Yac n conv-cdm

Carlos Delgado Miranda
Sucre, febrero de 2018

1. Recursos Convencionales y No Convencionales de Hidrocarburos 1
2. Orígenes 7
3. Tecnologías actuales de extracción del Shale Gas 11
4. Horizontal Drilling (Perforación Horizontal) 12
5. Impactos ambientales de la fracturación hidráulica. 16
6. Fracking en Bolivia 22
6.1 Aspectos generales 22
6.2 Informes sobre la existencia de Shale Gas y Shale Oil en Bolivia 23
6.3 Acciones asumidas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB) 27
CONCLUSIONES 29
RECOMENDACIONES 31

Figura 1: Origen del shale gas 2
Figura 2: Caracterización del Shale Gas. 3
Figura 3: Gas convencional y no convencional. 4
Figura 4: Porosidad vs Permeabilidad. 5
Figura 5: Permeabilidad del Shale gas. 6
Figura 6: Características de la roca reservorio. 6
Figura 7: Permeabilidad Reservorios Convencionales y No Convencionales. 7
Figura 8: ¿En qué consiste la fracturación hidráulica? 12
Figura 9: Perforación horizontal 14
Figura 10: Zipper Drilling y Pad Drilling 16
Figura 11: Algunos reactivos químicos utilizados en el fracking. 19
Figura 12: Efectos en la salud de las sustancias químicas utilizadas en el fracking 20
Figura 13: Solución típica utilizada en el fracking. 20
Figura 14: Riesgos ambientales de la extracción del Shale Gas. 21
Figura 15: Cuenca del Chaco, Paraguay y Bolivia. 25
Figura 16: Secuencia de deposición con tendencia sub-Centro, sub-Andino desde la perspectiva
de un anticlinal típico. 26

1
Usualmente encontramos petróleo en lugares nuevos con viejas ideas.
A veces, también, encontramos petróleo en un lugar antiguo con una idea nueva,
pero rara vez encontramos petróleo en un lugar antiguo con una vieja idea.
Varias veces en el pasado pensamos que nos estábamos quedando sin petróleo
mientras que solo nos estábamos quedando sin ideas.
Parke A. Dickey1, geólogo estadounidense (1910-1995)
1. Recursos Convencionales y No Convencionales de Hidrocarburos
El origen del gas es la materia orgánica (restos de descomposición de materia animal
y vegetal), que quedó enterrada y preservada en rocas sedimentarias durante
millones de años.
La roca sedimentaria más común, rica en materia orgánica y, por tanto, la roca madre
de la mayoría de hidrocarburos, es la lutita bituminosa (black shale, en inglés).
Durante millones de años, estos restos quedaron enterrados, cada vez a mayor
1
Parke Atherton Dickey, geólogo petrolero norteamericano, autor de numerosos libros técnicos.

2
profundidad, y las condiciones de presión y temperatura los transformaron en
hidrocarburos.
Figura 1: Origen del shale gas
Fuente: An Investigation of Shale gas characterization, on the basis of the Barnett
Shale conditions.
En el subsuelo, los poros de las rocas están ocupados por agua. En la proximidad de
la superficie, el agua es potable. Con la profundidad, al aumentar la presión y la
temperatura, el tamaño de los poros disminuye y la salinidad del agua aumenta.
El incremento de la temperatura y la presión ayudan a promover la descomposición
de los compuestos de carbono. Cuanto menores son la temperatura y la profundidad,
más pesado es el hidrocarburo que se forma.
La temperatura es el factor crítico en la producción de hidrocarburos, sin embargo, el
tiempo que la materia orgánica está expuesta a la temperatura y a la presión también
es importante.

3
Figura 2: Caracterización del Shale Gas.
Fuente: An Investigation of Shale gas characterization, on the basis of the Barnett
Shale conditions. Published in Unconventional reservoirs Supervised by Dr. Abdel
Moktader A. El Sayed2.
La formación del petróleo se inicia a los 65 ⁰C, la conversión de los hidrocarburos
alcanza su máximo a 90 ⁰C y se detiene a los 175 ⁰C. Este rango de temperaturas,
de 65 ⁰C a 175 ⁰C, es lo que se conoce como la “ventana del petróleo”. Por debajo
y por encima de ella, la descomposición de los restos orgánicos producirá gas: por
debajo de 65 ⁰C, se obtendrá gas biogénico (generado por la fermentación de la
materia orgánica con bacterias anaeróbicas), y por encima de 175 ⁰C, gas
termogénico3.
Mientras que las temperaturas en la parte baja de la ventana del petróleo generarán
crudos más pesados, a medida que aquéllas aumenten, aparecerán hidrocarburos más
ligeros (y más valiosos). Si la temperatura de la roca alcanza niveles demasiado altos
(mayores a 260 ⁰C), se destruirá la materia orgánica (y, por consiguiente, el potencial
2
https://www.researchgate.net/figure/Burial-of-shale_fig5_294728285
3 Petroleum Exploration & Production, Norman J. Hyne. The University of Tulsa | Tulsa, Oklahoma.

4
de generación de petróleo), aunque el gas natural ya formado seguirá siendo estable
hasta que se alcancen temperaturas mucho mayores)4.
Según lo expuesto, los hidrocarburos se forman allí donde la materia orgánica se
acumula a lo largo del tiempo (en una roca madre). Los yacimientos convencionales se
producirán siempre que la naturaleza proporcione una serie de condiciones muy
particulares: generación, migración a un almacén, entrampamiento y cobertura o sello.
Esto es lo que se conoce como sistema petrolífero o petroleum system.
Figura 3: Gas convencional y no convencional.
Fuente: Shale Gas and Fracking: Fact and Fiction.
Los hidrocarburos deben poder migrar de la roca madre a la roca almacén, la misma
que debe tener buena porosidad y permeabilidad (habitualmente, se trata de rocas
sedimentarias, como areniscas y calizas, conectadas a través de canales de migración
a la roca madre, que contiene el gas y el petróleo). Finalmente, es necesario que
exista una trampa, o configuración geológica/geométrica específica del reservorio
que impida el escape lateral de hidrocarburos5. El sello, a menudo denominado roca
de cobertura, debido a su posición espacial respecto al yacimiento, es una barrera de
4 Ibídem.
5
Geología del petróleo: Trampas. http://perfob.blogspot.com/2015/10/geologia-del-petroleo-trampas.html

5
muy baja permeabilidad que aísla el yacimiento e impide que se escape el gas, el
petróleo o ambos.
Por tanto, ¿qué son los hidrocarburos no convencionales?. Son lo mismo que los
convencionales, la diferencia es que están contenidos en rocas de baja permeabilidad
(rocas madre) y, para extraerlos, es necesario aplicar técnicas complementarias a la
perforación, como la fracturación hidráulica (fracking).
En realidad, no existe un gas no convencional “típico”. El gas se extrae de los
yacimientos y aquellos que han demostrado las condiciones más favorables para la
explotación, han sido definidos como “convencionales”.
Son las características del yacimiento y las del fluido las que permiten que el petróleo
y/o el gas fluyan hacia los pozos.
Figura 4: Porosidad vs Permeabilidad.
Fuente: Porosidad y permeabilidad.
En el caso de los yacimientos no convencionales, los hidrocarburos se forman del mismo
modo que en los convencionales, pero no migran muy lejos. La mayor parte permanece
en la roca madre, que en este caso coincidirá con la roca almacén. Esto es debido a

6
la baja permeabilidad de la roca madre, que puede ser mil veces menor que la de
los yacimientos convencionales.
Figura 5: Permeabilidad del Shale gas.
Fuente: Permeability of shale gas.
Figura 6: Características de la roca reservorio.
Fuente: Reservorios de gas no convencionales.

