otra medida necesaria cuando esta agua pueda constituir un peligro para la salud humano, e informarán de ello a los consumidores. La directiva establece la posibilidad de que los Estados miembros contemplen excepciones con respecto a los valores paramétricos, hasta un valor máximo, siempre que: la excepción no pueda constituir un peligro para la salud humana; no exista otro medio razonable para mantener el suministro de agua potable en el sector de que se trate; la excepción se limite a una duración lo menor posible, no superior a tres años (será posible renovar la excepción por dos períodos adicionales de tres años). La concesión de la excepción deberá ir acompañada de una motivación detallada, excepto en el caso de que el Estado miembro afectado considere que el incumplimiento del valor límite es insignificante y puede corregirse con rapidez. No pueden quedar residuos ni de los materiales ni de las sustancias que se utilicen en las nuevas instalaciones de preparación o distribución de agua potable en concentraciones superiores a lo estrictamente necesario.

44 34 Por lo menos cada cinco años, la Comisión revisará los parámetros establecidos por la Directiva a tenor del progreso científico y técnico. La Comisión estará asistida en esta tarea por un Comité compuesto por representantes de los Estados miembros NORMATIVA REFERENTE A LA CONSERVACIÓN DE HÁBITATS NATURALES 1992/43/CEE directiva, relativa a la conservación de los hábitats naturales y de la fauna y la flora silvestres. La presente directiva, denominada «Directiva Hábitats», crea la red Natura 2000 que pretende contribuir al mantenimiento de la biodiversidad en los Estados miembros definiendo un marco común para la conservación de los hábitats y la fauna y la flora de interés comunitario. Esta red consta de zonas especiales de conservación designadas por los Estados miembros. En las zonas especiales de conservación, los Estados miembros adoptan todas las medidas necesarias para garantizar la conservación de los hábitats y evitar su deterioro y las alteraciones significativas que afecten a las especies. Es competencia de los Estados miembros: 1. fomentar la gestión de los elementos del paisaje que consideren esenciales para la migración la distribución y el intercambio genético de las especies silvestres; 2. instaurar sistemas de protección especialmente estrictos para determinadas especies animales y vegetales amenazadas y estudiar la conveniencia de reintroducir dichas especies en su territorio; 3. prohibir la utilización de medios no selectivos de recogida, captura y sacrificio de determinadas especies animales y vegetales.

45 LEGISLACIÓN EN ESPAÑA La situación normativa de la Unión Europea es perfectamente aplicable a España, bien como transposición o, bien de forma directa como el reglamento REACH desarrollado anteriormente. La normativa española aplicable a la exploración y extracción de hidrocarburos tiene como principal consideración, que el subsuelo es un bien de dominio público y que los hidrocarburos no pueden ser poseídos por personas físicas o jurídicas, solamente pueden ser investigadas, exploradas y producidas bajo concesión de licencia administrativa estatal LEY DE HIDROCARBUROS La ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos (BOE del 8), modificada por última vez en 2014, tiene por objeto regular el régimen jurídico de las actividades relativas a los hidrocarburos líquidos y gaseosos al igual que los convencionales y los no convencionales. Corresponde al Gobierno, en los términos establecidos en la esta ley, Planificación en materia de hidrocarburos. Regulación básica correspondiente a las actividades. Corresponde a la Administración General del Estado, en los términos establecidos en esta ley: Otorgar las autorizaciones de exploración y permisos de investigación cuando afecte al ámbito territorial de más de una Comunidad Autónoma. Asimismo, otorgar las concesiones de explotación. Otorgar autorizaciones de exploración, permisos de investigación y concesiones de explotación en las zonas de subsuelo marino a que se refiere. Asimismo, otorgar las autorizaciones de exploración y permisos de investigación cuando su ámbito comprenda a la vez zonas terrestres y del subsuelo marino. Inspeccionar, en el ámbito de su competencia, el cumplimiento de las condiciones técnicas y, en su caso, económicas, que resulten exigibles. Inspeccionar el cumplimiento del mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de los operadores al por mayor que resulten obligados. Sancionar, de acuerdo con la Ley, la comisión de las infracciones establecidas en la presente Ley en el ámbito de su competencia.

46 36 En esta ley se establece el régimen jurídico de: La exploración, investigación y explotación de los yacimientos de hidrocarburos. La exploración, investigación y explotación de los almacenamientos subterráneos para hidrocarburos. Las actividades de transporte, almacenamiento y manipulación industrial de los hidrocarburos obtenidos, cuando sean realizadas por los propios investigadores o explotadores de manera accesoria y mediante instalaciones anexas a las de producción. Los permisos de investigación y las concesiones de explotación sólo podrán ser otorgados, individualmente o en titularidad compartida, a sociedades mercantiles que acrediten su capacidad técnica y financiera para llevar a cabo las operaciones de investigación y, en su caso, de explotación de las áreas solicitadas. Aunque el desarrollo reglamentario, no se ha producido aún, continua en vigor, el Real Decreto 2362/1976, de 30 de Julio (BOE del 14 de octubre) en todo lo que no se oponga a la Ley NORMATIVA ESPAÑOLA REFERENTE AL MEDIO AMBIENTE La ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación Ambiental (BOE del 11), por la que tanto las operaciones de exploración como las actividades de extracción de gas no convencional mediante fracturación hidráulica, se someten a evaluación de impacto ambiental. Esta ley establece las bases que deben regir la evaluación ambiental de los planes, programas y proyectos que puedan tener efectos significativos sobre el medio ambiente, garantizando en todo el territorio del Estado un elevado nivel de protección ambiental, con el fin de promover un desarrollo sostenible, mediante: La integración de los aspectos medioambientales en la elaboración y en la adopción, aprobación o autorización de los planes, programas y proyectos; el análisis y la selección de las alternativas que resulten ambientalmente viables; el establecimiento de las medidas que permitan prevenir, corregir y, en su caso, compensar los efectos adversos sobre el medio ambiente; el establecimiento de las medidas de vigilancia, seguimiento y sanción necesarias para cumplir con las finalidades de esta ley. La ley 16/2002 tiene por objeto evitar o, cuando ello no sea posible, reducir y controlar la contaminación de la atmósfera, del agua y del suelo, mediante el establecimiento de un sistema de prevención y control integrados de la contaminación, con el fin de alcanzar una elevada protección del medio ambiente en su conjunto.

47 NORMATIVA ESPAÑOLA REFERENTE AL USO Y PROTECCIÓN DE AGUAS La ley 1/2001 de 20 de Julio, establece la regulación del dominio público hidráulico, del uso del agua y del ejercicio de las competencias atribuidas al Estado en las materias relacionadas con dicho dominio en el marco de las competencias delimitadas en el artículo 149 de la Constitución. En él se enuncia que será competencia exclusiva del Estado: La legislación, ordenación y concesión de recursos y aprovechamientos hidráulicos cuando las aguas discurran por más de una Comunidad Autónoma, y la autorización de las instalaciones eléctricas cuando su aprovechamiento afecte a otra Comunidad o el transporte de energía salga de su ámbito territorial. Es también objeto de esta ley el establecimiento de las normas básicas de protección de las aguas continentales, costeras y de transición, sin perjuicio de su calificación jurídica y de la legislación específica que les sea de aplicación. El Real Decreto1514/2009 de 2 de octubre, tiene por objeto establecer criterios y medidas específicos para prevenir y controlar la contaminación de las aguas subterráneas, entre los que se incluyen los siguientes: Criterios y procedimiento para evaluar el estado químico de las aguas subterráneas. Criterios para determinar toda tendencia significativa y sostenida al aumento de las concentraciones de los contaminantes, grupos de contaminantes o indicadores de contaminación detectados en masas de agua subterránea y para definir los puntos de partida de las inversiones de tendencia. Medidas destinadas a prevenir o limitar la entrada de contaminantes en las aguas subterráneas y evitar el deterioro del estado de todas las masas de agua subterránea.

48 LEGISLACIÓN REGIONAL En el caso español, las competencias del subsuelo quedan restringidas al Estado en virtud del artículo ª de la Constitución, en el cual el Estado tiene competencia exclusiva sobre las bases de régimen minero y energético, pudiendo las Autonomías, en virtud del art ª de la Constitución, establecer medidas adicionales de protección del medio ambiente e introducir condicionamientos o prohibiciones justificadas en zonas concretas mediante planes y programas, territoriales o urbanísticos. Es reseñable mencionar que cuatro Comunidades Autónomas habían promulgado leyes que prohibían en sus territorios de manera absoluta el uso de la fracturación hidráulica como técnica de investigación y extracción de gas no convencional: Cantabria, La Rioja, Navarra y Cataluña. Contra ello el Gobierno interpuso un recurso de inconstitucionalidad y el Tribunal Constitucional ha emitido su fallo, declarando para los casos de Cantabria y La Rioja, inconstitucionales esas leyes.

49 39 5. YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA Como se ha mencionado anteriormente en este documento, existen diversas cuencas y zonas geológicas en las que se podría encontrar gas de esquisto en España, si bien, las mayores reservas de shale gas se ubican en la cuenca Vasco-Cantábrica, sobre cuyas reservas estimadas se basa este proyecto. De acuerdo con la información publicada por Hidrocarburos de Euskadi, la superficie de la cuenca Vasco-Cantábrica es de 250 x 100 km, equivalente a 9.652,55 millas 2. En el estudio realizado por Gessal en el año 2013, el volumen de reservas estimadas de shale gas en esta cuenca es de aproximadamente Bcm. Tabla 3: Reservas en la cuenca vasco-cantábrica La definición geológica de la cuenca Vasco-Cantábrica que proporciona el IGME es la siguiente: La Cuenca Vasco-Cantábrica se encuentra situada en el límite septentrional de la actual Península Ibérica. Hacia el sur constituye una lámina cabalgante sobre las Cuencas Terciarias del Duero y del Ebro, mientras que hacia el norte se prolonga offshore hasta el Golfo de Vizcaya. El límite occidental está delimitado por el Macizo Paleozoico Asturiano y el oriental por los Macizos Paleozoicos Vascos y los Pirineos.

50 40 Figura 9: Mapa geológico de la cuenca vasco-cantábrica La evolución geológica de la Cordillera Vasco-Cantábrica, según el estudio del año 2012 Síntesis geológica de la Comunidad Autónoma del País Vasco encargado por el Gobierno Vasco, uestra que esta es el resultado de los cambios sedimentarios, tectónicos, paleogeográficos y paleoclimáticos ocurridos desde finales del Paleozoico hasta hoy en el borde septentrional de la placa ibérica, causados por su deriva latitudinal y su interacción con la placa europea. En general, su configuración refleja la superposición de etapas compresivas alpinas a etapas distensivas mesozoicas. A efectos síntesis para este proyecto, se explicará la evolución geológica sucedida en esta cuenca durante las principales etapas en las que se produjo la generación de hidrocarburos, Triásico, Jurásico y Cretácico.

51 41 Durante el Triásico en el Atlántico Norte tuvo lugar un proceso de extensión y adelgazamiento cortical que generó cuencas intracratónicas asociadas a un sistema de rift. Las profundas fracturas relacionadas con este rift serán los conductos por los que ascienda el magma que da lugar a los múltiples afloramientos de ofitas (masas de rocas volcánicas) dispersos por todo el área. En el Jurásico continua la tendencia transgresiva iniciada en el Triásico, la cuenca Vasco- Cantábrica forma parte de un extenso mar somero, quedando limitada por los macizos Ibérico y Armoricano al Sur y Norte respectivamente. Así, el Jurásico marino está representado por una potente unidad de carbonatos con escasos siliciclastos. La sedimentación de esta unidad tuvo lugar en un contexto tectónico relativamente tranquilo (etapa inter-rift) aunque con una importante subsidencia diferencial relacionada con la reactivación de fallas extensionales del sustrato. A continuación se acumularon sucesiones sedimentarias continentales, intermedias o marino restringidas constituidas mayoritariamente por materiales terrígenos. Durante el Aptiense-Albiense los movimientos de apertura del Golfo de Vizcaya derivan en un episodio mayor de rift que conlleva el desarrollo de altos y surcos muy acusados, limitados por fallas de zócalo. Esta fuerte subsidencia provocó la invasión marina de toda la cuenca, consiguiendo la implantación de sistemas de arrecifes y pararrecifes en la cuenca. Figura 10: Corte geológico de la cuenca vasco-cantábrica

52 42 Desde el Cretácico final hasta el Mioceno, la convergencia y colisión oblicua de las dos placas causó la inversión positiva y deformación de las cuencas sedimentarias mesozoicas, proceso denominado Orogenia Alpina. Por otra parte, durante el Cretácico tiene lugar un vulcanismo fundamentalmente submarino, asociado a extensión litosférica y a la región limítrofe entre las placas Europea e Ibérica. Figura 11: Sección cronoestatigráfica de la cuenca Vasco-Cantábrica

53 43 6. PROYECTO URRACA Este Proyecto Fin de Grado, toma como referencia el proyecto Urraca de extracción de gas de esquisto situado en la cuenca Vasco-Cantábrica. El proyecto Urraca reúne las condiciones idóneas de estudio puesto que pone en práctica tanto los métodos de extracción y producción previamente explicados, al igual que la adaptación de las operaciones extractivas al marco legislativo europeo y español. Este proyecto toma forma con el Real Decreto 1299/2011, de 16 de septiembre, por el que se otorga a la empresa Trofagás Hidrocarburos, S.L., empresa que realizó una proyección de tres posibles emplazamientos Urraca 1, 2 y 3, el permiso de investigación de hidrocarburos. Este permite el desarrollo de un máximo de dos pozos productivos por emplazamiento durante los primeros 5 años. Este permiso abarca una extensión de hectáreas, cubriendo áreas de tierra en la Comunidad Autónoma del País Vasco, en la provincia de Álava, y en la Comunidad Autónoma de Castilla y León, en la provincia de Burgos. Debido a la fase exploratoria en la que se encuentra el proyecto, los datos de hidrocarburos contenidos en esta concesión han de ser estimados. Para poder determinar las reservas que albergaría el área concedida, se emplea la relación reservas/área de la cuenca Vasco-Cantábrica. Esta relación implicaría que el proyecto Urraca abarcaría únicamente un 4% de las reservas técnicamente recuperables de la cuenca Vasco-Cantábrica. Tabla 4: Reservas estimadas en el proyecto Urraca

