Los prolíficos pozos de petróleo y gas de Texas también generan miles de millones de galones de líquido salado conocido como agua producida. Gran parte de este líquido tóxico, al igual que el petróleo crudo, tiende a derramarse.
No sólo de vez en cuando, sino cientos de veces al año. Desde un gran derrame de 756,000 galones en el río Delaware en el oeste de Texas que elevó los niveles de cloruro, hasta cientos de pequeños vertidos en un condado de la Cuenca Pérmica, apenas hay un rincón del estado que no se vea afectado. Pero el desorden en los registros y la ambigüedad de las normas de la Comisión de Ferrocarriles de Texas (RRC), que regula las perforaciones de petróleo y gas, han ocultado durante mucho tiempo al público el alcance y la gravedad de estos derrames.
La Comisión de Ferrocarriles nunca adoptó formalmente el proyecto de directrices de 2009 para informar y limpiar los derrames de agua producidos. La agencia delegó la autoridad para establecer diferentes umbrales de presentación de informes a las oficinas de distrito, en un sistema que se basa en la autodeclaración de los delincuentes e incluye poca aplicación de la ley para garantizar la precisión y el cumplimiento.
Un portavoz de la comisión dijo que los derrames de agua producidos deben ser reportados y que la agencia investiga y mitiga completamente todos los derrames. Pero la agencia nunca ha adoptado directrices oficiales sobre derrames de agua y numerosas empresas tienen la impresión de que no están obligadas a informar ningún derrame.
Inside Climate News ha realizado el primer análisis público de los derrames de agua producidos en Texas, trabajando a partir de datos proporcionados en respuesta a solicitudes de registros abiertos a la Comisión de Ferrocarriles.
Durante la década comprendida entre 2013 y 2022, el análisis encontró que las compañías de petróleo y gas informaron más de 10,000 derrames individuales por un total de más de 148 millones de galones de agua producida. Siempre que es posible, las empresas utilizan camiones aspiradores para aspirar la mayor cantidad posible de agua derramada. Pero solo se recuperó alrededor del 40 por ciento del líquido reportado como vertido entre 2013 y 2022.
Los derrames variaron desde pequeñas fugas de menos de 10 galones hasta incidentes masivos: 19 de los derrames reportados excedieron los 500,000 galones. Aunque representaron una pequeña minoría de los derrames, con alrededor de 350 reportados en los datos, algunos de los incidentes más dañinos ocurrieron cuando el agua producida se tiró directamente en arroyos, ríos o lagos.
Tanto la perforación convencional de petróleo y gas como la fracturación hidráulica (fracking) dependen de grandes cantidades de agua, arena y productos químicos patentados, algunos de los cuales son tóxicos, para liberar el petróleo y el gas de las formaciones geológicas en las profundidades del subsuelo. El agua producida es el residuo líquido que regresa a la superficie y contiene tanto fluidos de perforación patentados como compuestos peligrosos naturales de la tierra, incluido el arsénico y compuestos orgánicos como el benceno, un carcinógeno.
El agua altamente salina puede dejar la tierra estéril durante años. Los residentes han presentado demandas que detallan los daños causados por agua de pozo contaminada y ganado envenenado.
En el condado de Anderson, al este de Texas, el ganadero Tate Willfong notó en julio un derrame de agua producida en su propiedad por el oleoducto de Vista Energy Consulting que mató el pasto en el que pastaba su ganado. Dijo que informó sobre los derrames a la Comisión de Ferrocarriles, pero que sólo obtuvo ayuda después de acudir a un reportero de la televisión local en KETK en Tyler. Vista Energy Consulting no respondió a una solicitud de comentarios.
“No tengo ningún problema con la Comisión de Ferrocarriles en este momento”, dijo Willfong. “Pero al principio no les saqué mucho provecho”.
En Lamesa, la sede del condado de Dawson en las altas llanuras donde la producción de petróleo de la Cuenca Pérmica limita con granjas de algodón e imponentes turbinas eólicas, Doty Huff y Saul Torres presentaron una demanda contra una empresa de energía llamada Enhanced Midstream, alegando que dos fugas de una de las tuberías de agua producida de la empresa contaminaron el agua de sus pozos y causaron una “pérdida total del valor justo de mercado” de su propiedad. Enhanced Midstream no respondió a las múltiples solicitudes de comentarios.
