Así lo identificó un ingeniero por medio de su tesis de maestría, quien recopiló 4.577 muestras y encontró que 2.200 de ellas tenían algún tipo de caracterización fisicoquímica.

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La información fisicoquímica del agua subterránea incluida en los estudios ambientales que las empresas petroleras presentan ante la autoridad ambiental no tiene un adecuado control de calidad ni seguimiento.

Así lo identificó el ingeniero Juan Pablo Malagón Navarro, estudiante de la Maestría en Ingeniería - Recursos Hidráulicos, en su tesis “Análisis estadístico multivariado del agua subterránea del sistema acuífero del Valle del Magdalena Medio”, supervisada por el profesor Leonardo Donado y la ingeniera Adriana Piña, con calificación nominada a meritoria.

El candidato a magíster recopiló 4.577 muestras en puntos de agua subterránea, y encontró que 2.200 de ellas tenían algún tipo de caracterización fisicoquímica. Después del análisis de calidad de datos, de localización y de valores de profundidad, entre otros, solo quedaron 140 muestras que cumplían el estándar de calidad para ser utilizadas en el estudio.

Esto indica que solo el 6 % de la información recolectada en archivos de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) es realmente útil, lo que pone en evidencia que el país no cuenta con una guía clara para tomar muestras y analizar los parámetros de calidad del agua subterránea. En consecuencia, las empresas petroleras presentaban estudios ambientales con información equivocada, la cual no es representativa del sistema hidrogeológico.

El ingeniero afirmó que “es de resaltar que muchas muestras no cumplen con el balance iónico, que es una garantía de la calidad y representatividad de la información evaluada”.

Nuevo protocolo

El conocimiento adquirido en esta investigación ya se presentó al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, y en la actualidad se ha incorporado un protocolo detallado para caracterización específica y análisis de resultados del agua subterránea en los nuevos términos de referencia para elaborar estudios ambientales.

El estudiante de maestría advierte en su investigación que “en toda la cadena analítica –toma de muestras, interpretación, control y vigilancia de los datos– se evidencian importantes problemas sistemáticos, lo que ha generado que los estudios no sean satisfactorios a la hora de conocer y caracterizar realmente el recurso hídrico subterráneo”.

Y agregó que “en la actualidad solo se están presentando resultados de caracterización de laboratorio sin un análisis de datos que sirva para aumentar el conocimiento y tomar decisiones con una menor incertidumbre”.

Con la tesis surgió el estudio con el que se pretendió ampliar el conocimiento hidrogeoquímico del área de estudio, analizando la información fisicoquímica del agua subterránea para aproximar una condición de línea de base regional. Ello debido a que la zona del Valle del Magdalena Medio (VMM) cuenta con un gran potencial de yacimientos de hidrocarburos en roca generadora (también llamados no convencionales, YNC), el cual requiere para su explotación de la controvertida técnica de fracturamiento hidráulico o fracking.

Para el análisis de la información recopilada se utilizaron técnicas estadísticas multivariadas y los resultados se relacionaron con el conocimiento geológico e hidrogeológico que el país tiene del VMM.

Con ello se hizo una primera aproximación en la identificación de los principales procesos geoquímicos que controlan la calidad del agua en el sistema acuífero del VMM, que son: recarga-infiltración de agua meteórica, disolución-interacción del agua con silicatos, óxido-reducción –atenuación natural dada por la presencia de un ambiente reductor– y alteración antropogénica –contaminación por el desarrollo de actividades antrópicas que se realizan en la región, como proyectos agrícolas, mineros y de hidrocarburos.

El ingeniero Malagón -quien en la actualidad es contratista del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible- añadió que se detectó una correlación positiva entre el aumento de cloruros (elemento típicamente presente en las aguas de producción) en el agua subterránea y la ubicación de los proyectos petroleros Casabe y Llanito. Esta situación se puede explicar por una inadecuada gestión de las aguas de producción generadas en los procesos de explotación de hidrocarburos, condición que se debe investigar con mayor detalle, según el estudio.

Por último, el investigador agrega que “la falta de conocimiento no solo de la calidad del agua, sino de todo el entorno hidrogeológico, sumado a falta de conocimiento de la geología estructural, los modelos geomecánicos, de integridad de pozos ya presentes (muchos muy antiguos) y mal abandonados, aumenta la probabilidad de alteraciones de la actividad petrolera sobre el agua subterránea”.

Y recomienda: “por lo anterior es de vital importancia, para el desarrollo sostenible del sector y de los nuevos retos en materia de producción de hidrocarburos, aumentar el conocimiento hidrogeológico del país. De igual manera se requiere mejorar las capacidades técnicas de las entidades encargadas de hacer el control y seguimiento a este tipo de proyectos”.