54 44 En cuanto al esquema de actividades planeadas en este proyecto, planteadas en el documento Descripción del Proyecto para la Perforación Exploratoria de Hidrocarburos en Urraca 2 y 3 elaborado por la empresa canadiense BNK, a continuación se muestra a modo de resumen y por orden cronológico las actividades previstas durante el desarrollo de los trabajos de investigación y explotación. Esquema 1: Actividades previstas en el proyecto Urraca Fuente: BNK Dentro del bloque de actividades previas a la perforación, este proyecto contempla la adaptación del terreno a las necesidades de la explotación, considerando que todas las instalaciones en el emplazamiento serán de carácter temporal y que estas serán retiradas una vez que se hayan concluido los trabajos extractivos. Se incluye en este bloque de actividades, la preparación de caminos y accesos a los emplazamientos utilizando vías y caminos existentes evitando la necesidad de crear nuevos accesos o modificar sustancialmente los ya existentes, así como la captación del volumen necesario de agua de los afluentes próximos a la explotación, la preparación del área de trabajo posterior, la impermeabilización de la plataforma y el desarrollo de un sistema de aguas de escorrentía así como la construcción de balsas y almacenamiento del agua que posteriormente será empleada. En el bloque de actividades de perforación, se engloban las actividades necesarias para alcanzar la profundidad a la que se ubican las formaciones de shale gas. Las actividades comienzan con la disposición de los equipos de perforación en la ubicación deseada, pasando por el tratamiento, recuperación y deposición de los lodos de perforación y los ripios de la perforación seguido de las actividades necesarias para asegurar el correcto entubamiento y cementación de los pozos perforados, terminando con la instalación y manejo de los elementos de control necesarios del pozo. Siguiendo con el orden planteado en el esquema, en el siguiente bloque, se consideran las operaciones que permitan verificar la integridad del pozo en cada sección del entubado, de los elementos de control del pozo y la realización de test que comprueben que se haya producido una correcta ejecución de las actividades de entubación y cementación.

55 45 El bloque de estimulación hidráulica considera las labores que permitan obtener una mejora productiva en cada uno de los pozos que se perfore, incluyendo dentro de estas, la perforación de la tubería de producción, los ensayos iniciales de estimulación, las actividades de estimulación en el yacimiento y las evaluaciones post fractura necesarias. Una vez concluidas estas actividades, se incluye dentro del siguiente bloque, las labores destinadas a la producción de hidrocarburos del pozo perforado, realizando en cada pozo las operaciones y pruebas necesarias para ello. Por último, en las operaciones de cierre de pozo se ha de cumplimentar el plan medioambiental, considerando a tales efectos, operaciones de restauración del área explotada, la retirada de las instalaciones emplazadas en el área extractiva y la impermeabilización del pozo.

56 46 7. CONCLUSIONES A nivel nacional el conocimiento de las reservas de gas no convencional está en fase de estimaciones, y los estudios actuales reflejan una gran diferencia entre todos ellos. Si bien actualmente existen permisos de investigación concedidos a empresas de capital extranjero aún no han iniciado la extracción de los recursos. Los motivos por los que en España no han comenzado las operaciones extractivos atienden a diferentes cuestiones: técnicas, existe gran incertidumbre acerca de las reservas reales existentes en el territorio nacional, así como la falta de disponibilidad de equipos necesarios para los procesos extractivos y productivos. sociales, existe una fuerte oposición a las operaciones extractivas de recursos y en particular al método de extracción de la fracturación hidráulica. económicas, el desfavorable panorama actual, propicia el desinterés de las empresas en las fases de investigación y exploración, retrasando la toma de decisiones al respecto. normativas, existe una discrepancia entre las Comunidades Autónomas y el Gobierno central que aparentemente se encuentra en vías de solución. legislativas, no existe una normativa específica que se aplique a las actividades objeto del estudio, no obstante la normativa existente no impide la extracción de este tipo de recurso. Especial interés toma la legislación medioambiental nacional, que si bien actualmente es suficientemente amplia y restrictiva, debería incluir especificaciones para este tipo de actividades. Atendiendo exclusivamente a términos macroeconómicos, mediante la explotación de las reservas estimadas, los beneficios esperados darían lugar a creación de empleo y a una menor dependencia energética que favorecería la balanza comercial e incrementaría el producto interior bruto. Si se optase por la explotación masiva de estos recursos, se debería acudir a la experiencia tanto técnica como normativa de los Estados Unidos, donde la explotación de estos recursos ha ayudado a mejorar su economía.

57 47 BIBLIOGRAFÍA CSCIM (Colegio Superior de Colegios de Ingenieros de Minas): Gas no convencional en España, una oportunidad de futuro. Año MAGOON, L.B., DOW. W.G.(1994): The petroleum system. HERBERT, J.H., PALANCA. MA.J., GARCÍA, G.H., GÓMEZ, J.C., (2014): Hidrocarburos. Departamento de minería y explotaciones subterráneas. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energías, Universidad Politécnica de Madrid. HERBERT, J.H., PALANCA. MA.J., GÓMEZ, J.C., (2013): Yacimiento y naturaleza de los hidrocarburos. Departamento de minería y explotaciones subterráneas. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energías, Universidad Politécnica de Madrid. HERBERT, J.H., PALANCA. MA.J., GÓMEZ, J.C., (2014): Producción de hidrocarburos (perforación direccional). Departamento de minería y explotaciones subterráneas. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energías, Universidad Politécnica de Madrid. RISCO, J.C. (2015): Estudio de las tecnologías para la recuperación de shale gas. PFC. Tutor: Juan Llamas. ALONSO, J.B. : Introducción a los sondeos de petróleo y gas. Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energías, Universidad Politécnica de Madrid. Fundación Gómez Pardo IGME (Instituto Geológico y Minero de España). (2014): Recomendaciones ambientales en relación con las medidas preventivas y correctoras a considerar en proyectos relacionados con la exploración y explotación de hidrocarburos mediante técnicas de fracturación hidráulica. IEA (Resources to reserves): Oil, Gas and Coal Technologies for the Energy Markets of the Future. Version 2013 GESSAL (2013) : Evaluación preliminar de los recursos prospectos de hidrocarburos convencionales y no convencionales en España. DELOITTE (2014): Análisis del impacto del desarrollo de la explotación y producción de hidrocarburos en la economía española. ACIEP (2013): Evaluación preliminar de los recursos prospectivos de hidrocarburos convencionales y no convencionales en España.

58 48 EIA (Energy Information Administration) (2015): Natural gas report and analysis in the United States. THE PERRYMAN GROUP (2014): The economic and fiscal contribution of the Barnte Shale: Impact of oil and gas exploration and production on business activity and tax receipts in the region and state. DUMAN, R.J. (2012): Economic viability of shale gas production in the Marcellus shale; indicated by production rates, costs and current natural gas prices. AMADEUS, M. (2013): La realidad del shale gas en USA y su extrapolación al caso español. CARBONELL, E.M., (2012): Marco jurídico de la extracción de hidrocarburos mediante fractura hidráulica (fracking). Universidad de Zaragoza. ARANA, J.S (2015): Fracturación hidráulica y comunidades autónomas: a propósito de dos proposiciones de ley presentadas en Andalucía. ESTRADA, J.H. (2013): Desarrollo del gas lutita (shale gas) y su impacto en el mercado energético de México. MIT (Massachusetts Institute of Technology): The future of natural gas. Año API (American Petroleum Institute). (2010): Freeing up energy. OSINERGMIN, (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú). (2012): Reporte de análisis económico sectorial Sector Gas Natural. ALÓS, J.E. (2014): Estudio de rentabilidad del shale gas en Europa: cuenca Bowland-Hodder, Reino Unido. PFC. Tutores: Julio Matesanz y Juan Llamas. BNK PETROLEUM, (2014): Descripción del proyecto para la perforación exploratoria de hidrocarburos en Urraca 2 y 3. U.T.E. TECNOLOGÍA DE LA NATURALEZA S.L. y GRAMA ESTUDIO DE ARQUITECTURA Y MEDIO AMBIENTE S.L. (2012): Síntesis geológica de la Comunidad Autónoma del País Vasco. Titular: GOBIERNO VASCO. DEPARTAMENTO DE MEDIO AMBIENTE Y POLÍTICA TERRITORIAL.

59 49

60 50 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS GRADO EN INGENIERIA EN TECNOLOGIAS MINERAS Tecnologías Mineras DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y MINERA ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE UN YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA DOCUMENTO Nº2: ESTUDIO ECONÓMICO DAVID RIVERA ALONSO FEBRERO 2016

61

62 51 Para realizar el análisis económico de este proyecto se extraen los datos más relevantes de las explotaciones estadounidenses de shale gas y se extrapolan a la cuenca Vasco- Cantábrica, tomando como referencia el proyecto Urraca. Para el desarrollo del estudio se aplicarán los parámetros geológicos, productivos y económicos conocidos de explotaciones de shale gas en Estados Unidos, se define económicamente la cuenca Vasco-Cantábrica partiendo de las estimaciones geológicas consideradas en el anterior documento, se combinan y aplican los datos obtenidos a un emplazamiento en fase exploratoria en España y se realiza un análisis económico anualizado, suponiendo diferentes escenarios y evaluando la rentabilidad de la inversión en cada uno de ellos. Analizando los factores de recuperación de la industria extractiva de gas no convencional estadounidense, se observa que estos oscilan entre el 20% y el 30%, alcanzando tasas de recuperación cercanas al 40% en yacimientos altamente eficientes. En este estudio dadas las incertidumbres geológicas, aplicaremos el principio de prudencia y se toma como factor de recuperación el estimado por la EIA para la recuperación de gas de lutitas en España que es de un 18,6%. Tabla 5: Parámetros de explotaciones de shale gas en EE.UU. FUENTE: IFP La tabla 4 ha sido realizada por la empresa INTEK basada en datos publicados por la EIA acerca de las producciones y áreas explotadas de shale gas en los Estados Unidos. En ella se muestran los diferentes parámetros analizados en las explotaciones estadounidenses, incluyendo datos específicos de cada explotación. En esta tabla son relevantes para el estudio económico, los datos relativos a la producción de billones de pies cúbicos por pozo así como sus costes, la profundidad y sus reservas técnicamente

63 52 recuperables, ya que serán factores que posteriormente serán empleados para realizar el análisis económico del proyecto Urraca. Como se aprecia en la tabla 4 y más explícitamente en el gráfico 7, existe una gran disparidad entre las diferentes explotaciones debido a los factores geológicamente dependientes como la producción por pozo o los costes por pozo, por lo que una de las mayores incertidumbre del proyecto a analizar, consiste en el conocimiento geológico del emplazamiento. Estos factores que afectan a la recuperación de shale gas están asociados a la mineralogía, a la complejidad geológica de la roca y a las propiedades de las reservas, de esta forma existen factores mineralógicos como la facilidad de fracturación de un yacimiento o factores geológicos como la porosidad que ayudan a una mayor recuperación de gas desde el yacimiento, o factores inherentes a los yacimientos como la relación de gas/poro. Gráfico 7: Producción anual por pozo en EE.UU Tomando como ejemplo las explotaciones más relevantes en cuanto a volumen de reservas y de producción de las explotaciones de shale gas estadounidenses, se elabora la siguiente tabla resumen con los datos mas significativos.

64 53 Tabla 6: Explotaciones significativas en EE.UU Son cinco las explotaciones que representan un 78% de las reservas totales de la tabla número 5 en la que figuran 19 explotaciones. Estas cinco, suman un total de 582,60 toneladas de pies cúbicos de gas técnicamente recuperable, y presentan un promedio de extracción de gas por pozo de 2,24 billones de pies cúbicos anuales, así como unos costes medios de 4,25 millones de euros por pozo, suponiendo un tipo de cambio euro/dólar de 1,1 y un promedio de 6,7 pozos extractivos por milla cuadrada. Debido a la incertidumbre geológica de los yacimientos de gas de esquisto, en este análisis económico se realizan ponderaciones de los datos anteriormente presentados para poder elaborar un escenario lo más cercano a la realidad. Del mismo modo, se estima que estos resultados son suficientemente significativos para poder extrapolarlos a yacimientos en España, teniendo en cuenta que el factor geológico es determinante y asumiendo en gran medida que las condiciones geológicas de la cuenca Vasco-Cantábrica compartan las condiciones de los yacimientos norteamericanos y se comporten de acuerdo a esta media. Con estos datos se elabora un escenario hipotético base para la producción de shale gas en el proyecto Urraca, empleando datos conocidos como son: el área concedida, el número de emplazamientos y el número de pozos máximos autorizados por año.

65 54 Tabla 7: Planteamiento de la inversión en el proyecto Urraca Una vez estimadas las reservas técnicamente recuperables del Proyecto Urraca, expuestas en el anterior documento (tabla 4) se elabora la tabla 7, y realizando un supuesto proyecto extractivo con una vida útil de 20 años en el cual se agotasen las reservas, se determina el número de pozos para la explotación, acotando a diez años la vida útil de cada pozo. Gráfico 8: Evolución de producción y vida útil de un pozo Del análisis efectuado anteriormente de los pozos más significativos en los Estados Unidos, extraemos el promedio de extracción de gas por pozo de 2,24 billones de pies cúbicos anuales y unos costes medios de 4,68 millones de euros por pozo, de los cuales un 10% se han supuesto como fluctuación de moneda y gastos generales. Estos costes incluyen todos los asociados a la explotación del pozo, como son los permisos administrativos, la preparación del terreno, la perforación, la fracturación, la producción y el abandono del pozo.