7
Los yacimientos no convencionales se pueden formar en rocas de distinta naturaleza,
por lo que existen varios tipos de gas no convencional, tight gas en arenas compactas,
shale gas en lutitas y Coal Bed Methane (CBM) en capas de carbón.
Una de las características más importantes de los yacimientos no convencionales, es que
los hidrocarburos que contienen no se pueden explotar de forma rentable con las
tecnologías “tradicionales”. Como la roca madre no es suficientemente permeable, se
necesita fracturarla para permitir que fluya el gas, que ha sido atrapado o adsorbido,
hacia la superficie, esto se logra con la técnica de fracturación hidráulica o fracking.
Figura 7: Permeabilidad Reservorios Convencionales y No Convencionales.
Fuente: Unconventional Gas - Schlumberger.
2. Orígenes
El descubrimiento del gran yacimiento de Prudhoe Bay6 (círculo polar ártico, Alaska)
en 1967 y las plataformas off-shore para acceder a las aguas profundas en el golfo
de México fueron los últimos hitos domésticos de la industria estadounidense del
petróleo.
En 1970 Estados Unidos alcanzó un máximo histórico de extracción de 9,6 millones de
barriles diarios, iniciando un descenso de la producción nacional hasta los 5,4 millones
6
El yacimiento petrolífero de Alaska es el más prolífico en la historia de los Estados Unidos, con más de 12 mil
millones de barriles producidos, y que continúa respaldando miles de empleos en los Estados Unidos. La
producción de petróleo de Prudhoe Bay comenzó el 20 de junio de 1977 y comenzó a fluir 800 millas por lo
que entonces era un Sistema de Tubería Trans Alaska recién construido (TAPS) hacia Valdez, donde fue cargado
en buques tanque para abastecer los mercados en la costa Oeste de los Estados Unidos.

8
de barriles diarios y, simultáneamente, un aumento de las importaciones que disparó
su dependencia exterior hasta el 67%.
La convicción de que los recursos energéticos convencionales recuperables en los
Estados Unidos ya habían sido extraídos del subsuelo pareció confirmar la teoría del
peak oil formulada por Hubbert7.
Desde 1980 esta situación abocó a las grandes compañías estadounidenses a
sucesivas fusiones corporativas (Exxon-Mobil, Chevron-Texaco, Conoco-Phillips, BP-
Amoco-Arco) para afrontar las costosas exploraciones en Asia Central (Kazajistán,
mar Caspio), Nigeria, Angola, el Ártico o en aguas profundas. Estas inversiones
incorporaban riesgos geopolíticos, técnicos y económicos, al tiempo que obligaban a
salvar las dificultades logísticas del transporte desde esas áreas remotas hasta los
mercados de consumo.
La revolución energética del shale en el presente siglo XXI ha revivido aquel espíritu
pionero.
Las empresas «independientes» del shale, sin capacidad organizativa ni financiera
para afrontar las onerosas prospecciones en el mundo, perseveraron en la exploración
de yacimientos en el subsuelo estadounidense. La estrategia inicial consistía en atraer
capital para invertirlo en contratos de leasing de terrenos y en prospección.
Los importes invertidos en esta fase inicial eran superiores a los ingresos generados
por la venta del petróleo y gas extraídos (cash-flow negativo).
Una agresiva estrategia de first-mover advantage que revivía la seguida por los
colonos estadounidenses en su avance hacia el Lejano Oeste en el siglo XIX.
Los pioneros del shale rechazaron el statu quo pesimista establecido por las grandes
corporaciones petroleras. Contrariamente, atendieron las investigaciones de sus
geólogos e ingenieros, supliendo la escasez de financiación con ajustes de costos,
perseverancia, obstinación y una ambición ilimitada por hacerse multimillonarios.
Muchos de estos empresarios del siglo XXI se formaron como geólogos o ingenieros
del petróleo en la Texas A&M University o la University of Tulsa, y evalúan los
resultados de las investigaciones del U.S. Department of Energy, del Gas Research
Institute y de otros centros de investigación geológica y energética. El wildcatter
aventurero ha renacido en los ingenieros y geólogos del siglo XXI.
7 En la década de 1950, el geofísico Marion King Hubbert, que trabajó para el laboratorio de investigación
de la compañía Shell en Houston, Texas, realizó diversas contribuciones a los campos de la geología y geofísica,
especialmente la teoría del pico de Hubbert o el cenit del petróleo, que tiene importantes connotaciones
políticas. Desarrolló esta teoría, por el cual Intentó predecir cuándo la producción mundial petrolera llegaría a
su cenit y después declinaría tan rápido como había crecido.

9
George P. Mitchell8 (1919-2013) es considerado el visionario padre de la revolución
energética de la fractura hidráulica. Era hijo de un inmigrante griego llamado Savvas
Paraskevopoulos, que se asentó en la ciudad portuaria de Galveston (Texas).
George Phydias Mitchell
Mitchell se formó como ingeniero del petróleo y geólogo en la Texas A&M University
y, durante el período veraniego, trabajaba en los yacimientos petrolíferos en Luisiana.
Más tarde, fundó su propia empresa, Mitchell Energy & Development, con sede en
Houston (Texas). Era miembro del consejo de administración del Gas Research Institute,
que, junto al Unconventional Gas Research Program (UGR), realizaba investigaciones
científicas sobre las formaciones geológicas compactas de Estados Unidos. Mitchell
Energy & Development utilizó la tecnología del fracking en 1981 para perforar el
pozo C. W. Slay 1 en la formación Barnett (Wise, Texas).
A partir de 1998, gracias a la experimentación del geólogo Nick Steinsberger9 en el
pozo S. H. Griffin 4, la empresa extendió su actividad con éxito. En 2001 vendió la
compañía a Devon Energy por 3.100 millones de dólares.
La revolución energética del shale gas ha sido el impulso más importante que ha
recibido la economía estadounidense desde la irrupción de internet en los años noventa
y el boom inmobiliario en la primera mitad de la década de 2000.
Las nuevas técnicas de explotación del shale gas y el shale oil, acentuada por la
elevada productividad inicial de los pozos, generó unas expectativas de rendimientos
8 George Phydias Mitchell, nació el 21 de mayo de 1919, en Galveston, Texas, Estados Unidos, murió el 26
de julio de 2013, en Galveston, Texas, Estados Unidos.
9 Nicholas Steinsberger, fue Gerente de Completación para Mitchell Energy y responsable de la perforación
de los primeros 25 pozos en Barnett Shale, Steinsberger fue parte integral del crecimiento de la compañía hasta
su venta a Devon Energy. Considerado por muchos, el descubridor de la técnica del fracking.

