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ESCUELATÉCNICASUPERIORDEINGENIEROSDEMINASYENERGÍA

GRADOENINGENIERÍAENTECNOLOGIASMINERAS

INTENSIFICACIÓN:ExplotacióndeMinas

PROYECTOFINDEGRADO

DEPARTAMENTODEINGENÍERIAGEOLÓGICAYMINERA

ANÁLISISTÉCNICOYECONÓMICODEUNYACIMIENTODESHALEGASENESPAÑA

DAVIDRIVERAALONSO FEBRERO2016


Realizadopor:

DavidRiveraAlonso

Dirigidopor:

DonJuanHerreraHerbert

I

ÍNDICE

ALCANCEYOBJETIVOS.................................................................................................................VII

RESUMEN....................................................................................................................................VIII

ABSTRACT....................................................................................................................................VIII

DOCUMENTONº1:MEMORIA.....................................................................................................1

1.INTRODUCCIÓN...............................................................................................................2

2.SHALEGAS.......................................................................................................................3

2.1ORIGENDELGASNATURAL.............................................................................................4

2.2IMPACTOSOCIO-ECONÓMICODELSHALEGAS..............................................................7

2.2.1RESERVAS.................................................................................................................8

2.2.2PAISESPRODUCTORES...........................................................................................12

2.2.3SHALEGASENESTADOSUNIDOS...........................................................................13

2.2.4EXPLOTACIÓNBARNETTSHALEGASFIELD............................................................17

2.2.5SUPUESTOIMPACTOSOBREELPIBESPAÑOL........................................................18

3.TÉCNICASDEEXTRACCIÓNYPRODUCCIÓN...................................................................20

3.1OPERACIONESPREVIASALAPERFORACIÓN.................................................................20

3.2OPERACIONESDEPERFORACIÓN..................................................................................21

3.3REVESTIMIENTODELPOZO...........................................................................................21

3.4COMPLETACIÓNDELPOZO...........................................................................................22

3.5PERFORACIÓNDIRECCIONAL.........................................................................................22

3.6FRACTURACIÓNHIDRÁULICA........................................................................................22

4.SITUACIÓNLEGISLATIVA................................................................................................24

4.1LEGISLACIÓNENESTADOSUNIDOS..............................................................................24

4.2LEGISLACIÓNDELAUNIÓNEUROPEA...........................................................................26

4.2.1NORMATIVAREFERENTEALUSODEAGENTESQUIMICOS....................................26

4.2.2NORMATIVAAPLICABLEARESIDUOSDEACTIVIDADESEXTRACTIVAS..................29

4.2.3NORMATIVAREFERENTEALUSOYPROTECCIÓNDELASAGUAS.........................30

4.2.4NORMATIVAREFERENTEALACONSERVACIÓNDEHÁBITATSNATURALES...........34

4.3LEGISLACIÓNENESPAÑA..............................................................................................35

4.3.1LEYDEHIDROCARBUROS.......................................................................................35

II

4.3.2NORMATIVAESPAÑOLAREFERENTEALMEDIOAMBIENTE.................................36

4.3.3NORMATIVAESPAÑOLAREFERENTEALUSOYPROTECCIÓNDEAGUAS..............37

4.4LEGISLACIÓNREGIONAL................................................................................................38

5.YACIMIENTODESHALEGASENESPAÑA........................................................................39

6.PROYECTOURRACA.......................................................................................................43

7.CONCLUSIONES.............................................................................................................46

BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................................................47

DOCUMENTONº2:ESTUDIOECONÓMICO.................................................................................50

DOCUMENTONº3:ANEXOS.......................................................................................................68

III

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA1:DIFERENTESFUENTESDEGASNATURALFUENTE:EIA.....................................................................3

FIGURA2:DIAGRAMADEVANKREVELEN.........................................................................................................4