66 55 Tabla 8: Resultados de ingresos y margen bruto en el proyecto Urraca Para poder calcular los ingresos, a las reservas estimadas se les aplica un factor de conversión energético de Billón de metros cúbicos de gas natural a Megavatios (Bcm/Mwh) y se estima el valor actual del gas en Europa, también se tiene en cuenta que a partir del quinto año, eliminada la restricción de apertura de pozos, se inicia una fase de producción superior. Coincidiendo con esta fase y debido a experiencias similares en la evolución de los precios de venta estadounidenses, se considera un bajada de precios constante de un 1% hasta el final de la explotación. El periodo de mayor producción y por tanto de mayores ingresos, se produce en el undécimo año, en el cual están activos los 121 pozos con una producción calculada de 28,7 Bcf. Como se puede observar en la tabla de la página siguiente, se alcanzarían unos ingresos de 179,3 millones de euros. En los veinte años de vida útil de la explotación, se supone un ritmo de construcción y completación de pozos constante, siendo para los cinco primeros años de la explotación un ritmo de 6 pozos anuales y a partir del quinto año un ritmo de 15 pozos anuales. En la figura de la página siguiente, se puede apreciar el ritmo de producción y la disminución de las reservas según avanza la extracción. Según el informe de la empresa canadiense BNK Descripción del Proyecto para la Perforación Exploratoria de Hidrocarburos en Urraca 2 y 3, describe que el tiempo estimado en la preparación de un pozo de shale gas para su explotación en este proyecto sería de un año aproximadamente. Es por ello que el primer año no se espera obtener producción de gas natural. A continuación se desarrollan los tres escenarios planteados con anterioridad, un escenario base, un escenario basado en la experiencia de explotaciones en los Estados Unidos y un posible escenario actual en España, extrapolando los datos.

67 56

68 ESCENARIO BASE DEL ESTUDIO 57

69 58

70 59 VAN Y TIR DE UN POZO El VAN (Valor Actual Neto) del proyecto sería el resultado de multiplicar VAN unitario de cada pozo por el número de pozos totales en la explotación. El TIR (Tasa Interna de Retorno) permanece constante y es independiente del número de pozos a explotar, ya que se supone que todos los pozos tienen los mismos costes e ingresos a lo largo de su vida útil. El tipo de interés máximo de la línea ICO Empresas y Emprendedores 2015, vigente del 25/01/2016 al 07/02/2016, establece que para un plazo de diez años y con un año de carencia, el tipo nominal se sitúa en 5,076%. Aplicando el principio de prudencia se empleará un tipo de interés del 5%. En este escenario al ser el VAN de 5,01 M, puede decirse que se trata de un proyecto financieramente aceptable y su tasa de rentabilidad es superior a la tasa de descuento en un 28,81%. Este estudio presenta un ROA ( Return of Assets ) de 1,95. Como se ha supuesto en el estudio, los activos se financian con fondos propios, por ello el ROE y el ROA coinciden, con lo cual el efecto de apalancamiento se puede considerar nulo. De acuerdo con este escenario, el Payback se produciría a finales del segundo año. Gráfico 9: Efecto de la reducción de precios en el VAN y TIR de un pozo En esta gráfica se observa como el efecto de la reducción de un 1% anual en los precios de venta del gas, afecta tanto al VAN como al TIR de un pozo en función de su año de construcción. Los datos del escenario base se adjuntan en el ANEXO - IV

71 ESCENARIO ESTADOUNIDENSE 60

72 61

73 62 VAN Y TIR DE UN POZO Realizando el mismo análisis que en el escenario base, en este escenario los resultados muestran que: En este escenario al ser el VAN de 0,46 M, puede decirse que se trata de un proyecto financieramente aceptable y su tasa de rentabilidad es superior a la tasa de descuento en un 2,58%. Este escenario presenta un ROA de 0,46. Según este escenario el Payback se produciría a finales del séptimo año.

74 ESCENARIO ESPAÑOL 63

75 64

76 65 VAN Y TIR DE UN POZO Realizando el mismo análisis que en el escenario base, en este escenario los resultados muestran que: En este escenario al tener un VAN negativo de -0,46 M, se trata de un proyecto financieramente rechazable y su tasa de rentabilidad es inferior a la tasa de descuento en un 1,03%. Este escenario presenta un ROA de 0,19. Según este escenario, no se produce retorno de la inversión a lo largo de la vida útil de la explotación.

77 66 CONCLUSIONES De los resultados obtenidos en estos tres escenarios, se observan distintas alternativas de inversión y rentabilidad en función de costes de explotación y precios de venta de gas en mercados europeos. Los parámetros considerados invariables son los siguientes: Geológicos: reservas y factor de recuperación, Productivos: vida útil de cada pozo, gas técnicamente recuperable por cada uno de ellos y el número de pozos. Económicos: amortizaciones a veinte años, tasa de descuento de un 5%, un impuesto de sociedades del 25% y costes uniformes a lo largo de la vida útil de la explotación. Todos los costes de cada pozo están incluidos en el coste unitario de cada pozo. Con el escenario base del estudio, se pretende evaluar una situación en la cual con la disponibilidad de equipos, experiencia y tecnología que poseen las explotaciones estadounidenses, se apliquen en territorio nacional con precios de venta de gas europeos. Este escenario muestra un panorama favorable a la inversión. En el escenario estadounidense, se pretende evaluar una situación basada en su experiencia y su tecnología con precios de venta de gas vigentes en Estados Unidos. Este escenario, extrapolado a España, favorecería la inversión en estos recursos energéticos. En el escenario español, se pretende evaluar la situación basándose en costes operativos actuales en Europa, por ejemplo el caso de Polonia, y precios de venta de gas europeos. Según los resultados de este escenario, de no variar algún parámetro tanto de coste como de venta, no se conseguiría el estimulo necesario para que los inversores tuviesen interés en este tipo de actividad. Estos escenarios plantean diferentes horizontes. El caso base presenta un panorama optimista, el caso estadounidense describe un panorama realista, ya que se han utilizado los parámetros que se emplean en las explotaciones estadounidenses, y un panorama pesimista, en el caso español actual por los resultados desfavorables que obtenemos. Finalmente, se trata de proyectos con elevada incertidumbre en los cuales cualquier variación en los parámetros, tanto geológicos, productivos, económicos o políticos, pueden suponer un cambio significativo en la evaluación de la inversión.

78 67

79 68 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS GRADO EN INGENIERÍA EN TECNOLOGIAS MINERAS Tecnologías Mineras DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y MINERA ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE UN YACIMIENTO DE SHALE GAS EN ESPAÑA DOCUMENTO Nº3: ANEXOS DAVID RIVERA ALONSO FEBRERO 2016

80

81 69 ANEXO I TABLA DE ADITIVOS EN EL PROCESO DE FRACTURACIÓN Chemical Name CAS Chemical Purpose Product Function Hydrochloric Acid Helps dissolve minerals and initiate cracks in the rock Acid Glutaraldehyde Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products Biocide Quaternary Ammonium Chloride Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products Biocide Quaternary Ammonium Chloride Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products Biocide Tetrakis Hydroxymethyl-Phosphonium Eliminates bacteria in the water that Sulfate produces corrosive by-products Biocide Ammonium Persulfate Allows a delayed break down of the gel Breaker Sodium Chloride Product Stabilizer Breaker Magnesium Peroxide Allows a delayed break down the gel Breaker Magnesium Oxide Allows a delayed break down the gel Breaker Calcium Chloride Product Stabilizer Breaker

82 70 Choline Chloride Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer Tetramethyl ammonium chloride Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer Sodium Chloride Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer Isopropanol Product stabilizer and / or winterizing agent Corrosion Inhibitor Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent Corrosion Inhibitor Formic Acid Prevents the corrosion of the pipe Corrosion Inhibitor Acetaldehyde Prevents the corrosion of the pipe Corrosion Inhibitor Petroleum Distillate Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker Crosslinker Hydrotreated Light Petroleum Distillate Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker Crosslinker Potassium Metaborate Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker Triethanolamine Zirconate Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker Sodium Tetraborate Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker Boric Acid Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker Zirconium Complex Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker

83 71 Borate Salts N/A Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker Polyacrylamide Slicks the water to minimize friction Friction Reducer Petroleum Distillate Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer Friction Reducer Hydrotreated Light Petroleum Distillate Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer Friction Reducer Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer Guar Gum Thickens the water in order to suspend the sand Gelling Agent Petroleum Distillate Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling Agent Hydrotreated Light Petroleum Distillate Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling Agent Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent Polysaccharide Blend Thickens the water in order to suspend the sand Gelling Agent Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent

84 72 Citric Acid Prevents precipitation of metal oxides Iron Control Acetic Acid Prevents precipitation of metal oxides Iron Control Thioglycolic Acid Prevents precipitation of metal oxides Iron Control Sodium Erythorbate Prevents precipitation of metal oxides Iron Control Lauryl Sulfate Used to prevent the formation of emulsions in the fracture fluid Non-Emulsifier Isopropanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Non-Emulsifier Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Non-Emulsifier Sodium Hydroxide Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent Potassium Hydroxide Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent Acetic Acid Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent Sodium Carbonate Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent Potassium Carbonate Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent

85 73 Copolymer of Acrylamide and Sodium Acrylate Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor Sodium Polycarboxylate N/A Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor Phosphonic Acid Salt N/A Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor Lauryl Sulfate Used to increase the viscosity of the fracture fluid Surfactant Ethanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant Naphthalene Carrier fluid for the active surfactant ingredients Surfactant Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant Isopropyl Alcohol Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant 2-Butoxyethanol Product stabilizer Surfactant

86 74 ANEXO II REGLAMENTO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN TEXAS Texas Administrative Code TITLE 16 ECONOMIC REGULATION PART 1 RAILROAD COMMISSION OF TEXAS CHAPTER 3 OIL AND GAS DIVISION RULE 3.46 Fluid Injection into Productive Reservoirs (a) Permit required. Any person who engages in fluid injection operations in reservoirs productive of oil, gas, or geothermal resources must obtain a permit from the commission. Permits may be issued when the injection will not endanger oil, gas, or geothermal resources or cause the pollution of freshwater strata unproductive of oil, gas, or geothermal resources. Permits from the commission issued before the effective date of this section shall continue in effect until revoked, modified, or suspended by the commission. (b) Filing of application. 1. Application. (A) An application to conduct fluid injection operations in a reservoir productive of oil, gas, or geothermal resources shall be filed in Austin on the form prescribed by the commission accompanied by the prescribed fee. On the same date, one copy shall be filed with the appropriate district office. The form shall be executed by a party having knowledge of the facts entered on the form. (B) The applicant shall file the freshwater injection data form if fresh water is to be injected. (C) The applicant for a disposal well permit under this section shall include with the permit application a printed copy or screenshot showing the results of a survey of information from the United States Geological Survey (USGS) regarding the locations of any historical seismic events within a circular area of 100 square miles (a circle with a radius of 9.08 kilometers) centered around the proposed disposal well location. (D) The commission may require an applicant for a disposal well permit under this section to provide the commission with additional information such as logs, geologic cross-sections, pressure front boundary calculations, and/or structure maps, to demonstrate that fluids will be confined if the well is to be located in an area where conditions exist that may increase the risk that fluids

87 75 will not be confined to the injection interval. Such conditions may include, but are not limited to, complex geology, proximity of the basement rock to the injection interval, trans missive faults, and/or a history of seismic events in the area as demonstrated by information available from the USGS. 2. Commercial disposal well. An applicant for a permit to dispose of oil and gas waste in a commercial disposal well shall clearly indicate on the application and in the notice of application that the application is for a commercial disposal well permit. For the purposes of this rule, "commercial disposal well" means a well whose owner or operator receives compensation from others for the disposal of oil field fluids or oil and gas wastes that are wholly or partially trucked or hauled to the well, and the primary business purpose for the well is to provide these services for compensation. (c) Notice and opportunity for hearing. (A) The applicant shall give notice by mailing or delivering a copy of the application to affected persons who include the owner of record of the surface tract on which the well is located; each commission-designated operator of any well located within one half mile of the proposed injection well; the county clerk of the county in which the well is located; and the city clerk or other appropriate city official of any city where the well is located within the corporate limits of the city, on or before the date the application is mailed to or filed with the commission. For the purposes of this section, the term "of record" means recorded in the real property or probate records of the county in which the property is located. (B) In addition to the requirements of subsection (c)(1), a commercial disposal well permit applicant shall give notice to owners of record of each surface tract that adjoins the proposed injection tract by mailing or delivering a copy of the application to each such surface owner. (C) If, in connection with a particular application, the commission or its delegate determines that another class of persons should receive notice of the application, the commission or its delegate may require the applicant to mail or deliver a copy of the application to members of that class. Such classes of persons could include adjacent surface owners or underground water conservation districts.