10
futuros que atrajeron masivamente capital desde los bancos de inversión, hedge funds,
private equity.
Nicholas (Nick) Steinsberger
Finalmente, las grandes compañías estadounidenses de oil & gas también orientaron
su interés hacia el shale. Así, ExxonMobil compró XTO Energy por 31.000 millones de
dólares en 2009, su mayor operación en muchos años, situándose como primer
productor de gas natural en Estados Unidos.
Los yacimientos americanos de shale han atraído a la británica BP, la angloholandesa
Royal Dutch Shell, la noruega Statoil, la francesa Total, la italiana ENI, la china
CNOOC y la australiana BHP Billiton, entre otras. Y en esta ocasión, la inversión no
debía afrontar riesgos de nacionalización, dificultades en la repatriación de
dividendos o ataques a los ingenieros expatriados. El país de destino de la inversión
era Estados Unidos.
Mitchell fue un gran defensor de las Best Practices (mejores prácticas) en la industria,
por lo que requirió una regulación estricta del fracking, particularmente frente a los
«salvajes exploradores independientes». Falleció en 2013, a los 94 años de edad10.
Esta revolución energética ha creado miles de empleos, con salarios medios superiores
a los 90,000 dólares anuales, y ha generado un auge inmobiliario en áreas de Dakota
del Norte, Texas y Oklahoma. Por ejemplo, el alquiler del terreno para aparcar una
autocaravana en Williston (Dakota del Norte) alcanzó los 800 dólares mensuales.
Williston es la boomtown o ground zero de este nuevo panorama.
10 George P. Mitchell lo logró. Pasó de ser un hijo de inmigrantes griegos a vender su empresa en 2002 en más
de 3 mil millones de dólares. De paso, revolucionó el mercado petrolífero mundial.

11
3. Tecnologías actuales de extracción del Shale Gas
Las tecnologías actuales de extracción son dos y funcionan de manera complementaria:
Horizontal Drilling (perforación horizontal dirigida) e Hydraulic Fracturing (fractura
hidráulica). La primera tiene el propósito de atravesar y llegar a los yacimientos,
mientras la segunda, a través de reacciones químicas y presión de fluidos, aumenta la
permeabilidad de la roca permitiendo la salida del gas natural.
Fracking (Fracturación hidráulica).
La fracturación hidráulica es un método de estimulación en el que se bombea un fluido
a alta presión a través de un pozo para crear o aprovechar una red de grietas en la
roca almacén (de baja permeabilidad). El fluido ejerce presión sobre el gradiente
litostático (el peso de la roca situada por encima de donde se aplica la presión) y la
resistencia local de la roca, generando una fractura que se puede extender a lo largo
de cientos de metros, siempre que se inyecte suficiente fluido para mantener la presión
y soportar la carga.
Utilizado desde los años 40’, ha aumentado la productividad de miles de pozos de
combustible fósil a lo largo y ancho del mundo. No obstante, se observó que muchas
de las fracturas se cerraban al apagar las bombas, debido a las altas presiones
dentro del pozo.
Lo anterior se solucionó agregando un 1% de proppant (soluto de soporte) a la
solución líquida, la que mantiene condiciones de permeabilidad obtenidas en el
esquisto hasta después de apagada la bomba. Los proppants más comunes son: arena,
cerámica y polvo de aluminio.
En resumen, se trata de un método de estimulación adecuado para reservorios de baja
permeabilidad, con el fin de que la producción sea económicamente viable. En
reservorios de permeabilidad media, la estimulación por fracturación sirve para
acelerar la recuperación.
Actualmente, cuando se habla de fracturación hidráulica, se hace referencia a aquella
técnica en la que se utilizan fluidos de baja fricción (slickwater) y se aplica la
perforación horizontal y la fracturación multietapa, una técnica que no es nueva y que
se viene utilizando desde hace tiempo en la industria para estimular los yacimientos
“convencionales” y mejorar la recuperación.
Habitualmente, se hace referencia a la fracturación hidráulica como una tecnología no
convencional. Sin embargo, ésta no es reciente, ya que lleva empleándose en la
industria desde hace más de sesenta años. En el año 1947, se realizó el primer
tratamiento experimental de fracturación hidráulica en el Condado de Grant, Kansas,
y dos años después, en 1949, tuvo lugar su primera aplicación comercial satisfactoria
en Oklahoma. El uso de esta técnica se extendió de tal manera que, para el año 2012,
ya se habían realizado alrededor de 2,5 millones de operaciones de fracturación

12
hidráulica en pozos de petróleo y gas de todo el mundo, la mayor parte en Estados
Unidos11.
Figura 8: ¿En qué consiste la fracturación hidráulica?
Fuente: BCMJ: What is fracking?
4. Horizontal Drilling (Perforación Horizontal)
Data de la década de los años treinta y el primer pozo fracturado en Estados Unidos
es de 1947.
En Europa, la tecnología de la fracturación hidráulica y perforación horizontal se ha
llevado a cabo desde los años cincuenta y también se empleó en los ochenta. La
compañía francesa Elf fue pionera en perforación horizontal. En los noventa, en
Alemania, se llevó a cabo la perforación horizontal y la fracturación hidráulica en
etapas sucesivas satisfactoriamente, en pozos de 5.000 metros de profundidad. En
conjunto, en Europa, se han perforado más de 1.000 pozos horizontales y se han
realizado varios miles de fracturaciones hidráulicas12. Además de la tecnología y la
I+D, hay más factores que han propiciado la denominada revolución del shale gas en
Estados Unidos. Algunos de estos factores guardan relación con la geología, los
11 King, G. E. (2012): en Society of Petroleum Engineers (ed.), Hydraulic fracturing 101: What every
representative, environmentalist, regulator, reporter, investor, university researcher, neighbor and engineer
should know about estimating frac risk and improving frac performance in unconventional gas and oil wells.
12 European Academies & Science Advisory Council (EASAC), 2014

13
incentivos fiscales y la existencia de una industria de servicios activa y bien
desarrollada.
La experiencia china es limitada, aún con el número de pozos perforados (200 pozos
horizontales en 2015). Su tecnología todavía requiere maduración y desarrollo y
presenta unos costos de entre ocho y doce millones de dólares por perforación
horizontal13.
Inicialmente, los pozos horizontales se perforan, en dirección vertical hasta un punto
de desvío, denominado Kick-Off Point o KOP. A partir de ese punto, el pozo
incrementa su ángulo respecto de la vertical a lo largo de un determinado azimut
hasta intersectar y permanecer en la capa de la formación objeto de interés. La
sección desviada y horizontal del sondeo se perfora con un motor de fondo que
funciona con la presión hidráulica del fluido de perforación. Los motores de fondo
pueden perforar de dos formas: en primer lugar en modo deslizamiento (in sliding)
cuando se necesita que la perforación esté orientada, pudiendo el operario controlar
la dirección; y, en segundo lugar, en modo rotativo (in rotating) que es como se perfora
una sección vertical.
Sumado a lo anterior, la solución suele contener químicos multipropósito: convertir el
agua en gel, reducir la fricción del fluido, prevenir corrosión, controlar el pH, etc. Todo
lo anterior hace que la perforación horizontal cueste hasta tres veces más que la
perforación vertical. Pero, este costo extra es usualmente recuperado gracias a la
producción adicional proveniente del método. De hecho, muchos pozos rentables hoy
en día serían un fracaso sin estas dos tecnologías complementarias.
El costo del fracking aumenta: el problema de la producción, el problema radica en
que la producción del shale a través de este método cae más rápido que utilizando
medios convencionales.
Los pozos de shale gas reducen su producción entre un 60 y un 70% solo el primer
año, mientras que los pozos tradicionales la reducen un 55% en los dos primeros años.
Estas estimaciones muestran como las empresas se ven continuamente obligadas a
reinvertir en nuevos pozos para mantener la producción.
Extraer shale oil con esta técnica es costosa: En Iraq el costo para las empresas ronda
los 20 US$/Bbl. Sin embargo, el punto de equilibrio para obtener beneficios en los
Estados Unidos con petróleo proveniente del fracking está estimado entre 60 US$ y
80 US$/Bbl, según la AIE. Leonardo Maugeri, exgerente de la petrolera italiana ENI
y actual investigador de la geopolítica energética en Harvard, expresa que: "Para
13 Yuzhang, L. (2015): Shale gas in China. World Gas Congress 2015, Unconventional gas, Strategic pannel
(Paris).