En el condado de Knox, al norte de Abilene, el ganadero Tim Foote presentó una demanda después de que su ganado derribara una valla alrededor de un tanque de Texcel Exploration donde se almacenaba el agua y el petróleo producidos. El ganado entró en contacto con el agua producida derramada y murieron 132 cabezas de ganado. Un tribunal de apelaciones confirmó recientemente la decisión de un tribunal de primera instancia de que no se puede responsabilizar a la empresa.
“Hay una razón por la que salaste la tierra de tu enemigo en la Biblia”, dijo Sarah Stogner, abogada de petróleo y gas en la Cuenca Pérmica, que ha documentado daños por derrames de agua producidos. “Nada crece”.
Los registros revelan tendencias
Los registros de la Comisión de Ferrocarriles sobre estos derrames no se guardan en una base de datos que permita un análisis fácil. En cambio, se anotan en hojas de cálculo mantenidas de forma caótica llamadas “registros de derrames”. Antes de realizar el análisis, Inside Climate News tuvo que diagnosticar y corregir varios problemas con los datos, como el uso incoherente de unidades, fechas introducidas incorrectamente, columnas desalineadas, entradas duplicadas, errores ortográficos en los nombres de las empresas y otros.
Es probable que los totales del análisis estén incompletos. Diferentes oficinas de distrito de la Comisión de Ferrocarriles piden a las empresas que informen sobre derrames en diferentes umbrales, y todo el sistema depende de que los operadores informen ellos mismos sus percances, con poca aplicación para garantizar que lo hagan de manera consistente y precisa.
Además de analizar los archivos proporcionados por la Comisión de Ferrocarriles, Inside Climate News obtuvo registros de derrames de sus oficinas regionales en todo el estado. El análisis de estos extensos documentos, distribuidos en más de 200 archivos de hojas de cálculo, arrojó un panorama general similar, pero registró casi 11 millones de galones adicionales de agua vertida.
Un examen más detenido de las diferencias entre los registros a nivel central y de distrito reveló varios grandes derrames de agua producida registrados a nivel de distrito que no se encontraron en los archivos centrales de la Comisión de Ferrocarriles. En algunos casos esto se debió a que el registro central correspondiente aparentemente no se había actualizado desde una entrada inicial. Otros, incluido un derrame de más de 500 mil galones en noviembre de 2022 de una tubería corroída operada por Occidental Petroleum en un sitio en el condado de Gaines, parecían faltar por completo en los registros centrales. Occidental no respondió a una solicitud de comentarios.
“Ha habido diferentes sistemas de seguimiento de derrames a lo largo del tiempo, por lo que podría haber diferencias si se comparan diferentes registros”, dijo un portavoz de la Comisión de Ferrocarriles.
La comisión y sus vagas reglas
A medida que la fracturación hidráulica permitió a Texas aumentar rápidamente la producción de petróleo, también se generaron grandes cantidades de agua producida. Pero incluso cuando el fracking transformó la industria del petróleo y el gas, la Comisión de Ferrocarriles no adoptó reglas formales para informar y remediar los derrames de agua producidos.
Un informe de 2022 calculó que solo la Cuenca Pérmica genera 3 mil 900 millones de barriles, o más de 168 mil millones de galones, de agua producida al año. Esto significa que las aguas residuales deben evacuarse de las plataformas de los pozos, almacenarse en tanques y transportarse en camiones hasta los pozos de eliminación. En cada etapa del proceso existe el riesgo de que se produzcan vertidos.
La Comisión de Ferrocarriles cuenta actualmente con 180 inspectores de petróleo y gas en todo el estado. En julio, Texas tenía más de 161 mil pozos de petróleo y 86 mil de gas en producción.
La Regla 3.20 de la Comisión de Ferrocarriles exige que las compañías de petróleo y gas notifiquen inmediatamente a una oficina de distrito después de derrames de petróleo o condensado, un hidrocarburo líquido de baja densidad presente en el gas natural. Esos vertidos se informan en un formulario de la Comisión Ferroviaria disponible públicamente conocido como H-8. Se debe dar a conocer cualquier derrame de petróleo crudo de más de 210 galones, o cinco barriles. La ley estatal prohíbe la contaminación del agua subterránea o superficial.