88 76 (D) In order to give notice to other local governments, interested, or affected persons, notice of the application shall be published once by the applicant in a newspaper of general circulation for the county where the well will be located in a form approved by the commission or its delegate. The applicant shall file with the commission in Austin proof of publication prior to the hearing or administrative approval. 1. Protested applications: (A) If a protest from an affected person or local government is made to the commission within 15 days of receipt of the application or of publication, whichever is later, or if the commission or its delegate determines that a hearing is in the public interest, then a hearing will be held on the application after the commission provides notice of hearing to all affected persons, local governments, or other persons, who express an interest, in writing, in the application. (B) For purposes of this section, "affected person" means a person who has suffered or will suffer actual injury or economic damage other than as a member of the general public or as a competitor, and includes surface owners of property on which the well is located and commission-designated operators of wells located within one-half mile of the proposed disposal well. If no protest from an affected person is received by the commission, the commission's delegate may administratively approve the application. If the commission's delegate denies administrative approval, the applicant shall have a right to a hearing upon request. After hearing, the examiner shall recommend a final action by the commission. (d) Subsequent commission action. 1. An injection well permit may be modified, suspended, or terminated by the commission for just cause after notice and opportunity for hearing, if: (A) a material change of conditions occurs in the operation or completion of the injection well, or there are material changes in the information originally furnished; (B) fresh water is likely to be polluted as a result of continued operation of the well; (C) there are substantial violations of the terms and provisions of the permit or of commission rules;

89 77 (D) the applicant has misrepresented any material facts during the permit issuance process; (E) injected fluids are escaping from the permitted injection zone; (F) for a disposal well permit under this section, injection is likely to be or determined to be contributing to seismic activity; or (G) waste of oil, gas, or geothermal resources is occurring or is likely to occur as a result of the permitted operations 2. An injection well permit may be transferred from one operator to another operator provided that the commission's delegate does not notify the present permit holder of an objection to the transfer prior to the date the lease is transferred on commission records. (e) Voluntary permit suspension. 1. An operator may apply to temporarily suspend its injection authority by filing a written request for permit suspension with the commission in Austin, and attaching to the written request the results of an MIT test performed during the previous three-month period in accordance with the provisions of subsection (j)(4) of this section. The provisions of this paragraph shall not apply to any well that is permitted as a commercial injection well. 2. The commission or its delegate may grant the permit suspension upon determining that the results of the MIT test submitted under subparagraph (A) of this paragraph indicate that the well meets the performance standards of subsection (j)(4) of this section. 3. During the period of permit suspension, the operator shall not use the well for injection or disposal purposes. 4. During the period of permit suspension, the operator shall comply with all applicable well testing requirements of 3.14 of this title (relating to plugging, and commonly referred to as Statewide Rule 14) but need not perform the MIT test that would otherwise be required under the provisions of subsection (j)(4) of this section or the permit. Further, during the period of permit suspension, the provisions of subsection (i)(1) - (3) of this section shall not apply. 5. The operator may reinstate injection authority under a suspended permit by filing a written notification with the commission in Austin. The written notification shall be accompanied by an MIT test performed during the three-month period prior to the date notice of reinstatement is filed. The MIT test shall have been performed in accordance with the provisions and standards of subsection (j)(4) of this section.

90 78 (f) Area of Review. 1. Except as otherwise provided in this subsection, the applicant shall review the data of public record for wells that penetrate the proposed disposal zone within a 1/4 mile radius of the proposed disposal well to determine if all abandoned wells have been plugged in a manner that will prevent the movement of fluids from the disposal zone into freshwater strata. The applicant shall identify in the application any wells which appear from such review of public records to be unplugged or improperly plugged and any other unplugged or improperly plugged wells of which the applicant has actual knowledge. 2. The commission or its delegate may grant a variance from the area-of-review requirements of paragraph (1) of this subsection upon proof that the variance will not result in a material increase in the risk of fluid movement into freshwater strata or to the surface. Such a variance may be granted for an area defined both vertically and laterally (such as a field) or for an individual well. An application for an areal variance need not be filed in conjunction with an individual permit application or application for permit amendment. Factors that may be considered by the commission or its delegate in granting a variance include: (A) the area affected by pressure increases resulting from injection operations; (B) the presence of local geological conditions that preclude movement of fluid that could endanger freshwater strata or the surface; or (C) other compelling evidence that the variance will not result in a material increase in the risk of fluid movement into freshwater strata or to the surface. 3. Persons applying for a variance from the area-of-review requirements of paragraph (1) of this subsection on the basis of factors set out in paragraph (2)(B) or (C) of this subsection for an individual well shall provide notice of the application to those persons given notice under the provisions of subsection (c)(1) of this section. The provisions of subsection (c) of this section shall apply in the case of an application for a variance from the area-of-review requirements for an individual well. 4. Notice of an application for an areal variance from the area-of-review requirements under paragraph (1) of this subsection shall be given on or before the date the application is filed with the commission:

91 79 (A) by publication once in a newspaper having general circulation in each county, or portion thereof, where the variance would apply. Such notice shall be in a form approved by the commission or its delegate prior to publication and must be at least three inches by five inches in size. The notice shall state that protests to the application may be filed with the commission during the 15- day period following the date of publication. The notice shall appear in a section of the newspaper containing state or local news items; (B) by mailing or delivering a copy of the application, along with a statement that any protest to the application should be filed with the commission within 15 days of the date the application is filed with the commission, to the following: (i) the manager of each underground water conservation district in which the variance would apply, if any; (ii) the city clerk or other appropriate official of each incorporated city in which the variance would apply, if any; (iii) the county clerk of each county in which the variance would apply; and (iv) any other person or persons that the commission or its delegate determines should receive notice of the application. 5. If a protest to an application for an areal variance is made to the commission by an affected person, local government, underground water conservation district, or other state agency within 15 days of receipt of the application or of publication, whichever is later, or if the commission's delegate determines that a hearing on the application is in the public interest, then a hearing will be held on the application after the commission provides notice of the hearing to all local governments, underground water conservation districts, state agencies, or other persons, who express an interest, in writing, in the application. If no protest from an affected person is received by the commission, the commission's delegate may administratively approve the application. If the application is denied administratively, the person(s) filing the application shall have a right to hearing upon request. After hearing, the examiner shall recommend a final action by the commission. 6. An areal variance granted under the provisions of this subsection may be modified, terminated, or suspended by the commission after notice and opportunity for hearing is provided to each person shown on commission records to operate an oil or gas lease in the area in which the proposed modification, termination, or suspension would apply. If a hearing on a proposal to modify, terminate, or suspend an areal variance is held, any applications filed subsequent to the date notice of hearing is given must include the area-of-review information required under paragraph (1) of this subsection pending issuance of a final order.

92 80 (f) Casing. Injection wells shall be cased and the casing cemented in compliance with 3.13 of this title (relating to Casing, Cementing, Drilling, and Completion Requirements) in such a manner that the injected fluids will not endanger oil, gas, or geothermal resources and will not endanger freshwater formations not productive of oil, gas, or geothermal resources. (g) Special equipment. 1. Tubing and packer. Wells drilled or converted for injection shall be equipped with tubing set on a mechanical packer. Packers shall be set no higher than 200 feet below the known top of cement behind the long string casing but in no case higher than 150 feet below the base of usable quality water. For purposes of this section, the term "tubing" refers to a string of pipe through which injection may occur and which is neither wholly nor partially cemented in place. A string of pipe that is wholly or partially cemented in place is considered casing for purposes of this section. 2. Pressure valve. The wellhead shall be equipped with a pressure observation valve on the tubing and for each annulus of the well. 3. Exceptions. The commission or its delegate may grant an exception to any provision of this paragraph upon proof of good cause. If the commission or its delegate denies an exception, the operator shall have a right to a hearing upon request. After hearing, the examiner shall recommend a final action by the commission. (h) Well record. Within 30 days after the completion or conversion of an injection well, the operator shall file in duplicate in the district office a complete record of the well on the appropriate form which shows the current completion. 1. Monitoring and reporting. (A) The operator shall monitor the injection pressure and injection rate of each injection well on at least a monthly basis, or on a more frequent basis for a disposal well permitted under this section as required by the commission under conditions described in subsection (b)(1)(d) of this section. (B) The results of the monitoring shall be reported annually, or on a more frequent basis for a disposal well permitted under this section as required by

93 81 (j) Testing. 1. Purpose. the commission under conditions described in subsection (b)(1)(d) of this section, to the commission on the prescribed form. (C) All monitoring records shall be retained by the operator for at least five years. (D) The operator shall report to the appropriate District Office within 24 hours any significant pressure changes or other monitoring data indicating the presence of leaks in the well. The mechanical integrity of an injection well shall be evaluated by conducting pressure tests to determine whether the well tubing, packer, or casing have sufficient mechanical integrity to meet the performance standards of this rule, or by alternative testing methods under paragraph (5) of this subsection. 2. Applicability. Mechanical integrity of each injection well shall be demonstrated in accordance with provisions of paragraphs (4) and (5) of this subsection prior to initial use. In addition, mechanical integrity shall be tested periodically thereafter as described in paragraph (3) of this subsection. 3. Frequency. (A) Each injection well completed with surface casing set and cemented through the entire interval of protected usable-quality water shall be tested for mechanical integrity at least once every five years. (B) In addition to testing required under subparagraph (A), each injection well shall be tested for mechanical integrity after every workover of the well. (C) An injection well that is completed without surface casing set and cemented through the entire interval of protected usable-quality ground water shall be tested at the frequency prescribed in the injection permit. (D) The commission or its delegate may prescribe a schedule and mail notification to operators to allow for orderly and timely compliance with the requirements in subparagraph (A) and subparagraph (B) of this paragraph. Such testing schedule shall not apply to an injection well for which an injection well permit has been issued but the well has not been drilled or converted to injection. 4. Pressure tests. (A) Test pressure.

94 82 (i) The test pressure for wells equipped to inject through tubing and packer shall equal the maximum authorized injection pressure or 500 psig, whichever is less, but shall be at least 200 psig. (ii) The test pressure for wells that are permitted for injection through casing shall equal the maximum permitted injection pressure or 200 psig, whichever is greater. (B) Pressure stabilization. The test pressure shall stabilize within 10% of the test pressure required in subparagraph (A) of this paragraph prior to commencement of the test. (C) Pressure differential. A pressure differential of at least 200 psig shall be maintained between the test pressure on the tubing-casing annulus and the tubing pressure. (D) Test duration. A pressure test shall be conducted for a duration of 30 minutes when the test medium is liquid or for 60 minutes when the test medium is air or gas. (E) Pressure recorder. Except for tests witnessed by a commission representative or wells permitted for injection through casing, a pressure recorder shall be used to monitor and record the tubing-casing annulus pressure during the test. The recorder clock shall not exceed 24 hours. The recorder scale shall be set so that the test pressure is 30 to 70% of full scale, unless otherwise authorized by the commission or its delegate. 5. Test fluid. (A) The tubing-casing annulus fluid used in a pressure test shall be liquid for wells that inject liquid unless the commission or its delegate authorizes use of a different test fluid for good cause. (B) The tubing-casing annulus fluid used in a pressure test shall contain no additives that may affect the sensitivity or otherwise reduce the effectiveness of the test.

95 83 6. Pressure test results. The commission or its delegate will consider, in evaluating the results of a test, the level of pollution risk that loss of well integrity would cause. Factors that may be taken into account in assessing pollution risk include injection pressure, frequency of testing and monitoring, and whether there is sufficient surface casing to cover all zones containing usable-quality water. A pressure test may be rejected by the commission or its delegate after consideration of the following factors: (A) the degree of pressure change during the test, if any; (B) the level of risk to usable-quality water if mechanical integrity of the well is lost; and (C) whether circumstances surrounding the administration of the test make the test inconclusive. 7. Alternative testing methods. As an alternative to the testing required in paragraph (2) of this subsection, the tubingcasing annulus pressure may be monitored and included on the annual monitoring report required by subsection (i) of this section, with the authorization of the commission or its delegate and provided that there is no indication of problems with the well. Wells that are approved for tubing-casing annulus monitoring under this paragraph shall be tested in the manner provided under paragraph (3) of this subsection at least once every ten years after January 1, (A) The commission or its delegate grant an exception for viable alternative tests or surveys or may require alternative tests or surveys as a permit condition. (B) The operator shall notify the appropriate district office at least 48 hours prior to the testing. Testing shall not commence before the end of the 48-hour period unless authorized by the district office. (C) A complete record of all tests shall be filed in duplicate in the district office within 30 days after the testing. (D) In the case of permits issued under this section prior to the effective date of this amendment which require pressure testing more frequently than once every five years, the commission's delegate may, by letter of authorization, reduce the required frequency of pressure tests, provided that such tests are required at least once every three years. The commission shall consider the permit to have been amended to require pressure tests at the frequency specified in the letter of authorization.

96 84 (k) Area Permits. A person may apply for an area permit that authorizes injection into new or converted wells located within the area specified in the area permit. For purposes of this subsection, the term "permit area" shall mean the area covered or proposed to be covered by an area permit. Except as specifically provided in this subsection, the provisions of subsections (a) - (j) of this section shall apply in the case of an area permit and all injection wells converted, completed, operated, or maintained in accordance with that permit. Except as otherwise specified in the area permit, once an area permit has been issued, the operator may apply to operate individual wells within the permit area as injection wells as specified in paragraph (3) of this subsection. 6. An application for an area permit must be accompanied by an application for at least one injection well. The applicant must: (E) identify the maximum number of injection wells that will be operated within the permit area; (F) identify the depth(s) of usable-quality water within the permit area, as determined by the Groundwater Advisory Unit of the Oil and Gas Division; (G) for each existing well in the permit area that may be converted to injection under the area permit, provide a wellbore diagram that specifies the casing and liner sizes and depths, packer setting depth, types and volumes of cement, and the cement tops for the well. A single wellbore diagram may be submitted for multiple wells that have the same configuration, provided that each well with that type of configuration is identified on the wellbore diagram and the diagram identifies the deepest cement top for each string of casing among all the wells covered by that diagram. (H) provide a wellbore diagram(s) showing the type(s) of completion(s) that will be used for injection wells drilled after the date the application for the area permit is filed, including casing and liner sizes and depths and a statement indicating that such wells will be cemented in accordance with the cementing requirements of 3.13 of this title (relating to Casing, Cementing, Drilling, and Completion Requirements) (Statewide Rule 13); (I) identify the type or types of fluids that are proposed to be injected into any well within the permit area; (J) identify the depths from top to bottom of the injection interval throughout the permit area; (K) specify the maximum surface injection pressure for any well in the permit area covered by the area permit;

97 85 (L) specify the maximum amount of fluid that will be injected daily into any individual well within the permit area as well as the maximum cumulative amount of fluid that will be injected daily in the permit area; In lieu of the area-of-review required under subsection (e) of this section and subject to the area-of-review variance provisions of subsection (e) of this section, review the data of public record for wells that penetrate the proposed injection interval within the permit area and the area 1/4 mile beyond the outer boundary of the permit area to determine if all abandoned wells have been plugged in a manner that will prevent the movement of fluids from the injection interval into freshwater strata. The applicant shall identify in the application the wells which appear from the review of such public records to be unplugged or improperly plugged and any other unplugged or improperly plugged wells of which the applicant has knowledge. The applicant shall also identify in the application the date of plugging of each abandoned well within the permit area and the area 1/4 mile beyond the outer boundary of the permit area; and furnish a map showing the location of each existing well that may be converted to injection under the area permit and the location of each well that the operator intends, at the time of application, to drill within the permit area for use for injection. The map shall be keyed to identify the configuration of all such wells as described in subparagraphs (C) and (D) of this paragraph. 7. In lieu of the notice required under subsection (c)(1) of this section, notice of an area permit shall be given by providing a copy of the area permit application to each surface owner of record within the permit area; each commission-designated operator of a well located within one-half mile of the permit area; the county clerk of each county in which all or part of the permit area is located; and the city clerk or other appropriate city official of any incorporated city which is located wholly or partially within the permit area, on or before the date the application is mailed to or filed with the commission. Notice of an application for an area permit shall also be given in accordance with the requirements of subsection (c)(2). If, in connection with a particular application, the commission or its delegate determines that another class of persons, such as adjacent surface owners or an appropriate underground water conservation district, should receive notice of the application, the commission or its delegate may require the applicant to mail or deliver a copy of the application to members of that class. 8. Once an area permit has been issued and except as otherwise provided in the permit, no notice shall be required when an application for an individual injection well permit for any well covered by the area permit is filed.