14
mantenerlos en el corto plazo (los pozos de shale gas), Estados Unidos necesita un
precio del petróleo en la zona de los 65 US$/Bbl14.
Figura 9: Perforación horizontal
Fuente: Schlumberger.
El Director de commodities de Citigroup en Asia, explica la elasticidad de la industria
del fracking es infinita, igual de rápido que se han cerrado cientos de pozos durante
el desplome de los precios, se pueden abrir ahora. Este tipo de producción se puede
reactivar en cuestión de meses, de modo que si los precios empiezan a subir con fuerza,
a finales de este año se verá como la producción de shale vuelve a aumentar. La
industria del fracking puede parar en seco el rally de precios del petróleo.
La industria de fracking en los Estados Unidos, resurgió de sus propias cenizas,
adaptándose a un precio de petróleo mucho más bajo. Reducciones de costos y
avances tecnológicos ayudaron a reducir el costo de producción promedio de por
encima de 60 US$ en 2014 a aproximadamente 35 US$/Bbl.
El crecimiento y éxito económico financiero de la industria del shale, se debió a dos
factores: deuda y nueva tecnología.
Exxon Mobil y otros grandes grupos petroleros han entrado en la carrera. Se trata
de una nueva realidad que la OPEP y Rusia, las principales fuerzas detrás de los
cortes de producción aprobados el año pasado como solución para reequilibrar el
14
¿Es sostenible el fracking? El alto coste de producción siembra dudas sobre su futuro. Observatorio
Petrolero Sur. http://www.opsur.org.ar/blog/2014/02/28/es-sostenible-el-fracking-el-alto-coste-de-
produccion-siembra-dudas-sobre-su-futuro/

15
mercado global, están empezando a reconocer: “Con el barril a 55 dólares, vemos a
todos felices en Estados Unidos”, expresó Didier Casimiro, administrador de la petrolera
Rosneft, con sede en Moscú15.
Exxon es un líder mundial en desarrollos petroleros multimillonarios que llevan años en
construirse y aún más tiempo para que rindan beneficios. La petrolera está destinando
ahora alrededor de un tercio de su presupuesto de explotación de este año a los
campos de esquisto, que aportarán cash flow en sólo tres años, según su director
ejecutivo, Darren Woods. En enero, Exxon ha cerrado un acuerdo de 6.600 millones
de dólares en una adquisición que tiene como objetivo duplicar su presencia en la
cuenca del Pérmico, en la región oeste de Texas y Nuevo México, en el campo de
shale más fértil de Estados Unidos.
La búsqueda de mayor productividad y menores costos ha conducido a las prácticas
Zipper Drilling16 y Pad Drilling17. La primera fue desarrollada para perforar pozos
laterales de gran extensión a fin de reducir el impacto ambiental.
La técnica consiste en perforar y fracturar por pares de pozos de manera secuencial,
en forma de zíper. Mientras se fractura un pozo para estimularlo, los trabajadores
montan los equipos y realizan la perforación del siguiente segmento de otro pozo en
el mismo Pad.
La presión para estimular un pozo puede contribuir a desviar la dirección de la
fractura del pozo adyacente, lo que hace más difícil la operación. Para lograr una
máxima eficiencia en este tipo de trabajos es necesario contar con un modelo sísmico
confiable y realizar disparos de verificación.
La técnica Pad Drilling es la perforación de grupos de pozos con el mismo equipo, el
cual es movilizado sobre ruedas, reduciendo el tiempo de desplazamiento. Esto ha
contribuido a disminuir también el tiempo de perforación de pozos horizontales de 23
días a 19 días en 2015.
La eficiencia aumentó con la recuperación de más petróleo de cada pozo en lugar de
ir a uno nuevo. En otras palabras, el refracking de pozos más antiguos se hizo más
barato. Se convirtió en una mejor opción para extraer más de los pozos ya pagados.
Mejores taladros y sensores, junto con nuevos fluidos de fracking.
15
¿El fin del cartel del petróleo?, https://www.paisminero.com/component/tags/tag/opep
16
What’s a zipper frac? Chinook’s new Montney completion system,
http://www.jwnenergy.com/article/2017/9/whats-zipper-frac-chinooks-new-montney-completion-system/
17
Pad Drilling: Innovation in the Oil and Gas Industry, http://www.visualcapitalist.com/pad-drilling-
innovation-in-the-oil-and-gas-industry-infographic/

16
Figura 10: Zipper Drilling y Pad Drilling
Fuente: Halliburton y Schlumberger.
5. Impactos ambientales de la fracturación hidráulica.
El proceso de extracción por fractura hidráulica, de no hacerse bajo condiciones de
protección ambiental, puede provocar diversos impactos. Los más relevantes son:
competencia por el agua, contaminación de los acuíferos, contribución al calentamiento
global, contaminación del suelo, contaminación atmosférica, afectación a la
infraestructura carretera y habitacional, así como pérdida de la biodiversidad.
Debido a que se requieren de 9 a 29 millones de litros de agua para la fractura de
un solo pozo, en función de la profundidad, extensión y permeabilidad del yacimiento,
cuando se perforan varios pozos en una región determinada, se compite por el agua
para otros usos, comprometiendo el derecho humano al agua, es decir al agua para
consumo doméstico, así como el agua destinada para la producción agrícola y el
sostenimiento de ecosistemas.
Cuando se presenta una falla en la estructura del pozo inyector (cementación y
revestimiento), y éste se encuentra en la proximidad de los acuíferos, éstos pueden
contaminarse con las sustancias químicas adicionadas al agua de fracturamiento o por
el hidrocarburo extraído. Existen más de 750 tipos diferentes de químicos en el fluido
de perforación, entre los cuales algunos se consideran cancerígenos, otros pueden
afectar al sistema endócrino, causar daños en el sistema nervioso, o provocar alergias.
Es importante tomar en consideración que, además de los químicos citados, el líquido
de perforación se combina en el proceso de fractura con sustancias disueltas en el