El formulario H-8 no incluye derrames de agua producida. Sin embargo, un portavoz de la Comisión de Ferrocarriles dijo a Inside Climate News que las empresas deben informar los derrames de agua producidos.
El portavoz dijo que la Comisión emitió 116 violaciones de la Regla 3.20 durante el año fiscal 2022. Sin embargo, el personal de la Comisión de Ferrocarriles no pudo identificar cuántas de estas violaciones fueron por vertidos de agua producida en lugar de derrames de petróleo.
La comisión redactó directrices para la limpieza de derrames de agua producida en 2009, que nunca se adoptaron formalmente. Las directrices establecen que las empresas no están obligadas a informar sobre estos accidentes, pero se les “alienta” a hacerlo, una aparente contradicción con la declaración de la comisión a Inside Climate News.
Esta ambigüedad ha generado confusión. Un portavoz de Apache, una compañía de petróleo y gas con sede en Houston que opera en la Cuenca Pérmica, dijo que la Comisión de Ferrocarriles no exige informes.
En un intercambio de correos electrónicos facilitado a Inside Climate News, un empleado de Chevron dijo a un propietario de tierras del condado de Crane que se había quejado a la empresa por un vertido de agua producida en su rancho que la empresa no estaba obligada a informar de los derrames. Un portavoz de Chevron dijo que la política de la empresa es “cumplir todos los requisitos de la RRC para informar de los vertidos, incluido el agua producida”, sin dar más detalles.
Según la oficina del Distrito 8 en Midland, que cubre el corazón de la Cuenca Pérmica, las empresas sólo deben informar los derrames de más de 250 barriles (10 mil 500 galones) de agua producida. Pero hay muchos vertidos menores en las hojas de cálculo del distrito, lo que indica que las empresas pueden tener sus propios estándares internos.
Mientras tanto, el agua producida está incluida en la regla de derrames del vecino Nuevo México, que clasifica los derrames de 25 barriles o más como emisiones importantes y los de entre cinco y 25 barriles como emisiones menores. En Nuevo México, tanto las emisiones mayores como las menores están prohibidas y deben informarse y remediarse.
Según el Center for Western Priorities, una organización conservacionista sin fines de lucro, durante 2022, los operadores en Nuevo México informaron 5,085,654 galones (121,087 barriles) de derrames de agua producida.
Las políticas de la empresa varían
Inside Climate News contactó a las 10 empresas con el mayor volumen total de derrames de agua producidos con preguntas sobre sus políticas internas para informar vertidos y remediación. Varias de las compañías han sido vendidas desde que ocurrieron los accidentes, en cuyo caso se contactó a los nuevos propietarios.
“Texas tiene requisitos estrictos de presentación de informes y estándares de limpieza para derrames que puedan ocurrir incidentalmente durante la producción de petróleo y gas”, dijo el presidente de la Asociación de Petróleo de la Cuenca Pérmica, Ben Shepperd, en un comunicado. “Los operadores de petróleo y gas en la Cuenca Pérmica siguen las mejores prácticas para manejar el agua producida”.
Un portavoz de Apache dijo que la compañía toma “medidas estrictas para almacenar y transportar el agua producida de una manera que reduzca el riesgo de impactos en el suelo, las aguas subterráneas y la calidad del agua superficial”.
El portavoz informó que la compañía informa cualquier derrame de más de 100 barriles (4 mil 200 galones) que “viole la contención secundaria o pueda considerarse sensible”.
Un portavoz de ExxonMobil, en referencia a su filial XTO Energy, señaló que la empresa cumple “con los requisitos de presentación de informes de la Comisión de Ferrocarriles de Texas”, pero no dio más detalles. El portavoz dijo que la remediación depende de la salinidad y el tipo de suelo.
Diamondback Energy, que no figura en la lista de las 10 principales, pero que en 2019 adquirió Energen, que sí aparece en la lista, es una de las pocas empresas que incluye datos sobre vertidos de aguas producidas en sus informes anuales de sostenibilidad. Según el informe de 2023 de la empresa con sede en Midland, los derrames aumentaron un 67% de 2021 a 2022.