98 86 9. Prior to commencement of injection operations in any well within the permit area, the operator shall file an application for an individual well permit with the commission in Austin. The individual well permit application shall include the following: (A) the well identification and, for a new well, a location plat; (B) the location of any well drilled within 1/4 mile of the injection well after the date of application for the area permit and the status of any well located within 1/4 mile of the injection well that has been abandoned since the date the area permit was issued, including the plugging date if such well has been plugged; (C) a description of the well configuration, including casing and liner sizes and setting depths, the type and amount of cement used to cement each casing string, depth of cement tops, and tubing and packer setting depths; (D) an application fee in the amount of $100 per well; and (E) any other information required by the area permit. 10. An individual well permit may be issued by the commission or its delegate in writing or, if no objection to the application is made by the commission or its delegate within 20 days of receipt of the application, the individual well permit shall be deemed issued. 11. All individual injection wells covered by an area permit must be permitted in accordance with the requirements of this subsection and converted or completed, operated, maintained, and plugged in accordance with the requirements of this section and the area permit. (l) Gas storage operations. Storage of gas in productive or depleted reservoirs shall be subject to the provisions of 3.96 of this title (relating to Underground Storage of Gas in Productive or Depleted Reservoirs). (m) Plugging. Injection wells shall be plugged upon abandonment in accordance with 3.14 of this title (relating to Plugging).

99 87 (n) Penalties. 1. Violations of this section may subject the operator to penalties and remedies specified in Title 3 of the Natural Resources Code and any other statutes administered by the commission. 2. The certificate of compliance for any oil, gas, or geothermal resource well may be revoked in the manner provided in 3.73 of this title (relating to Pipeline Connection; Cancellation of Certificate of Compliance; Severance) for violation of this section.

100 88 ANEXO III REGLAMENTO DE PROTECCIÓN DE AGUAS DE TEXAS Texas Administrative Code TITLE 16 ECONOMIC REGULATION PART 1 RAILROAD COMMISSION OF TEXAS CHAPTER 3 OIL AND GAS DIVISION RULE 3.8 Water Protection (a) The following words and terms when used in this section shall have the following meanings, unless the context clearly indicates otherwise. 1. Basic sediment pit--pit used in conjunction with a tank battery for storage of basic sediment removed from a production vessel or from the bottom of an oil storage tank. Basic sediment pits were formerly referred to as burn pits. 2. Brine pit--pit used for storage of brine which is used to displace hydrocarbons from an underground hydrocarbon storage facility. 3. Collecting pit--pit used for storage of saltwater or other oil and gas wastes prior to disposal at a disposal well or fluid injection well. In some cases, one pit is both a collecting pit and a skimming pit. 4. Completion/workover pit--pit used for storage or disposal of spent completion fluids, workover fluids and drilling fluid, silt, debris, water, brine, oil scum, paraffin, or other materials which have been cleaned out of the wellbore of a well being completed or worked over. 5. Drilling fluid disposal pit--pit, other than a reserve pit, used for disposal of spent drilling fluid. 6. Drilling fluid storage pit--pit used for storage of drilling fluid which is not currently being used but which will be used in future drilling operations. Drilling fluid storage pits are often centrally located among several leases. 7. Emergency saltwater storage pit--pit used for storage of produced saltwater for limited period of time. Use of the pit is necessitated by a temporary shutdown of disposal well or fluid injection well and/or associated equipment, by temporary overflow of saltwater storage tanks on a producing lease or by a producing well loading up with formation fluids such that the well may die. Emergency saltwater storage pits may sometimes be referred to as emergency pits or blowdown pits.

101 89 8. Flare pit--pit which contains a flare and which is used for temporary storage of liquid hydrocarbons which are sent to the flare during equipment malfunction but which are not burned. A flare pit is used in conjunction with a gasoline plant, natural gas processing plant, pressure maintenance or repressurizing plant, tank battery, or a well. 9. Fresh makeup water pit--pit used in conjunction with a drilling rig for storage of fresh water used to make up drilling fluid or hydraulic fracturing fluid. 10. Gas plant evaporation/retention pit--pit used for storage or disposal of cooling tower blowdown, water condensed from natural gas, and other wastewater generated at gasoline plants, natural gas processing plants, or pressure maintenance or repressurizing plants. 11. Mud circulation pit--pit used in conjunction with drilling rig for storage of drilling fluid currently being used in drilling operations. 12. Reserve pit--pit used in conjunction with drilling rig for collecting spent drilling fluids; cuttings, sands, and silts; and wash water used for cleaning drill pipe and other equipment at the well site. Reserve pits are sometimes referred to as slush pits or mud pits. 13. Saltwater disposal pit--pit used for disposal of produced saltwater. 14. Skimming pit--pit used for skimming oil off saltwater prior to disposal of saltwater at a disposal well or fluid injection well. 15. Washout pit--pit located at a truck yard, tank yard, or disposal facility for storage or disposal of oil and gas waste residue washed out of trucks, mobile tanks, or skidmounted tanks. 16. Water condensate pit--pit used in conjunction with a gas pipeline drip or gas compressor station for storage or disposal of fresh water condensed from natural gas. 17. Generator--Person who generates oil and gas wastes. 18. Carrier--Person who transports oil and gas wastes generated by a generator. A carrier of another person's oil and gas wastes may be a generator of his own oil and gas wastes. 19. Receiver--Person who stores, handles, treats, reclaims, or disposes of oil and gas wastes generated by a generator. A receiver of another person's oil and gas wastes may be a generator of his own oil and gas wastes.

102 Director--Director of the Oil and Gas Division or his staff delegate designated in writing by the director of the Oil and Gas Division or the commission. 21. Person--Natural person, corporation, organization, government or governmental subdivision or agency, business trust, estate, trust, partnership, association, or any other legal entity. 22. Affected person--person who, as a result of the activity sought to be permitted, has suffered or may suffer actual injury or economic damage other than as a member of the general public. 23. To dewater--to remove the free water. 24. To dispose--to engage in any act of disposal subject to regulation by the commission including, but not limited to, conducting, draining, discharging, emitting, throwing, releasing, depositing, burying, landfarming, or allowing to seep, or to cause or allow any such act of disposal. 25. Landfarming--A waste management practice in which oil and gas wastes are mixed with or applied to the land surface in such a manner that the waste will not migrate off the landfarmed area. 26. Oil and gas wastes--materials to be disposed of or reclaimed which have been generated in connection with activities associated with the exploration, development, and production of oil or gas or geothermal resources, as those activities are defined in paragraph (30) of this subsection, and materials to be disposed of or reclaimed which have been generated in connection with activities associated with the solution mining of brine. The term "oil and gas wastes" includes, but is not limited to, saltwater, other mineralized water, sludge, spent drilling fluids, cuttings, waste oil, spent completion fluids, and other liquid, semiliquid, or solid waste material. The term "oil and gas wastes" includes waste generated in connection with activities associated with gasoline plants, natural gas or natural gas liquids processing plants, pressure maintenance plants, or repressurizing plants unless that waste is a hazardous waste as defined by the administrator of the United States Environmental Protection Agency pursuant to the federal Solid Waste Disposal Act, as amended (42 United States Code 6901 et seq.). 27. Oil field fluids--fluids to be used or reused in connection with activities associated with the exploration, development, and production of oil or gas or geothermal resources, fluids to be used or reused in connection with activities associated with the solution mining of brine, and mined brine. The term "oil field fluids" includes, but is not limited to, drilling fluids, completion fluids, surfactants, and chemicals used to detoxify oil and gas wastes.

103 Pollution of surface or subsurface water--the alteration of the physical, thermal, chemical, or biological quality of, or the contamination of, any surface or subsurface water in the state that renders the water harmful, detrimental, or injurious to humans, animal life, vegetation, or property, or to public health, safety, or welfare, or impairs the usefulness or the public enjoyment of the water for any lawful or reasonable purpose. 29. Surface or subsurface water--groundwater, percolating or otherwise, and lakes, bays, ponds, impounding reservoirs, springs, rivers, streams, creeks, estuaries, marshes, inlets, canals, the Gulf of Mexico inside the territorial limits of the state, and all other bodies of surface water, natural or artificial, inland or coastal, fresh or salt, navigable or nonnavigable, and including the beds and banks of all watercourses and bodies of surface water, that are wholly or partially inside or bordering the state or inside the jurisdiction of the state. 30. Activities associated with the exploration, development, and production of oil or gas or geothermal resources--activities associated with: (A) the drilling of exploratory wells, oil wells, gas wells, or geothermal resource wells; (B) the production of oil or gas or geothermal resources, including: (i) activities associated with the drilling of injection water source wells that penetrate the base of usable quality water; (ii) activities associated with the drilling of cathodic protection holes associated with the cathodic protection of wells and pipelines subject to the jurisdiction of the commission to regulate the production of oil or gas or geothermal resources; (iii) activities associated with gasoline plants, natural gas or natural gas liquids processing plants, pressure maintenance plants, or repressurizing plants; (iv) activities associated with any underground natural gas storage facility, provided the terms "natural gas" and "storage facility" shall have the meanings set out in the Texas Natural Resources Code, ; (v) activities associated with any underground hydrocarbon storage facility, provided the terms "hydrocarbons" and "underground hydrocarbon storage facility" shall have the meanings set out in the Texas Natural Resources Code, ; and (vi) activities associated with the storage, handling, reclamation, gathering, transportation, or distribution of oil or gas prior to the refining of such oil or prior to the use of such gas in any manufacturing process or as a residential or industrial fuel;

104 92 (C) the operation, abandonment, and proper plugging of wells subject to the jurisdiction of the commission to regulate the exploration, development, and production of oil or gas or geothermal resources; and (D) the discharge, storage, handling, transportation, reclamation, or disposal of waste or any other substance or material associated with any activity listed in subparagraphs (A) - (C) of this paragraph, except for waste generated in connection with activities associated with gasoline plants, natural gas or natural gas liquids processing plants, pressure maintenance plants, or repressurizing plants if that waste is a hazardous waste as defined by the administrator of the United States Environmental Protection Agency pursuant to the federal Solid Waste Disposal Act, as amended (42 United States Code 6901, et seq.). 31. Mined brine--brine produced from a brine mining injection well by solution of subsurface salt formations. The term "mined brine" does not include saltwater produced incidentally to the exploration, development, and production of oil or gas or geothermal resources. 32. Brine mining pit--pit, other than a fresh mining water pit, used in connection with activities associated with the solution mining of brine. Most brine mining pits are used to store mined brine. 33. Fresh mining water pit--pit used in conjunction with a brine mining injection well for storage of water used for solution mining of brine. 34. Inert wastes--nonreactive, nontoxic, and essentially insoluble oil and gas wastes, including, but not limited to, concrete, glass, wood, metal, wire, plastic, fiberglass, and trash. 35. Coastal zone--the area within the boundary established in Title 31, Texas Administrative Code, (Coastal Management Program Boundary). 36. Coastal management program (CMP) rules--the enforceable rules of the Texas Coastal Management Program codified at Title 31, Texas Administrative Code, Chapters 501, 505, and Coastal natural resource area (CNRA)--One of the following areas defined in Texas Natural Resources Code, : coastal barriers, coastal historic areas, coastal preserves, coastal shore areas, coastal wetlands, critical dune areas, critical erosion areas, gulf beaches, hard substrate reefs, oyster reefs, submerged land, special hazard areas, submerged aquatic vegetation, tidal sand or mud flats, water in the open Gulf of Mexico, and water under tidal influence.