17
sedimento de la lutita, como son metales pesados, metaloides, y metano lo que
provoca reacciones químicas imprevistas de naturaleza nociva para la salud humana
y de otros organismos. Por último, esta mezcla se encuentra en riesgo de entrar en
contacto con elementos radioactivos presentes en la profundidad de las rocas, como
es el caso del radón18.
Los insumos tóxicos utilizados en el proceso de fracturamiento y los lodos procedentes
del pozo deben ser tratados de acuerdo con las consideraciones de seguridad
establecidas, ya que de no hacerlo, al producirse derrames, éstos pueden afectar
severamente al suelo inhibiendo su vocación productiva, y al lixiviarse, pueden llegar
a contaminar los acuíferos subyacentes.
La mezcla utilizada en pozos de fractura hidráulica es reutilizada en el mismo pozo
en múltiples ocasiones. En el subsuelo, entra en contacto con el agua milenaria que se
encuentra en la roca, así como con otras substancias de este estrato geológico,
altamente corrosivas o radioactivas, las cuales se mezclan y empiezan a cambiar la
conformación de la mezcla inyectada, pudiendo llegar a concentraciones elevadas.
Cuando estas aguas contienen altas concentraciones de bromuro y son tratadas en las
plantas de tratamiento comunes, construidas para las aguas residuales domésticas, al
entrar en contacto con el cloro de las últimas etapas del tratamiento, éste reacciona
creando trihalometanos, un químico que causa cáncer y aumenta el riesgo de que los
seres humanos en contacto con este líquido presenten problemas reproductivos y de
desarrollo.
La explotación del gas y aceite de lutitas puede contribuir a la aceleración del cambio
climático debido a las emisiones de gas metano, carbón negro y bióxido de carbono,
que se producen por ineficiencias en la extracción, procesamiento, almacenamiento,
traslado y distribución. El metano es un gas que presenta un efecto invernadero
veinticinco veces más potente que el dióxido de carbono (CO2).
La extracción de hidrocarburos puede generar emisiones de otros contaminantes como
los compuestos de azufre; además, la actividad en el traslado de maquinaria y equipo
contribuye a incrementar las emisiones de material particulado de diferentes
características.
El desmonte de grandes áreas, la construcción de caminos, el intenso tráfico de
vehículos, el polvo, el ruido e intensidad lumínica, pueden afectar a las especies
vegetales y animales inhibiendo su capacidad reproductiva, de alimentación, de
resistencia a condiciones adversas y a depredadores naturales19.
18 Guía de criterios ambientales para la exploración y extracción de hidrocarburos contenidos en lutitas,
Dirección General de Energía y Actividades Extractivas. Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.
México, D.F.
19 Ibídem.

18
El fracking provoca varios problemas, relacionados con la salud humana, relacionados
con los reactivos químicos utilizados. Hasta la fecha el Shale Gas ha sido explotado
solamente en los Estados Unidos y, aunque se han hecho estimaciones iniciales, es difícil
cuantificar los posibles recursos en otras partes del planeta. Igualmente, la información
sobre los aspectos ambientales y de salud es de calidad variable y en la actualidad
empiezan a efectuarse esfuerzos sistemáticos para comprender mejor estas cuestiones.
Por tanto, aunque se ha hecho todo lo posible por asegurar la exactitud de la
información contenida en el Informe Tyndall, solo puede ser tan precisa como la
información en la que se basa.
La posibilidad de que químicos peligrosos entren en las aguas subterráneas a través
del proceso de extracción debe estar sujeta a una investigación más rigurosa antes
de considerarse cualquier expansión de la industria.
La profundidad de la extracción del Shale Gas origina importantes desafíos en la
identificación concluyente de vías de contaminación de agua subterránea por químicos
utilizados en el proceso de extracción. Un análisis de estas substancias sugiere que
muchas tienen propiedades tóxicas, carcinógenas o peligrosas. En efecto, las
principales conclusiones del Informe Tyndall20, respecto a los productos químicos
utilizados en el fracking, son:
ᴥ 17 tóxicos para organismos acuáticos
ᴥ 38 tóxicos agudos
ᴥ 8 cancerígenos probados
ᴥ 6 sospechosos de ser cancerígenos
ᴥ 7 elementos mutagénicos
ᴥ 5 producen efectos sobre la reproducción
De acuerdo con estudio desarrollado por el Departamento de Salud de Texas (Estados
Unidos), las patologías asociados a los contaminantes, son21:
20 Gas de pizarra: una evaluación provisional de su impacto en el medio ambiente y el cambio climático. Tyndall
Centre, Universidad de Manchester, Enero 2011.
https://proyectourraca.files.wordpress.com/2012/02/informe-tyndall-resumen-en-castellano.pdf
21
Informe Tyndall sobre el fracking.

19
EEG anormal
Trastornos cerebrales
Bronquitis
Irritación crónica de los ojos
Disminución de habilidades motoras
Depresión
Mareo
Ojos ardientes
Caer, tambalearse
Irritación frecuente
Náuseas frecuentes
Aumento de la fatiga
Latidos acelerados del corazón.
Dolores musculares
Irritación nasal
Lesiones precancerosas
Ansiedad severa
Dolores de cabeza severos
Problemas sinusales
Irritación de garganta
Cansancio
Debilidad
Alergias
Dificultad para concentrarse
Moretones con facilidad
Impactos en el sistema nervioso
Reactivos químicos:
Benceno
Disulfuro de carbono
1,2,4-trimetilbenceno
Xileno
Naftalina
Sulfuro de carbonilo
Trimetilbenceno
Metil-metiletilo
Benceno
Tetrametil benceno
Metilpiridina
Disulfuro de dimetilo
Disulfuro de metil etil
Ethyl-Methylethyl
Disulfuro
Diemetilpiridina
Dietilbenceno
Figura 11: Algunos reactivos químicos utilizados en el fracking.
Fuente: Intellectual Takeout: Typical Chemical Additives Used in Frac Water22.
22
http://library.intellectualtakeout.org/library/chart-graph/typical-chemical-additives-used-frac-water

20
Figura 12: Efectos en la salud de las sustancias químicas utilizadas en el fracking
Fuente: Inside Climate News: Fracking Waste Puts Public at Risk, Study Says23.
Figura 13: Solución típica utilizada en el fracking.
23
https://insideclimatenews.org/news/15042015/fracking-waste-puts-public-risk-study-says

21
Fuentes: A fluid situation: Typical solution used in hydraulic fracturing. Frack City24.
IGas Energy, Understanding Fracturing Fluid25.
Figura 14: Riesgos ambientales de la extracción del Shale Gas.
Fuente: Some facts about fracking: What are the dangers of fracking?26
24
http://frackcity.blogspot.com/2014/06/fracking-chemicals-disrupt-hormones.html
25
https://www.igasplc.com/what-we-do/extracting-gas-responsibly/water-protection-and-usage
26
http://rawroots.co/fracking/

22
6. Fracking en Bolivia
6.1Aspectos generales
El Presidente de Estados Unidos, Barack Obama, a través de su Departamento de
Estado, a cargo de Hillary Clinton (2009 – 2013), impulsó el uso de fracking en todo
el mundo bajo el argumento de que el Gas Shale ayudaría a reescribir la política de
energía global.
Hillary Clinton designó para este fin a David L: Goldwyn como coordinador de
Asuntos Energéticos Internacionales. Goldwyn es conocido por su experiencia en este
sector desempeñándose en cargos públicos y del sector privado27.
Hillary Clinton ha defendido personalmente la técnica de la fractura hidráulica en
reuniones con ministros de Relaciones Exteriores y con representantes de 17 países
celebradas en Washington, donde ha hablado sobre los planes de Estados Unidos
para ayudar a promocionar la fractura hidráulica en el extranjero. “Yo sé que en
algunos lugares es controversial [el fracking] pero el gas natural es el combustible fósil
más limpio disponible para la generación de energía en la actualidad”, dijo Clinton en una
de estas reuniones de acuerdo con documentos desclasificados.
Clinton delegó a Goldwyn la tarea de “elevar la diplomacia energética como una
función clave de la política exterior de los Estados Unidos. Goldwyn ocupó el cargo de
2009 a 2011; fue designado en este puesto por su larga trayectoria de promoción
de la perforación en el extranjero tanto como funcionario del Departamento de
Energía del gobierno de Bill Clinton, como representante de la industria petrolera,
plantea la publicación estadounidense, que se especializa en política, medio ambiente,
derechos humanos y cultura.
Uno de los primeros actos de Goldwyn como enviado especial fue reunirse con
ejecutivos de la industria del gas y petróleo “para discutir el impacto potencial del gas
de lutitas en el mundo.” Simultáneamente, Clinton envió cables a diplomáticos
estadounidenses, pidiéndoles que recopilarán información sobre el alcance del
fracking en sus países de acogida. Esta estrategia dio lugar a la Iniciativa Global de
Gas Shale (Global Shale Gas Initiative), cuyo objetivo era “ayudar a otras naciones a
desarrollar su potencial de lutitas”.
Goldwyn manifestó que dejó su cargo “para volver al sector privado”, sin embargo
su participación en la Iniciativa Global de Gas Shale (GSGI, por sus siglas en inglés),
ahora conocido como Programa de Compromiso Técnico de Gas no Convencional,
UGTEP) fue decisiva como lo refieren los documentos desclasificados. Fue él quien dio
a conocer la iniciativa en abril de 2010 en una reunión de la Asociación de Energía
27
https://aristeguinoticias.com/1008/mexico/hillary-clinton-y-colaboradores-ayudaron-a-desarrollar-la-
reforma-energetica-para-mexico/