Ashley Watt, propietaria de Antina Ranch en el condado de Crane, quien se quejó ante Chevron sobre un derrame en su propiedad en 2020 que, según ella, mató a varios árboles de mezquite, dijo que los operadores de petróleo y gas en la Cuenca Pérmica a menudo no informan los derrames a la Comisión de Ferrocarriles.
“Nunca he visto a un operador informar nada por sí mismo. Punto final, eso es todo”, aseveró Watt. “¿Cuántas multas por exceso de velocidad se impondrían si la única forma de que te descubrieran fuera denunciarlo tú mismo?”.
Watt comentó que sólo su propiedad tiene “cientos de pozos” y “cientos de millas de líneas de flujo” que transportan petróleo y gas. Watt dijo que los propietarios, y mucho menos los inspectores, son incapaces de comprobar regularmente todos los pozos o tuberías.
“Es casi cuestión de suerte que nosotros o alguien sufra un derrame”, comentó.
Watt señaló que un representante de Chevron finalmente le dijo que el agua producida no está incluida en la “definición de derrames requeridos para dar aviso” de la Comisión de Ferrocarriles y que la compañía no informaría el derrame a la RRC.
Un representante de Chevron declinó hacer comentarios sobre el vertido.
Protocolo de respuesta a derrames de la RRC
Aunque el portavoz de la Comisión de Ferrocarriles dijo a Inside Climate News que la agencia exige la remediación de todos los derrames, los registros y entrevistas muestran que la comisión sólo exigió la limpieza después de algunos derrames, no todos.
Apache informó que un tanque de almacenamiento derramó 77 mil 500 barriles (3,255,000 galones) de agua producida el 29 de julio de 2020 en el condado de Reeves, a unas 10 millas al norte de Balmorhea, Texas.
Según los documentos proporcionados en una solicitud de registros, los inspectores de la Comisión de Ferrocarriles visitaron el área, que cubría aproximadamente un cuarto de milla por media milla, el 29 de julio, el 8 de septiembre y el 12 de noviembre de 2020. Durante cada inspección, la CRR observó agua producida encharcada en el suelo, cristales de sal pesados y vegetación deteriorada.
El 17 de noviembre, la Comisión decidió rescindir el contrato de arrendamiento de Apache porque el derrame violaba las normas estatales. Apache se puso en contacto con la Comisión para apelar. El 26 de enero de 2021, el director del Distrito 8, Jeffery Morgan, respondió poniéndose del lado de Apache.
“Tras un nuevo examen, no será necesario adoptar nuevas medidas para este lugar en este momento”, escribió Morgan.
Apache mantuvo el contrato de arrendamiento. La Comisión de Ferrocarriles no requirió remediación ni impuso sanciones.
Un portavoz de Apache dijo que los reguladores y la compañía acordaron que sería “más dañino” excavar el suelo en lugar de permitir que la lluvia diluya el agua producida.
El portavoz de la Comisión dijo que las empresas deben eliminar la mayor cantidad posible de líquido después de los derrames y, en algunos casos, eliminar la tierra contaminada. Pero los expertos señalaron que la agencia debería adoptar un enfoque más holístico para la remediación.
En el caso del derrame de 756,000 galones de una línea de flujo hacia el río Delaware en el oeste de Texas, la Oficina del Distrito Midland de la Comisión de Ferrocarriles fue notificada inmediatamente el 1 de agosto de 2017, pero quedó en segundo plano frente a otras agencias en el monitoreo de la contaminación potencial.
El evento ocurrió después de que una unidad de eliminación de agua salada de Cimarex Energy en el condado de Culberson se quedara sin energía durante una tormenta. Aproximadamente 18 mil barriles de agua producida (o 756 mil galones, más que suficiente para llenar una piscina de tamaño olímpico) se derramaron de la línea de flujo al río Delaware, además de 420 galones de petróleo. El río es el hogar del mejillón de Texas, en peligro de extinción.
El agua producida tenía niveles de cloruro entre 80 mil y 100 mil partes por millón. La Agencia de Protección Ambiental (EPA) recomienda que el agua potable no exceda las 250 partes por millón.