105 Coastal waters--waters under tidal influence and waters of the open Gulf of Mexico. 39. Critical area--a coastal wetland, an oyster reef, a hard substrate reef, submerged aquatic vegetation, or a tidal sand or mud flat as defined in Texas Natural Resources Code, Practicable--Available and capable of being done after taking into consideration existing technology, cost, and logistics in light of the overall purpose of the activity. 41. Non-commercial fluid recycling--the recycling of fluid produced from an oil or gas well, including produced formation fluid, workover fluid, and completion fluid, including fluids produced from the hydraulic fracturing process on an existing commission-designated lease or drilling unit associated with a commission-issued drilling permit or upon land leased or owned by the operator for the purposes of operation of a non-commercial disposal well operated pursuant to a permit issued under 3.9 of this title (relating to Disposal Wells) or a non-commercial injection well operated pursuant to a permit issued under 3.46 of this title (relating to Fluid Injection into Productive Reservoirs), where the operator of the lease, or drilling unit, or non-commercial disposal or injection well treats or contracts with a person for the treatment of the fluid, and may accept such fluid from other leases and or operators. 42. Non-commercial fluid recycling pit--pit used in conjunction with one or more oil or gas leases or units that is constructed, maintained, and operated by the operator of record of the lease or unit and is located on an existing commission-designated lease or drilling unit associated with a commission-issued drilling permit, or upon land leased or owned by the operator for the purposes of operation of a non-commercial disposal well operated pursuant to a permit issued under 3.9 of this title or a noncommercial injection well operated pursuant to a permit issued under 3.46 of this title, for the storage of fluid for the purpose of non-commercial fluid recycling or for the storage of treated fluid. 43. Recycle--To process and/or use or re-use oil and gas wastes as a product for which there is a legitimate commercial use and the actual use of the recyclable product. 'Recycle,' as defined in this subsection, does not include injection pursuant to a permit issued under 3.46 of this title. 44. Treated fluid-fluid that has been treated using water treatment technologies to remove impurities such that the treated fluid can be reused or recycled. Treated fluid is not a waste but may become a waste if it is abandoned or disposed of rather than reused or recycled. 45. Recyclable product--a reusable material as defined in 4.204(12) of this title (relating to Definitions).

106 year flood plain--an area that is inundated by a 100-year flood, which is a flood that has a one percent or greater chance of occurring in any given year, as determined from maps or other data from the Federal Emergency Management Administration (FEMA), or, if not mapped by FEMA, from the United States Department of Agriculture soil maps. 47. Distilled water--water that has been purified by being heated to a vapor form and then condensed into another container as liquid water that is essentially free of all solutes. (b) No pollution. No person conducting activities subject to regulation by the commission may cause or allow pollution of surface or subsurface water in the state. (c) Exploratory wells. Any oil, gas, or geothermal resource well or well drilled for exploratory purposes shall be governed by the provisions of statewide or field rules which are applicable and pertain to the drilling, safety, casing, production, abandoning, and plugging of wells. (d) Pollution control. 48. Prohibited disposal methods. Except for those disposal methods authorized for certain wastes by paragraph (3) of this subsection, subsection (e) of this section, or 3.98 of this title (relating to Standards for Management of Hazardous Oil and Gas Waste), or disposal methods required to be permitted pursuant to 3.9 of this title (relating to Disposal Wells) (Rule 9) or 3.46 of this title (relating to Fluid Injection into Productive Reservoirs) (Rule 46), no person may dispose of any oil and gas wastes by any method without obtaining a permit to dispose of such wastes. The disposal methods prohibited by this paragraph include, but are not limited to, the unpermitted discharge of oil field brines, geothermal resource waters, or other mineralized waters, or drilling fluids into any watercourse or drainageway, including any drainage ditch, dry creek, flowing creek, river, or any other body of surface water. 49. Prohibited pits. No person may maintain or use any pit for storage of oil or oil products. Except as authorized by this subsection, no person may maintain or use any pit for storage of oil field fluids, or for storage or disposal of oil and gas wastes, without obtaining a permit to maintain or use the pit. A person is not required to have a permit to use a pit if a receiver has such a permit, if the person complies with the terms of such permit while using the pit, and if the person has permission of the receiver to use the pit. The pits required by this paragraph to be permitted include, but are not limited to, the following types of pits: saltwater disposal pits; emergency saltwater storage pits; collecting pits; skimming pits; brine pits; brine mining pits; drilling fluid storage pits (other than mud circulation pits); drilling fluid disposal pits (other than reserve pits or slush pits); washout pits; and gas plant

107 95 evaporation/retention pits. If a person maintains or uses a pit for storage of oil field fluids, or for storage or disposal of oil and gas wastes, and the use or maintenance of the pit is neither authorized by this subsection nor permitted, then the person maintaining or using the pit shall backfill and compact the pit in the time and manner required by the director. Prior to backfilling the pit, the person maintaining or using the pit shall, in a permitted manner or in a manner authorized by paragraph (3) of this subsection, dispose of all oil and gas wastes which are in the pit. (e) Authorized disposal methods. 1. Fresh water condensate. A person may, without a permit, dispose of fresh water which has been condensed from natural gas and collected at gas pipeline drips or gas compressor stations, provided the disposal is by a method other than disposal into surface water of the state. 2. Inert wastes. A person may, without a permit, dispose of inert and essentially insoluble oil and gas wastes including, but not limited to, concrete, glass, wood, and wire, provided the disposal is by a method other than disposal into surface water of the state. 3. Low chloride drilling fluid. A person may, without a permit, dispose of the following oil and gas wastes by landfarming, provided the wastes are disposed of on the same lease where they are generated, and provided the person has the written permission of the surface owner of the tract where landfarming will occur: water base drilling fluids with a chloride concentration of 3,000 milligrams per liter (mg/liter) or less; drill cuttings, sands, and silts obtained while using water base drilling fluids with a chloride concentration of 3,000 mg/liter or less; and wash water used for cleaning drill pipe and other equipment at the well site. 4. Other drilling fluid. A person may, without a permit, dispose of the following oil and gas wastes by burial, provided the wastes are disposed of at the same well site where they are generated: water base drilling fluid which had a chloride concentration in excess of 3,000 mg/liter but which have been dewatered; drill cuttings, sands, and silts obtained while using oil base drilling fluids or water base drilling fluids with a chloride concentration in excess of 3,000 mg/liter; and those drilling fluids and wastes allowed to be landfarmed without a permit. 5. Completion/workover pit wastes. A person may, without a permit, dispose of the following oil and gas wastes by burial in a completion/workover pit, provided the wastes have been dewatered, and provided the wastes are disposed of at the same well site where they are generated: spent completion fluids, workover fluids, and the materials cleaned out of the wellbore of a well being completed or worked over. 6. Contents of non-commercial fluid recycling pit. A person may, without a permit,

108 96 dispose of the solids from a non-commercial fluid recycling pit by burial in the pit, provided the pit has been dewatered. 7. Effect on backfilling. A person's choice to dispose of a waste by methods authorized by this paragraph shall not extend the time allowed for backfilling any reserve pit, mud circulation pit, or completion/workover pit whose use or maintenance is authorized by paragraph (4) of this subsection. 8. Authorized pits. A person may, without a permit, maintain or use reserve pits, mud circulation pits, completion/workover pits, basic sediment pits, flare pits, fresh makeup water pits, fresh mining water pits, non-commercial fluid recycling pits, and water condensate pits on the following conditions. 9. Reserve pits and mud circulation pits. A person shall not deposit or cause to be deposited into a reserve pit or mud circulation pit any oil field fluids or oil and gas wastes, other than the following: (A) drilling fluids, whether fresh water base, saltwater base, or oil base; (B) drill cuttings, sands, and silts separated from the circulating drilling fluids; (C) wash water used for cleaning drill pipe and other equipment at the well site; (D) drill stem test fluids; and (E) blowout preventer test fluids. (A) Completion/workover pits. A person shall not deposit or cause to be deposited into a completion/workover pit any oil field fluids or oil and gas wastes other than spent completion fluids, workover fluid, and the materials cleaned out of the wellbore of a well being completed or worked over. 10. Basic sediment pits. A person shall not deposit or cause to be deposited into a basic sediment pit any oil field fluids or oil and gas wastes other than basic sediment removed from a production vessel or from the bottom of an oil storage tank. Although a person may store basic sediment in a basic sediment pit, a person may not deposit oil or free saltwater in the pit. The total capacity of a basic sediment pit shall not exceed a capacity of 50 barrels. The area covered by a basic sediment pit shall not exceed 250 square feet. 11. Flare pits. A person shall not deposit or cause to be deposited into a flare pit any oil field fluids or oil and gas wastes other than the hydrocarbons designed to go to the flare during upset conditions at the well, tank battery, or gas plant where the pit is located. A person shall not store liquid hydrocarbons in a flare pit for more than 48 hours at a time.

109 Fresh makeup water pits and fresh mining water pits. A person shall not deposit or cause to be deposited into a fresh makeup water pit any oil and gas wastes or any oil field fluids other than fresh water used to make up drilling fluid or hydraulic fracturing fluid. A person shall not deposit or cause to be deposited into a fresh mining water pit any oil and gas wastes or any oil field fluids other than water used for solution mining of brine. 13. Water condensate pits. A person shall not deposit or cause to be deposited into a water condensate pit any oil field fluids or oil and gas wastes other than fresh water condensed from natural gas and collected at gas pipeline drips or gas compressor stations. 14. Non-commercial fluid recycling pits. (A) A person shall not deposit or cause to be deposited into a non-commercial fluid recycling pit any oil field fluids or oil and gas wastes other than those fluids described in subsection (a)(42) of this section. (B) All pits shall be sufficiently large to ensure adequate storage capacity and freeboard taking into account anticipated precipitation. (C) All pits shall be designed to prevent stormwater runoff from entering the pit. If a pit is constructed with a dike or berm, the height, slope, and construction material of such dike or berm shall be such that it is structurally sound and does not allow seepage. (D) A freeboard of at least two feet shall be maintained at all times. (E) All pits shall be lined. The liner shall be designed, constructed, and installed to prevent any migration of materials from the pit into adjacent subsurface soils, ground water, or surface water at any time during the life of the pit. The liner shall be installed according to standard industry practices, shall be constructed of materials that have sufficient chemical and physical properties, including thickness, to prevent failure during the expected life of the pit. All liners shall have a hydraulic conductivity that is 1.0 x 10-7 cm/sec or less. A liner may be constructed of either natural or synthetic materials. (F) Procedures shall be in place to routinely monitor the integrity of the liner of pit. If liner failure is discovered at any time, the pit shall be emptied and the liner repaired prior to placing the pit back in service. Acceptable monitoring procedures include an annual visual inspection of the pit liner or the installation of a double liner and leak detection system. Alternative monitoring procedures may be approved by the director if the operator demonstrates that the alternative is at least equivalent in the protection of surface and subsurface water as the provisions of this section.

110 98 (G) The liner of a pit with a single liner shall be inspected annually to ensure that the liner has not failed. This inspection shall be completed by emptying the pit and visually inspecting the liner. If the operator does not propose to empty the pit and inspect the pit liner on at least an annual basis, the operator shall install a double liner and leak detection system. A leak detection system shall be installed between a primary and secondary liner. The leak detection system must be monitored on a monthly basis to determine if the primary liner has failed. The primary liner has failed if the volume of water passing through the primary liner exceeds the action leakage rate, as calculated using accepted procedures, or 1,000 gallons per acre per day, whichever is larger. (H) The operator of the pit shall keep records to demonstrate compliance with the pit liner integrity requirements and shall make the records available to commission personnel upon request. (I) The operator of the pit shall provide written notification to the district director prior to construction of the pit, or prior to the use of an existing pit as a non-commercial fluid recycling pit. Such notification shall include: (i) the location of the pit including the lease name and number or drilling permit number and the latitude and longitude; (ii) the dimensions and maximum capacity of the pit; and (iii) a signed statement that the operator has written permission from the surface owner of the tract upon which the pit is located for construction and use of the pit for such purpose. (iv) equipment, machinery, waste, or other materials that could reasonably be expected to puncture, tear, or otherwise compromise the integrity of the liner shall not be used or placed in lined pits. (J) The pit shall be inspected periodically by the operator for compliance with the applicable provisions of this section. (f) Backfill requirements. 1. A person who maintains or uses a reserve pit, mud circulation pit, fresh makeup water pit, fresh mining water pit, completion/workover pit, basic sediment pit, flare pit, non-commercial fluid recycling pit, or water condensate pit shall dewater, backfill, and compact the pit according to the following schedule. 2. Reserve pits and mud circulation pits which contain fluids with a chloride concentration of 6,100 mg/liter or less and fresh makeup water pits shall be dewatered, backfilled, and compacted within one year of cessation of drilling operations. 3. Reserve pits and mud circulation pits which contain fluids with a chloride

111 99 concentration in excess of 6,100 mg/liter shall be dewatered within 30 days and backfilled and compacted within one year of cessation of drilling operations. 4. All completion/workover pits used when completing a well shall be dewatered within 30 days and backfilled and compacted within 120 days of well completion. All completion/workover pits used when working over a well shall be dewatered within 30 days and backfilled and compacted within 120 days of completion of workover operations. 5. Basic sediment pits, flare pits, fresh mining water pits, non-commercial fluid recycling pits, and water condensate pits shall be dewatered, backfilled, and compacted within 120 days of final cessation of use of the pits. 6. If a person constructs a sectioned reserve pit, each section of the pit shall be considered a separate pit for determining when a particular section should be dewatered. 7. A person who maintains or uses a reserve pit, mud circulation pit, fresh makeup water pit, non-commercial fluid recycling pit, or completion/workover pit shall remain responsible for dewatering, backfilling, and compacting the pit within the time prescribed by clause (i) of this subparagraph, even if the time allowed for backfilling the pit extends beyond the expiration date or transfer date of the lease covering the land where the pit is located. 8. The director may require that a person who uses or maintains a reserve pit, mud circulation pit, fresh makeup water pit, fresh mining water pit, completion/workover pit, basic sediment pit, flare pit, non-commercial fluid recycling pit, or water condensate pit backfill the pit sooner than the time prescribed by clause (i) of this subparagraph if the director determines that oil and gas wastes or oil field fluids are likely to escape from the pit or that the pit is being used for improper storage or disposal of oil and gas wastes or oil field fluids. 9. Prior to backfilling any reserve pit, mud circulation pit, completion/workover pit, basic sediment pit, flare pit, non-commercial fluid recycling pit, or water condensate pit whose use or maintenance is authorized by this paragraph, the person maintaining or using the pit shall, in a permitted manner or in a manner authorized by paragraph (3) of this subsection, dispose of all oil and gas wastes which are in the pit. 10. Unless otherwise approved by the district director after a showing that the fluids will be confined in the pit at all times, all authorized pits shall be constructed, used, operated, and maintained at all times outside of a 100-year flood plain as that term is defined in subsection (a) of this section. The operator may request a hearing if the district director denies approval of the request to construct a pit within a 100-year