23
de los Estados Unidos, una organización comercial que representa a Chevron28, Exxon
Mobil, y ConocoPhillips, empresas interesadas en la aplicación de una de las técnicas
más prometedoras y controversiales de los últimos tiempos la fractura hidráulica o
fracking en el extranjero29.
Se trata de una apuesta a través de la cual Washington invita a varios países del
mundo -entre ellos algunos de la región como Brasil, Chile, México y Colombia- a
discutir los beneficios y los riesgos de esta técnica que, según sus proponentes, está
cambiando el mercado energético y, según sus detractores, está dejando una estela de
daños ambientales.
Robert F. Cekuta, funcionario con profundo conocimiento sobre la iniciativa que busca
vincular a Estados Unidos con América Latina en el marco del nuevo panorama
energético creado por el fracking30.
Cekuta, subsecretario adjunto de la Oficina de Recursos Energéticos del Departamento
de Estado, insistió en que el proyecto no busca promover la tecnología sino fomentar
una conversación global sobre esta. Para él, dijo, esa es una diferencia fundamental.
Según el funcionario, la idea fue establecer un sistema para que un país interesado
en recurrir al gas no convencional encuentre una plataforma en la que Estados Unidos
comparte su información y su experiencia. A su vez, Washington busca entender cómo
se está desarrollando el tema en otros lugares. Sin embargo, otros analistas creen que
hay más razones detrás del interés estadounidense en "facilitar información" sobre
el fracking a América Latina.
Rodolfo Guzmán31, experto en asuntos energéticos de la firma consultora Arthur D
Little, expresó que Estados Unidos quiere diversificar la oferta energética en el mundo,
que actualmente está concentrada en el Medio Oriente, una región inestable, sin
embargo, una cosa resulta incuestionable: Estados Unidos, el país que más ha
desarrollado el fracking en el mundo, tiene sus ojos puestos en América Latina.
6.2Informes sobre la existencia de Shale Gas y Shale Oil en Bolivia
El informe: "World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the
United States", elaborado por Advanced Resources International, Inc. (ARI)32, en junio
28 CHEVRON BOLIVIA INC SA SUCURSAL BOLIVIA está localizada en Santa Cruz de la Sierra, Bolivia. La
Compañía está trabajando en Consultoría, Ingeniería.
29 Esta Iniciativa, promocionó un paquete de negocios para las transnacionales que ya realizan ese tipo de
explotación en los Estados Unidos (Halliburton. Chevron Texaco. Exxon Mobil. Aes Corporation. Apache
Corporation).
30
Regulando los mercados globales: EEUU y la promoción del shale.
http://www.biodiversidadla.org/Portada_Principal/Documentos/Regulando_los_mercados_globales_EEUU_
y_la_promocion_del_shale
31
Socio Director de Arthur D. Little Limited.
32
Unconventional Resources, https://www.adv-res.com/consulting_unconventional_resources.php

24
de 2011, para la Administración de Información de Energía (EIA) del Departamento
de Energía (DOE por sus siglas en inglés) de los Estados Unidos; evalúa el recurso de
gas de lutitas en 14 regiones contenidas en 32 países. La información proporcionada
en los 14 informes regionales (seleccionados para evaluación por la EIA) fueron
considerados como los pasos iniciales hacia evaluaciones más amplias y futuras de los
recursos de gas de lutitas.
En junio de 2013, se presentan los informes: EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil
Resource Assessment Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An
Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States.
Prepared for: U.S. Energy Information Administration U.S. Department of Energy.
Prepared by: Advanced Resources International, Inc.
Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137
Shale Formations in 41 Countries outside the United States
Estos informes proporcionan una evaluación inicial de los recursos de petróleo de lutitas
y actualiza la evaluación previa de recursos de gas de lutitas emitidos en abril de
2011. Evalúa 137 formaciones de lutitas en 41 países fuera de los Estados Unidos,
ampliando las 69 formaciones de lutitas en 32 países considerados en el informe
anterior.
Dos razones justifican una evaluación actualizada de los recursos de lutita efectuada
tan pronto después del anterior informe. En primer lugar, los resultados de la
investigación geológica y la perforación de pozos no estaba disponible para su uso
en el informe de 2011 En segundo lugar, el informe de 2011 se centró exclusivamente
en el gas natural, los recientes acontecimientos en los Estados Unidos ponen de relieve
el papel de las formaciones de lutitas y de una variedad de líquidos procesados a
partir de gas natural húmedo.
Tabla 1: Reportes de cobertura (ARI)
Fuente: U.S. Energy Information Administration. U.S. Department of Energy.
ARI REPORTE DE COBERTURA
INFORME
2011
INFORME
2013
Número de países 32 41
Número de Cuencas 48 95
Número de Formaciones 69 137
Gas de Lutitas (TCF) 6622 7299
Lutitas/Petróleo Compactado (billones de barriles) 32 345
Recursos Tecnicamente Recuperbles, incluyendo Estados Unidos

25
Las estimaciones presentadas en el informe actualizado, indican recursos técnicamente
recuperables de 345 mil millones de barriles de recursos de petróleo de lutitas (Shale
Oil) y 7,299 billones de pies cúbicos de recursos mundiales de gas de lutitas (Shale
Gas). La nueva estimación de los recursos de gas de lutitas es 10 por ciento más alta
que la estimación mencionada en el informe de 2011.
Goldwyn también fue ocupado para promocionar el fracking en el extranjero, esta
vez en nombre de la industria. Entre enero y octubre de 2012, su firma33 organizó
una serie de talleres sobre fracking para los funcionarios de Bulgaria, Lituania,
Polonia, Rumania y Ucrania, todos financiados por Chevron.
El informe de ARI, junio de 2013 establece en la Evaluación de Recursos Shale Oil y
Shale Gas técnicamente recuperables presentes en la formación Los Monos del
Devónico34 un recurso estimado de 37 TCF de Shale Gas y 0.6 billones de barriles
de Shale Oil35.
Figura 15: Cuenca del Chaco, Paraguay y Bolivia.
Fuente: Advanced Resources International, Inc.
33
Goldwyn Global Strategies, LLC.
34
Sandra J. Lindquist. The Santa Cruz - Tarija Province of Central South America: Los Monos – Machareti (!)
Petroleum System, U. S. Department of the Interior, U. S. Geological Survey, Open-File Report 99-50-C, 1998.
35
EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment Technically Recoverable Shale Gas and Shale
Oil Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries outside the United States, p, VII-12,
June 2013.