El 4 de agosto, un miembro del personal de la Comisión de Calidad Ambiental de Texas (TCEQ) envió un correo electrónico a una colega después de que una contraparte en Nuevo México le informara sobre el derrame. “¿Les avisaron a todos sobre esto?”, ella preguntó. “Obviamente tenemos preocupaciones. ¿Tenemos a alguien revisando esto?”.
El 5 de agosto, el Departamento de Parques y Vida Silvestre de Texas documentó una muerte de peces en el río Delaware, incluidos pececillos, percas y carpas. Un inspector de la Comisión de Ferrocarriles, Glenn Gainey, visitó el sitio el 7 de agosto y el especialista en ingeniería de distrito Wade Goode se reunió con ejecutivos de la compañía dos días después.
“Tuve una reunión con representantes de Cimarex para discutir el progreso de la remediación, el plan a seguir y obtener los resultados de las pruebas de muestras de agua”, escribió Goode en una actualización de la inspección. “Cimarex me informó que las barreras que desplegaron no han visto ningún brillo de petróleo”.
La EPA envió a sus propios inspectores el 9 de agosto. Para el 21 de septiembre, la compañía parecía pensar que la remediación estaba terminando.
“Realizamos un sobrevuelo el jueves pasado y dado que no observamos ningún brillo o impacto negativo en el río o la costa circundante, Cimarex suspenderá esta operación”, escribió un supervisor de la compañía.
La EPA no estuvo de acuerdo. La Región 6 de la agencia, que cubre Texas y Nuevo México, finalmente emitió un acuerdo de consentimiento que exige que Cimarex pague una multa de $13,220 y continúe analizando el agua durante tres años en una sección de 40 millas del río Delaware.
Desde entonces, Cimarex Energy se fusionó con Cabot Oil & Gas para crear Coterra Energy, que no respondió a una solicitud de comentarios.
La participación de la EPA, la TCEQ y otras agencias en el derrame de Cimarex fue, en muchos sentidos, atípica. Para la mayoría de los vertidos, la Comisión de Ferrocarriles actúa por su cuenta. Un portavoz de la TCEQ dijo que si bien la RRC tiene jurisdicción sobre los derrames de agua producida, la TCEQ puede responder inicialmente a los informes de estos sucesos.
Un portavoz de la Región 6 de la EPA dijo que la Comisión de Ferrocarriles no está obligada a notificar a los funcionarios federales sobre los derrames de agua producida, a diferencia de los derrames de petróleo crudo de cierto tamaño.
El proyecto de directrices de 2009 de la Comisión de Ferrocarriles para la limpieza de derrames de agua producida se centra en reducir los niveles de cloruro en el suelo e identificar la posible contaminación de las aguas subterráneas. Las directrices también recomiendan realizar pruebas para detectar contaminantes adicionales, incluidos benceno, tolueno y metales en algunos casos.
Stogner, el abogado, dijo que en la práctica muchas empresas en la Cuenca Pérmica simplemente retiran el suelo y lo reemplazan con caliche, una roca sedimentaria común en el área. Dijo que las áreas remediadas no son aptas para ningún otro uso productivo como la agricultura. Stogner se postula contra la actual presidenta de la Comisión de Ferrocarriles, Christi Craddick, como miembro del Partido Adelante. En 2022, desafió sin éxito al comisionado Wayne Christian.
John Lacik ha utilizado su enmienda de suelo patentada para derrames de agua producidos en sitios desde Dakota del Norte hasta Luisiana. Aboga por remediar el suelo en el sitio, en lugar de transportarlo en camiones en tierra o roca. Lacik, que ahora es propietario de la empresa de remediación Gromega LLC, con sede en Texas, dijo que el cloruro no debería ser el único componente considerado en la remediación.
“Los tipos de tratamiento deben basarse y determinarse en cada sitio”, señaló Lacik. “Si hubiera una panacea, la estaríamos usando en todas partes”.
Los expertos coincidieron en que el problema de los derrames de agua salada en Texas no desaparecerá pronto. Pero Lacik dijo que hay soluciones para quienes estén dispuestos a buscarlas.
“Tal vez soy sólo un soñador en esto”, dijo Lacik. “Pero el buen Dios sólo hizo una cantidad limitada de tierra. ¿Cuál es el límite de costo para restaurar la tierra para que vuelva a ser productiva?