112 100 flood plain. 11. In the event of an unauthorized discharge from any pit authorized by this paragraph, the operator shall take any measures necessary to stop or control the discharge and report the discharge to the district office as soon as possible. (g) Responsibility for disposal. 1. Permit required. (A) No generator or receiver may knowingly utilize the services of a carrier to transport oil and gas wastes if the carrier is required by this rule to have a permit to transport such wastes but does not have such a permit. No carrier may knowingly utilize the services of a second carrier to transport oil and gas wastes if the second carrier is required by this rule to have a permit to transport such wastes but does not have such a permit. (B) No generator or carrier may knowingly utilize the services of a receiver to store, handle, treat, reclaim, or dispose of oil and gas wastes if the receiver is required by statute or commission rule to have a permit to store, handle, treat, reclaim, or dispose of such wastes but does not have such a permit. (C) No receiver may knowingly utilize the services of a second receiver to store, handle, treat, reclaim, or dispose of oil and gas wastes if the second receiver is required by statute or commission rule to have a permit to store, handle, treat, reclaim, or dispose of such wastes but does not have such a permit. (D) Any person who plans to utilize the services of a carrier or receiver is under a duty to determine that the carrier or receiver has all permits required by the Oil and Gas Division to transport, store, handle, treat, reclaim, or dispose of oil and gas wastes. 2. Improper disposal prohibited. (h) Permits. (A) No generator, carrier, receiver, or any other person may improperly dispose of oil and gas wastes or cause or allow the improper disposal of oil and gas wastes. A generator causes or allows the improper disposal of oil and gas wastes if: (i) The generator utilizes the services of a carrier or receiver who improperly disposes of the wastes; and (ii) the generator knew or reasonably should have known that the carrier or receiver was likely to improperly dispose of the wastes and failed to take reasonable steps to prevent the improper disposal.

113 Standards for permit issuance. (A) A permit to maintain or use a pit for storage of oil field fluids or oil and gas wastes may only be issued if the commission determines that the maintenance or use of such pit will not result in the waste of oil, gas, or geothermal resources or the pollution of surface or subsurface waters. (B) A permit to dispose of oil and gas wastes by any method, including disposal into a pit, may only be issued if the commission determines that the disposal will not result in the waste of oil, gas, or geothermal resources or the pollution of surface or subsurface water. (C) A permit to maintain or use any unlined brine mining pit or any unlined pit, other than an emergency saltwater storage pit, for storage or disposal of oil field brines, geothermal resource waters, or other mineralized waters may only be issued if the commission determines that the applicant has conclusively shown that use of the pit cannot cause pollution of surrounding productive agricultural land nor pollution of surface or subsurface water, either because there is no surface or subsurface water in the area of the pit, or because the surface or subsurface water in the area of the pit would be physically isolated by naturally occurring impervious barriers from any oil and gas wastes which might escape or migrate from the pit. Permits issued pursuant to this paragraph will contain conditions reasonably necessary to prevent the waste of oil, gas, or geothermal resources and the pollution of surface and subsurface waters. (D) A permit to maintain or use a pit will state the conditions under which the pit may be operated, including the conditions under which the permittee shall be required to dewater, backfill, and compact the pit. Any permits issued pursuant to this paragraph may contain requirements concerning the design and construction of pits and disposal facilities, including requirements relating to pit construction materials, dike design, liner material, liner thickness, procedures for installing liners, schedules for inspecting and/or replacing liners, overflow warning devices, leak detection devices, and fences. However, a permit to maintain or use any lined brine mining pit or any lined pit for storage or disposal of oil field brines, geothermal resource waters, or other mineralized waters will contain requirements relating to liner material, liner thickness, procedures for installing liners, and schedules for inspecting and/or replacing liners.

114 Application. (A) An application for a permit to maintain or use a pit or to dispose of oil and gas wastes shall be filed with the commission in Austin. The applicant shall mail or deliver a copy of the application to the appropriate district office on the same day the original application is mailed or delivered to the commission in Austin. (B) A permit application shall be considered filed with the commission on the date it is received by the commission in Austin. When a commissionprescribed application form exists, an applicant shall make application on the prescribed form according to the instructions on such form. The director may require the applicant to provide the commission with engineering, geological, or other information which the director deems necessary to show that issuance of the permit will not result in the waste of oil, gas, or geothermal resources or the pollution of surface or subsurface water. 3. Notice. (A) The applicant shall give notice of the permit application to the surface owners of the tract upon which the pit will be located or upon which the disposal will take place. (B) When the tract upon which the pit will be located or upon which the disposal will take place lies within the corporate limits of an incorporated city, town, or village, the applicant shall also give notice to the city clerk or other appropriate official. (C) Where disposal is to be by discharge into a watercourse other than the Gulf of Mexico or a bay, the applicant shall also give notice to the surface owners of each waterfront tract between the discharge point and 1/2 mile downstream of the discharge point except for those waterfront tracts within the corporate limits of an incorporated city, town, or village. (D) When one or more waterfront tracts within 1/2 mile of the discharge point lie within the corporate limits of an incorporated city, town, or village, the applicant shall give notice to the city clerk or other appropriate official. (E) Notice of the permit application shall consist of a copy of the application together with a statement that any protest to the application should be filed with the commission within 15 days of the date the application is filed with the commission.

115 103 (F) The applicant shall mail or deliver the required notice to the surface owners and the city clerk or other appropriate official on or before the date the application is mailed or delivered to the commission in Austin. If, in connection with a particular application, the director determines that another class of persons, such as offset operators, adjacent surface owners, or an appropriate river authority, should receive notice of the application, the director may require the applicant to mail or deliver notice to members of that class. If the director determines that, after diligent efforts, the applicant has been unable to ascertain the name and address of one or more persons required by this subparagraph to be notified, then the director may authorize the applicant to notify such persons by publishing notice of the application. (G) The director shall determine the form of the notice to be published. (H) The notice shall be published once each week for two consecutive weeks by the applicant in a newspaper of general circulation in the county where the pit will be located or the disposal will take place. (I) The applicant shall file proof of publication with the commission in Austin. (J) The director will consider the applicant to have made diligent efforts to ascertain the names and addresses of surface owners required by this subparagraph to be notified if the applicant has examined the current county tax rolls and investigated other reliable and readily available sources of information. (i) Protests and hearings. 1. If a protest from an affected person is made to the commission within 15 days of the date the application is filed, then a hearing shall be held on the application after the applicant requests a hearing. 2. If the director has reason to believe that a person entitled to notice of an application has not received such notice within 15 days of the date an application is filed with the commission, then the director shall not take action on the application until reasonable efforts have been made to give such person notice of the application and an opportunity to file a protest to the application. 3. If the director determines that a hearing is in the public interest, a hearing shall be held. A hearing on an application shall be held after the commission provides notice of hearing to all affected persons, or other persons or governmental entities who express an interest in the application in writing. 4. If no protest from an affected person is received by the commission, the director

116 104 may administratively approve the application. If the director denies administrative approval, the applicant shall have a right to a hearing upon request. 5. After hearing, the hearings examiner shall recommend a final action by the commission. (j) Modification, suspension, and termination. 1. A permit granted pursuant to this subsection, may be modified, suspended, or terminated by the commission for good cause after notice and opportunity for hearing. A finding of any of the following facts shall constitute good cause: (A) pollution of surface or subsurface water is occurring or is likely to occur as a result of the permitted operations; (B) waste of oil, gas, or geothermal resources is occurring or is likely to occur as a result of the permitted operations; (C) the permittee has violated the terms and conditions of the permit or commission rules; (D) the permittee misrepresented any material fact during the permit issuance process; (E) the permittee failed to give the notice required by the commission during the permit issuance process; (F) a material change of conditions has occurred in the permitted operations, or the information provided in the application has changed materially. (k) Emergency permits. 1. If the director determines that expeditious issuance of the permit will prevent or is likely to prevent the waste of oil, gas, or geothermal resources or the pollution of surface or subsurface water, the director may issue an emergency permit. 2. An application for an emergency permit to use or maintain a pit or to dispose of oil and gas wastes shall be filed with the commission in the appropriate district office. Notice of the application is not required. 3. If warranted by the nature of the emergency, the director may issue an emergency permit based upon a verbal application, or the director may verbally authorize an activity before issuing a written permit authorizing that activity. 4. An emergency permit is valid for up to 30 days, but may be modified, suspended, or

117 105 terminated by the director at any time for good cause without notice and opportunity for hearing. Except when the provisions of this subparagraph are to the contrary, the issuance, denial, modification, suspension, or termination of an emergency permit shall be governed by the provisions of subparagraphs (A) - (E) of this paragraph. (l) Minor permits. 1. If the director determines that an application is for a permit to store only a minor amount of oil field fluids or to store or dispose of only a minor amount of oil and gas waste, the director may issue a minor permit provided the permit does not authorize an activity which results in waste of oil, gas, or geothermal resources or pollution of surface or subsurface water. 2. An application for a minor permit shall be filed with the commission in the appropriate district office. Notice of the application shall be given as required by the director. The director may determine that notice of the application is not required. 3. A minor permit is valid for 60 days, but a minor permit which is issued without notice of the application may be modified, suspended, or terminated by the director at any time for good cause without notice and opportunity for hearing. Except when the provisions of this subparagraph are to the contrary, the issuance, denial, modification, suspension, or termination of a minor permit shall be governed by the provisions of subparagraphs (A) - (E) of this paragraph. (m) Recycling. 1. Prohibited recycling. Except for those recycling methods authorized for certain wastes by subparagraph (B) of this paragraph, no person may recycle any oil and gas wastes by any method without obtaining a permit. 2. Authorized recycling. No permit is required if treated fluid is recycled for use as makeup water for a hydraulic fracturing fluid treatment(s), or as another type of oilfield fluid to be used in the wellbore of an oil, gas, geothermal, or service well. Treated fluid may be reused in any other manner, other than discharge to waters of the state, without a permit from the Commission, provided the reuse occurs pursuant to a permit issued by another state or federal agency. If treatment of the fluid results in distilled water, no permit is required to use the resulting distilled water in any manner other than discharge to waters of the state.

118 106 Fluid that meets the requirements of clause (i), (ii), or (iii) of this subparagraph is a recyclable product. 3. Permitted recycling. (n) Used oil. Treated fluid may be reused in any manner, other than the manner authorized by subparagraph (B) of this paragraph, pursuant to a permit issued by the director on a case-by-case basis, taking into account the source of the fluids, the anticipated constituents of concern, the volume of fluids, the location, and the proposed reuse of the treated fluids. Fluid that meets the requirements of a permit issued under this clause is a recyclable product. All commercial recycling requires the commercial recycler of the oil and gas waste to obtain a permit in accordance with Chapter 4, Subchapter B of this title (relating to Commercial Recycling). Used oil as defined in 3.98 of this title, shall be managed in accordance with the provisions of 40 CFR, Part 279. (o) Pollution prevention (reference Order Number 20-59,200, effective May 1, 1969). 1. The operator shall not pollute the waters of the Texas offshore and adjacent estuarine zones (saltwater bearing bays, inlets, and estuaries) or damage the aquatic life therein. 2. All oil, gas, and geothermal resource well drilling and producing operations shall be conducted in such a manner to preclude the pollution of the waters of the Texas offshore and adjacent estuarine zones. Particularly, the following procedures shall be utilized to prevent pollution. 3. The disposal of liquid waste material into the Texas offshore and adjacent estuarine zones shall be limited to saltwater and other materials which have been treated, when necessary, for the removal of constituents which may be harmful to aquatic life or injurious to life or property. 4. No oil or other hydrocarbons in any form or combination with other materials or constituent shall be disposed of into the Texas offshore and adjacent estuarine zones.

119 All deck areas on drilling platforms, barges, workover unit, and associated equipment both floating and stationary subject to contamination shall be either curbed and connected by drain to a collecting tank, sump, or enclosed drilling slot in which the containment will be treated and disposed of without causing hazard or pollution; or else drip pans, or their equivalent, shall be placed under any equipment which might reasonably be considered a source from which pollutants may escape into surrounding water. These drip pans must be piped to collecting tanks, sumps, or enclosed drilling slots to prevent overflow or prevent pollution of the surrounding water. 6. Solid combustible waste may be burned and the ashes may be disposed of into Texas offshore and adjacent estuarine zones. Solid wastes such as cans, bottles, or any form of trash must be transported to shore in appropriate containers. Edible garbage, which may be consumed by aquatic life without harm, may be disposed of into Texas offshore and adjacent estuarine zones. 7. Drilling muds which contain oil shall be transported to shore or a designated area for disposal. Only oil-free cutting and fluids from mud systems may be disposed of into Texas offshore and adjacent estuarine zones at or near the surface. 8. Fluids produced from offshore wells shall be mechanically contained in adequately pressure-controlled piping or vessels from producing well to disposition point. Oil and water separation facilities at offshore and onshore locations shall contain safeguards to prevent emission of pollutants to the Texas offshore and adjacent estuarine zones prior to proper treatment. 9. All deck areas on producing platforms subject to contamination shall be either curbed and connected by drain to a collecting tank or sump in which the containment will be treated and disposed of without causing hazard or pollution, or else drip pans, or their equivalent, shall be placed under any equipment which might reasonably be considered a source from which pollutants may escape into surrounding water. These drip pans must be piped to collecting tanks or sumps designed to accommodate all reasonably expected drainage. Satisfactory means must be provided to empty the sumps to prevent overflow. 10. Any person observing water pollution shall report such sighting, noting size, material, location, and current conditions to the ranking operating personnel. Immediate action or notification shall be made to eliminate further pollution. The operator shall then transmit the report to the appropriate commission district office. 11. Immediate corrective action shall be taken in all cases where pollution has occurred.