26
Figura 16: Secuencia de deposición con tendencia sub-Centro, sub-Andino desde la
perspectiva de un anticlinal típico.
La industria energética también usó a Goldwyn para promocionar el fracking en el
extranjero. Entre enero y octubre de 2012, su firma organizó una serie de talleres
sobre fracking para los funcionarios de Bulgaria, Lituania, Polonia, Rumania y Ucrania,
todos ellos financiados por Chevron.
Fuente: Sandra J. Lindquist: The Santa Cruz - Tarija Province of Central South
America: Los Monos - Machareti (!) Petroleum System, Open-File Report 99-50-C.
USGS Publications36, 1988.
En consecuencia, en 2012, Chevron tenía grandes concesiones de lutitas en Argentina,
Australia, Canadá, China y Sudáfrica, así como en Europa del Este. En efecto, YPF
firmó el 14 de septiembre de 2012, un Memorando de Entendimiento (MOU) con
Chevron. El acuerdo se produjo en la sede de la compañía en Buenos Aires, entre el
presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, con el presidente para América Latina y
África de Chevron, Ali Moshiri. El entendimiento entre ambas compañías, apunta a
explorar oportunidades de desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Vaca
Muerta, Neuquén, y a estudiar la potencialidad de aplicar la Recuperación y Mejora
asistida en sus respectivos yacimientos, a través de nuevas y existentes tecnologías y
componentes. En materia de petróleo y gas no convencional, el MOU establece el
interés por evaluar el desarrollo de un cluster de shale. Moshiri reiteró su interés en
asociarse a YPF en el proyecto de un cluster de no convencional que la empresa
argentina realizará en Vaca Muerta, destacó la importancia de lograr implementar
un proyecto de recuperación mejorada de envergadura y remarcó las
complementariedades entre las dos empresas.
36
https://pubs.er.usgs.gov/publication/ofr9950C

27
6.3Acciones asumidas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
Considerando el primer informe de ARI para la EIA de abril de 2011, referente a los
Recursos Técnicamente Recuperables de Shale Gas de 48 TCF, el entonces
vicepresidente de Administración, Control y Fiscalización (VPACF) de YPFB, Luis
Alberto Sánchez Fernández, informó el inicio de estudios preliminares para
establecer el potencial de reservas de Shale Gas en territorio nacional.
“La Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas
(operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación
Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios
posteriores”, indicó.
Sánchez agregó que la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de YPFB
contratará una empresa consultora “para que ayude a direccionar o tener lineamientos e
iniciar los estudios de shale gas. No tenemos la tecnología por eso estamos en fase de
análisis para explotar el shale gas”37.
De acuerdo con el Informe EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil Resource
Assessment, Technically Recoverable Shale Gas and Shale Oil Resources: An
Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, junio
de 2013, las zonas evaluadas donde se considera la existencia de Shale Gas es el
Sub Andino Sur que comprende la región del Chaco, parte de Bermejo, Camiri hasta
Tacobo, Departamento de Santa Cruz, también se menciona como zona potencial la
Cuenca del Río Madre de Dios, donde se estima la existencia de un reservorio de
500 metros de espesor que satisface las condiciones para acoger Shale Gas. El
Viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, del Ministerio de
Hidrocarburos, Eduardo Alarcón Arenas mencionó que los estudios geoquímicos
realizados mediante un convenio de cooperación entre YPFB y Orstom-IFRSDC
entre1994 y 1995 presenta una síntesis de más de 3,000 datos de muestras de roca,
lograda con base a varios informes regionales de pozos exploratorios estudiados por
compañías internacionales y organizaciones que trabajan en el país.
La autoridad, consideró que la incursión en este rubro debe ser el resultado de una
evaluación seria y responsable, en el que se identifique e investigue el sistema
petrolero de shale gas para encaminar una posterior evaluación de potenciales
reservas38.
Carlos Villegas Quiroga, Presidente a.i. de YPFB, anunció la firma de tres Convenios
para la exploración de gas natural y Shale Gas entre YPFB y YPF39.
37
http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/upstream/59777-ypfb-inicia-estudios-
preliminares-sobre-el-potencial-de-reservas-de-shale-gas.html
38 http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/upstream/62023-bolivia-ocupa-el-quinto-
lugar-en-reservas-de-shale-gas.html
39
23 de mayo de 2013.

28
Villegas indicó que la petrolera estatal de la vecina nación está interesada en
concretar un nuevo convenio de estudios para tres áreas de exploración y en el inicio
de “inéditos estudios de Shale Gas en Bolivia, considerando la amplia experiencia
argentina en el área”.
La firma para esos estudios debía llevarse a cabo el 23 de mayo en el desarrollo
del III Congreso Gas & Petróleo, pero el presidente de la petrolera argentina, Miguel
Matías Galuccio, suspendió a última hora su viaje, por lo que se decidió aplazar la
firma en dos semanas más.
Según informes técnicos de YPFB, a lo largo del Subandino Sur, Centro y Norte hay al
menos 106 manaderos naturales de petróleo y gas.
YPFB e YPF S.A. suscribieron el 11 de junio de 2013, un Acuerdo de Cooperación
Técnica que permitiría evaluar la potencialidad de recursos no convencionales (Shale
Gas) en Bolivia (Carlos Villegas Quiroga, YPFB y Miguel Matías Galuccio, YPF S.A.),
en el marco del Memorándum de Entendimiento suscrito entre las estatales petroleras
de ambos países y tendrá una duración de dos años. El Acuerdo permitirá facilitar la
realización de actividades de capacitación e intercambio de experiencias en la
exploración y explotación de recursos no convencionales.
“Queremos que YPFB participe del aprendizaje que nosotros estamos haciendo porqué sí
pensamos que en el norte de Bolivia existe potencial de shale oil. A parte del shale oil
existe lo que nosotros llamamos tight oil que es roca que contiene petróleo con muy baja
permeabilidad en Bolivia. Las técnicas que ocupamos para el desarrollo del shale oil
aplicaría a estos dos conceptos en Bolivia y con lo cual veo muy acertado lo que estamos
haciendo con Carlos (Villegas)”, manifestó Galuccio.
Para el Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Luis
Alberto Sánchez Fernández, Bolivia atravesará por un nuevo escenario
hidrocarburífero con la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.
“Con la firma de este convenio de transferencia de conocimiento, YPF nos asesorará en el
tema de shale gas, pues los argentinos son los segundos en el mundo en materia de la
exploración de hidrocarburos no convencionales”.
El Acuerdo menciona la ejecución de proyectos orientados a la estimación de recursos
No Convencionales en la Llanura Chaqueña y Pie de Monte del territorio boliviano,
así como la visita y capacitación referido al proyecto de exploración y explotación
de Shale Gas en Vaca Muerta, República Argentina.
El presidente de YPFB, Carlos Villegas Quiroga y el Vicepresidente de Administración,
Contratos y Fiscalización, Luis Alberto Sánchez Fernández, visitaron la formación
Vaca Muerta y los avances en el desarrollo del crudo no convencional en el vecino
país, en mayo de 2013, el presidente y CEO de YPF, Miguel Matías Galuccio, los