120 108 An operator responsible for the pollution shall remove immediately such oil, oil field waste, or other pollution materials from the waters and the shoreline where it is found. Such removal operations will be at the expense of the responsible operator. 12. The commission may suspend producing and/or drilling operations from any facility when it appears that the provisions of this rule are being violated. 13. (Reference Order Number 20-60,214, effective October 1, 1970.) The foregoing provisions of Rule 8(D) shall also be required and enforced as to all oil, gas, or geothermal resource operations conducted on the inland and fresh waters of the State of Texas, such as lakes, rivers, and streams. (p) Oil and gas waste haulers. 1. A person who transports oil and gas waste for hire by any method other than by pipeline shall not haul or dispose of oil and gas waste off a lease, unit, or other oil or gas property where it is generated unless such transporter has qualified for and been issued an oil and gas waste hauler permit by the commission. 2. Hauling of inert waste, asbestos-containing material regulated under the Clean Air Act (42 USC 7401 et seq), polychlorinated biphenyl (PCB) waste regulated under the Toxic Substances Control Act (15 USCA 2601 et seq), or hazardous oil and gas waste subject to regulation under 3.98 of this title is excluded from this subsection. This subsection is not applicable to the non-commercial hauling of oil and gas wastes for non-commercial recycling. For purposes of this subsection, injection of salt water or other oil and gas waste into an oil and gas reservoir for purposes of enhanced recovery does not qualify as recycling. 3. Application for an oil and gas waste hauler permit will be made on the commissionprescribed form, and in accordance with the instructions thereon, and must be accompanied by: (A) the permit application fee required by 3.78 of this title (relating to Fees and Financial Security Requirements) (Statewide Rule 78); (B) vehicle identification information to support commission issuance of an approved vehicle list; (C) an affidavit from the operator of each commission-permitted disposal system the hauler intends to use stating that the hauler has permission to use the system; and (D) a certification by the hauler that the vehicles listed on the application are designed so that they will not leak during transportation. The certification shall include a statement that vehicles used to haul non-solid oil and gas waste shall be designed to transport non-solid oil and gas wastes, and shall

121 109 be operated and maintained to prevent the escape of oil and gas waste. 4. An oil and gas waste hauler permit may be issued for a term not to exceed one year, subject to renewal by the filing of an application for permit renewal and the required application fee for the next permit period. The term of an oil and gas waste hauler permit will be established in accordance with a schedule prescribed by the director to allow for the orderly and timely renewal of oil and gas waste hauler permits on a staggered basis. Each oil and gas waste hauler shall operate in strict compliance with the instructions and conditions stated on the permit which provide: (A) This permit, unless suspended or revoked for cause shown, shall remain valid until the expiration date specified in this permit. (B) Each vehicle used by a permittee shall be marked on both sides and the rear with the permittee's name and permit number in characters not less than three inches high. (For the purposes of this permit, "vehicle" means any truck tank, trailer tank, tank car, vacuum truck, dump truck, garbage truck, or other container in which oil and gas waste will be hauled by the permittee.) (C) Each vehicle must carry a copy of the permit including those parts of the commission-issued attachments listing approved vehicles and commissionpermitted disposal systems that are relevant to that vehicle's activities. This permit authority is limited to those vehicles shown on the commission-issued list of approved vehicles. (D) This permit is issued pursuant to the information furnished on the application form, and any change in conditions must be reported to the commission on an amended application form. The permit authority will be revised as required by the amended application. 5. This permit authority is limited to hauling, handling, and disposal of oil and gas waste. 6. This permit authorizes the permittee to use commission-permitted disposal systems for which the permittee has submitted affidavits from the disposal system operators stating that the permittee has permission to use the systems. These disposal systems are listed as an attachment to the permit. 7. This permit also authorizes the permittee to use a disposal system operated under authority of a minor permit issued by the commission without submitting an affidavit from the disposal system operator. In addition, this permit authorizes the permittee to transport hazardous oil and gas waste to any facility inaccordance with the provisions of 3.98 of this title, provided the shipment is accompanied by a manifest. Finally, this permit authorizes the transportation of oil and gas waste to a disposal facility permitted by another agency or another state provided the commission has granted separate authorization for the disposal.

122 The permittee must file an application for a renewal permit, using the permittee's assigned permit number, before the expiration date specified in this permit. 9. The permittee must compile and keep current a list of all persons by whom the permittee is hired to haul and dispose of oil and gas waste, and furnish such list to the commission upon request. 10. Each vehicle must be operated and maintained in such a manner as to prevent spillage, leakage, or other escape of oil and gas waste during transportation. Vehicles used to haul non-solid oil and gas waste shall be designed to transport nonsolid oil and gas wastes, and shall be operated and maintained to prevent the escape of oil and gas waste. 11. Each vehicle must be made available for inspection upon request by commission personnel. 12. A record shall be kept by each oil and gas waste hauler showing daily oil and gas waste hauling operations under the permitted authority. Such daily record shall be dated and signed by the vehicle driver and shall show the following information: (A) identity of the property from which the oil and gas waste is hauled; (B) identity of the disposal system or commercial recycling facility to which the oil and gas waste is delivered; (C) the type and volume of oil and gas waste received by the hauler at the property where it was generated; and (D) the type and volume of oil and gas waste transported and delivered by the hauler to the disposal system or commercial recycling facility. 13. Such record shall be kept open for the inspection of the commission or its representatives. 14. Such record shall be kept on file for a period of three years from the date of operation and recordation. (q) Recordkeeping. 1. Oil and gas waste.

123 111 When oil and gas waste is hauled by vehicle from the lease, unit, or other oil or gas property where it is generated to an off-lease disposal or recycling facility, the person generating the oil and gas waste shall keep, for a period of three years from the date of generation, the following records: (A) identity of the property from which the oil and gas waste is hauled; (B) identity of the disposal system or recycling facility to which the oil and gas waste is delivered; (C) name and address of the hauler, and permit number (WHP number) if applicable; and (D) type and volume of oil and gas waste transported each day to disposal or recycling. 2. Retention of run tickets. A person may comply with the requirements of paragraph (1) of this subsection by retaining run tickets or other billing information created by the oil and gas waste hauler, provided the run tickets or other billing information contain all the information required by paragraph (1) of this subsection. 3. Examination and reporting. (r) Penalties. The person keeping any records required by this subsection shall make the records available for examination and copying by members and employees of the commission during reasonable working hours. Upon request of the commission, the person keeping the records shall file such records with the commission. Violations of this section may subject a person to penalties and remedies specified in the Texas Natural Resources Code, Title 3, and any other statutes administered by the commission. The certificate of compliance for any oil, gas, or geothermal resource well may be revoked in the manner provided in 3.73 of this title (relating to Pipeline Connection; Cancellation of Certificate of Compliance; Severance) (Rule 73) or violation of this section. (s) Coordination between the Railroad Commission of Texas and the Texas Commission on Environmental Quality or its successor agencies. The Railroad Commission and the Texas Commission on Environmental Quality both have adopted by rule a memorandum of understanding regarding the division of jurisdiction

124 112 between the agencies over wastes that result from, or are related to, activities associated with the exploration, development, and production of oil, gas, or geothermal resources, and the refining of oil. The memorandum of understanding is adopted in 3.30 of this title (relating to Memorandum of Understanding between the Railroad Commission of Texas (RRC) and the Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ)). (t) Consistency with the Texas Coastal Management Program. The provisions of this subsection apply only to activities that occur in the coastal zone and that are subject to the CMP rules. (u) Specific Policies. 1. Disposal of Oil and Gas Waste in Pits. The following provisions apply to oil and gas waste disposal pits located in the coastal zone: (A) no commercial oil and gas waste disposal pit constructed after the effective date of this subsection shall be located in any CNRA; and (B) all oil and gas waste disposal pits shall be designed to prevent releases of pollutants that adversely affect coastal waters or critical areas. 2. Discharge of Oil and Gas Waste to Surface Waters. The following provisions apply to discharges of oil and gas waste that occur in the coastal zone: (C) no discharge of oil and gas waste to surface waters may cause a violation of the Texas Surface Water Quality Standards adopted by the Texas Commission on Environmental Quality or its successor agencies and codified at Title 30, Texas Administrative Code, Chapter 307; (D) in determining whether any permit to discharge oil and gas waste that is comprised, in whole or in part, of produced water is consistent with the goals and policies of the CMP, the commission shall consider the effects of salinity from the discharge; (E) to the greatest extent practicable, in the case of any oil and gas exploration, production, or development operation from which an oil and gas waste discharge commences after the effective date this subsection, the outfall for the discharge shall not be located where the discharge will adversely affect any critical area; (F) in the case of any oil and gas exploration, production, or development

125 113 operation with an oil and gas waste discharge permitted prior to the effective date of this subsection that adversely affects any critical area, the outfall for the discharge shall either: (i) be relocated within two years after the effective date of this subsection, so that, to the greatest extent practicable, the discharge does not adversely affect any critical area; or (ii) the discharge shall be discontinued; and the commission shall notify the Texas Commission on Environmental Quality or its successor agencies and the Texas Parks and Wildlife Department upon receipt of an application for a permit to discharge oil and gas waste that is comprised, in whole or in part, of produced waters to waters under tidal influence. 3. Development in Critical Areas. The provisions of this subparagraph apply to issuance under 401 of the federal Clean Water Act, United States Code, Title 33, 1341, of certifications of compliance with applicable water quality requirements for federal permits authorizing development affecting critical areas. Prior to issuing any such certification, the commission shall confirm that the requirements of Title 31, Texas Administrative Code, (h)(1)(A) - (G), have been satisfied. The commission shall coordinate its efforts under this subparagraph with those of other appropriate state and federal agencies. 4. Dredging and Dredged Material Disposal and Placement. The provisions of this subparagraph apply to issuance under 401 of the federal Clean Water Act, United States Code, Title 33, 1341, of certifications of compliance with applicable water quality requirements for federal permits authorizing dredging and dredged material disposal and placement in the coastal zone. Prior to issuing any such certification, the commission shall confirm that the requirements of Title 31, Texas Administrative Code, (j), have been satisfied. 5. Consistency Determinations. The provisions of this paragraph apply to issuance of determinations required under Title 31, Texas Administrative Code, (Agency Consistency Determination), for the following actions listed in Title 31, Texas Administrative Code, (a)(3): permits to dispose of oil and gas waste in a pit; permits to discharge oil and gas wastes to surface waters; and certifications of compliance with applicable water quality requirements for federal permits for development in critical areas and dredging and dredged material disposal and placement in the coastal area. The commission shall issue consistency determinations under this paragraph as an

126 114 element of the permitting process for permits to dispose of oil and gas waste in a pit and permits to discharge oil and gas waste to surface waters. Prior to issuance of a permit or certification covered by this paragraph, the commission shall determine if the proposed activity will have a direct and significant adverse effect on any CNRA identified in the provisions of paragraph (1) of this subsection that are applicable to such activity. If the commission determines that issuance of a permit or a certification covered by this paragraph would not result in direct and significant adverse effects to any CNRA identified in the provisions of paragraph (1) of this subsection that are applicable to the proposed activity, the commission shall issue a written determination of no direct and significant adverse effect which shall read as follows: "The Railroad Commission has reviewed this proposed action for consistency with the Coastal Management Program (CMP) goals and policies, and has found that the proposed action will not have a direct and significant adverse affect on any coastal natural resource area (CNRA) identified in the applicable policies." If the commission determines that issuance of a permit or certification covered by this paragraph would result in direct and significant adverse affects to a CNRA identified in the provisions of paragraph (1) of this subsection that are applicable to the proposed activity, the commission shall determine whether the proposed activity would meet the applicable requirements of paragraph (1) of this subsection. If the commission determines that the proposed activity would meet the applicable requirements of paragraph (1) of this subsection, the commission shall issue a written consistency determination which shall read as follows: "The Railroad Commission has reviewed this proposed action for consistency with the Texas Coastal Management Program (CMP) goals and policies, and has determined that the proposed action is consistent with the applicable CMP goals and policies." If the commission determines that the proposed activity would not meet the applicable requirements of paragraph (1) of this subsection, the commission shall not issue the permit or certification. (v) Thresholds for Referral. Any commission action that is not identified in this paragraph shall be deemed not to exceed thresholds for referral for purposes of the CMP rules. Pursuant to Title 31, Texas Administrative Code, (Requirements for Referral of an Individual Agency Action), the thresholds for referral of consistency determinations issued by the commission are as follows: 1. for oil and gas waste disposal pits, any permit to construct a pit occupying five acres

127 115 or more of any CNRA that has been mapped or that may be readily determined by a survey of the site; 2. for discharges, any permit to discharge oil and gas waste consisting, in whole or in part, of produced waters into tidally influenced waters at a rate equal to or greater than 100,000 gallons per day; 3. for certification of federal permits for development in critical areas: 4. in the bays and estuaries between Pass Cavallo in Matagorda Bay and the border with the Republic of Mexico, any certification of a federal permit authorizing disturbance of: (A) ten acres or more of submerged aquatic vegetation or tidal sand or mud flats; or (B) five acres or more of any other critical area; and (C) in all areas within the coastal zone other than the bays and estuaries between Pass Cavallo in Matagorda Bay and the border with the Republic of Mexico, any certification of a federal permit authorizing disturbance of five acres or more of any critical area; 5. for certification of federal permits for dredging and dredged material disposal or placement, certification of a permit authorizing removal of more than 10,000 cubic yards of dredged material from a critical area.

128 116 ANEXO IV DATOS ANUALIZADOS, ECONÓMICOS Y PRODUCTIVOS DEL YACIMIENTO Años 0 10

129 117

130 Años

131 119