29
recibió en la sede central de YPF en Puerto Madero, para avanzar en los acuerdos
de cooperación que llevan adelante ambas compañías.
Las autoridades de YPFB efectuaron un extenso recorrido por Loma La Lata Norte, en
la formación geológica Vaca Muerta, junto al embajador argentino en Bolivia, Sergio
Ariel Basteiro; el director de Servicios Compartidos de YPF, Sergio Affronti,
acompañados por equipos técnicos.
Con relación al shale, YPFB planteó la necesidad de recibir por parte de YPF el know
how para el desarrollo y la exploración de yacimientos no convencionales. Las
posibilidades que están analizándose son que YPF se sume como socio para el
desarrollo de un área o bien que brinde asistencia en materia de conocimiento. Existe
ya un caso que, de llevarse a cabo, sería el primer desarrollo de tight gas en Bolivia.
También se presentó el funcionamiento y los objetivos de YPF Tecnología (Y-TEC), y se
acordó una visita de técnicos y científicos de YPFB para evaluar el posible intercambio
tecnológico.
Villegas y Galuccio también suscribieron un acuerdo específico para la ejecución de
proyectos de capacitación técnica en la exploración y explotación de recursos
hidrocarburíferos convencionales y no convencionales. “Hemos firmado otro convenio
relacionado a la constitución de un Centro de Investigación y Capacitación en Bolivia
aprovechando el conocimiento y la experiencia de YPF”.
Se promoverá el acceso a la información y la capacitación de recursos humanos, de
tal forma que se permita el desarrollo adecuado del proyecto encarado.40
Varios expertos, señalan que no ven a Bolivia embarcada en este proyecto, por los
elevados montos de inversión y porque en el país no existe un marco legal para su
producción a mediano plazo.
CONCLUSIONES
ᴥ Estudios externos, han incluido al país como poseedor de importantes recursos
hidrocarburíferos no convencionales técnicamente recuperables ARI/EIA.
ᴥ Estudios efectuados por YPFB y por otras compañías petroleras, establecen la
existencia de recursos hidrocarburíferos no convencionales en el país, que
pueden explotarse por fracturación hidráulica (Fracking).
ᴥ El conocimiento científico a nivel global es insuficiente para entender de modo
integral y con un horizonte de largo plazo el alcance y magnitud de los riesgos
e impactos del fracking. Debido a estos vacíos de información, las medidas de
40
http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/upstream/62349-ypfb-y-ypf-acuerdan-
cooperacion-tecnica-para-evaluar-potencialidad-de-shale-gas-en-bolivia.html

30
prevención empleadas por la industria hidrocarburífera no son eficaces para
impedir o mitigar sus impactos.
ᴥ La Ley de Hidrocarburos, Ley N⁰ 3058, no considera la exploración y
explotación de recursos hidrocarburíferos no convencionales, de igual manera
la Ley de Medio Ambiente y otra normativa relacionada.
ᴥ Nuestro país ha demostrado interés para desarrollar ese tipo de operaciones,
sin embargo, posee información insuficiente sobre las características y el estado
de conservación de sus sistemas de agua superficial y subterránea, la estructura
y composición de sus subsuelos y la sismicidad de sus territorios, entre otros
aspectos. Además, insuficiente conocimiento de la magnitud y alcances de los
riesgos e impactos del fracking, genera un escenario de gran incertidumbre y
el peligro de daños profundos para las comunidades y el ambiente, por lo que
el Estado debe actuar con extrema precaución y proteger los derechos de las
presentes y futuras generaciones.
ᴥ Ante la incertidumbre científica y el riesgo de los daños graves e irreversibles
que el fracking de hidrocarburos no convencionales puede ocasionar en la salud
de las personas y el ambiente, debe aplicarse el Principio de Precaución.
ᴥ Los futuros proyectos de explotación de gas natural no convencional en Bolivia,
pueden aplicarse en caso de que se establezca una normativa técnica y
ambiental ulterior y de haber considerado la Ley de la Madre Tierra, Ley N⁰
071, que establece la protección y derechos de la tierra, y asegura que el
Estado consolidará el control sobre la protección de las reservas medio
ambientales, además establece derechos de la tierra, su uso racional y la
preservación y conservación de los recursos naturales en el marco de una visión
de desarrollo bajo el principio de respeto de la tierra, en sintonía con la política
del Vivir Bien y alejada de acciones que consideran el interés económico en el
cuidado del medio ambiente.
ᴥ Las condiciones esenciales para el desarrollo del gas no convencional son:
Existencia del reservorio, regulación, mercado y precios.
ᴥ La técnica de fracturación hidráulica, de acuerdo con los numerosos estudios
efectuados hasta el presente requiere, para 1 pozo de 9,000 a 29,000 m3,
para una plataforma (pad) de 6 pozos: 54,000 a 174,000 m3 (equivalentes a
la capacidad de almacenamiento de 22 – 69 piscinas olímpicas). Reactivos
químicos, 1 pozo requiere de 180 a 580 m3, para una plataforma de 6 pozos:
1,000 – 3,500 m3. El agua residual producida para 1 pozo es de 1,300 a
23,000 m3, para una plataforma de 6 pozos, 7,800 a 138,000 m3, este
aspecto es el que entraña graves consecuencias ambientales si acaso los pozos
estén mal construidos, o que los dispositivos receptores balsas (pits) de estas
aguas en superficie colapsen. Una fuga en el tanque, en el revestimiento de la

31
balsa o en la tubería que transporta el fluido puede dar como resultado que
materiales contaminados pasen directamente al suelo y, en el peor de los casos,
entren en contacto con las aguas superficiales o los acuíferos someros.
ᴥ Preocupa la posibilidad de que la fracturación hidráulica pudiera demandar
volúmenes que puedan agotar los recursos locales, si así fuese se originarían
graves problemas socio-ambientales.
RECOMENDACIONES
ᴥ El Estado boliviano tiene la obligación de generar información pública, veraz
e imparcial, basada en evidencia científica, sobre las características, procesos
y componentes del fracking, su interrelación e impactos sobre los elementos del
ambiente y la salud pública.
ᴥ Las autoridades deben generar espacios plurales y adecuados para la
participación de la sociedad civil en la toma de decisiones sobre el futuro del
fracking en sus territorios.
ᴥ A las empresas interesadas en promover la aplicación del fracking en el país,
les corresponde probar, con base en la ciencia, que existe certeza de que dicha
técnica no ocasionará daños graves o irreversibles a la salud pública o al
ambiente con un horizonte de largo plazo. Ello debe hacerse mediante la
incorporación de mecanismos de prevención y mitigación de impactos probados
científicamente e insertos en las disposiciones legales pertinentes.
ᴥ Debe urgentemente elaborarse una nueva Ley de Hidrocarburos, que
contemple aspectos relativos a la explotación de recursos hidrocarburíferos no
convencionales. Según el entonces viceministro de Exploración y Explotación de
Hidrocarburos, Eduardo Alarcón Arenas41, la búsqueda de recursos no
convencionales estará inserta en la nueva Ley de Hidrocarburos. Han
transcurrido más de cinco años y no se aprecian resultados.
41 21 de mayo de 2012. http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/upstream/52913-
cuantificaran-las-reservas-de-shale-gas-del-pais.html

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