FIGURA3:VENTANASDEPRODUCCIÓNDEPETRÓLEOYGAS...........................................................................5

FIGURA4:MAPAMUNDIALDELASRESERVASDESHALEGAS...........................................................................8

FIGURA5:DISTRIBUCIÓNDELOSYACIMIENTOSDEGASNOCONVENCIONALENELMUNDO.......................12

FIGURA6:DISTRIBUCIÓNDELOSYACIMIENTOSESTADOUNIDENSES............................................................13

FIGURA7:COMPARATIVADEPRECIOSGAS-PETRÓLEO..................................................................................14

FIGURA8:BALANZACOMERCIALFUENTE:DELOITTE......................................................................................18

FIGURA9:MAPAGEOLÓGICODELACUENCAVASCO-CANTÁBRICA...............................................................40

FIGURA10:CORTEGEOLÓGICODELACUENCAVASCO-CANTÁBRICA............................................................41

FIGURA11:SECCIÓNCRONOESTATIGRÁFICADELACUENCAVASCO-CANTÁBRICA.......................................42

IV

ÍNDICE DE TABLAS Y ESQUEMAS

TABLA1:RESERVASESTIMADASPORLACOMPAÑÍAGESSALENMARZO2013..............................................10

TABLA2:RESERVASESTIMADASENESPAÑASEGÚNDELOITTEENFEBRERO2014........................................11

TABLA4:RESERVASESTIMADASENELPROYECTOURRACA............................................................................43

ESQUEMA1:ACTIVIDADESPREVISTASENELPROYECTOURRACAFUENTE:BNK............................................44

TABLA5:PARÁMETROSDEEXPLOTACIONESDESHALEGASENEE.UU.FUENTE:IFP.....................................51

TABLA6:EXPLOTACIONESSIGNIFICATIVASENEE.UU.....................................................................................53

TABLA7:PLANTEAMIENTODELAINVERSIÓNENELPROYECTOURRACA.......................................................54

TABLA8:RESULTADOSDEINGRESOSYMARGENBRUTOENELPROYECTOURRACA.....................................55

V

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICO1:REPRESENTACIÓNDELASRESERVASESTIMADASSEGÚNDOMINIOGEOLÓGICO.......................10

GRÁFICO2:REPRESENTACIÓNDELASRESERVASESTIMADASSEGÚNDELOITTE............................................11

GRÁFICO3:PRODUCCIONESANUALESDEGASNATURALENEE.UUFUENTE:EIA..........................................15

GRÁFICO4:CONSUMOSDEGASENEEUUFUENTE:EIA..................................................................................15

GRÁFICO5:IMPORTACIONESANUALESDEGASNATURALENEE.UU.............................................................16

GRÁFICO6:EXPORTACIONESANUALESDEGASNATURALDEEE.UU..............................................................16

GRÁFICO7:PRODUCCIÓNANUALPORPOZOENEE.UU..................................................................................52

GRÁFICO8:EVOLUCIÓNDEPRODUCCIÓNYVIDAÚTILDEUNPOZO.............................................................54

GRÁFICO9:EFECTODELAREDUCCIÓNDEPRECIOSENELVANYTIRDEUNPOZO.......................................59

VI

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO–ITABLADEADITIVOSENELPROCESODEFRACTURACIÓN...............................................................69

ANEXO–IIREGALEMENTOTEXASFLUIDOSDEPERFORACIÓN.......................................................................74

ANEXO–IIIREGLAMENTODEPROTECCIÓNDEAGUASDETEXAS..................................................................88

ANEXO–IVDATOSANUALIZADOS,ECONÓMICOSYPRODUCTIVOSDELYACIMIENTO................................116

VII

ALCANCE Y OBJETIVOS

EsteProyectoFindeGradopretenderealizarunanálisistécnicoyeconómicodelosrecursosde gas de esquisto ubicados en España, introduciendo su génesis y diferenciación conrespectoalosconsideradosrecursosconvencionalesdegasnatural.Paraello,seanalizaelpotencialdeestetipoderecursosanivelespañoltomandocomoejemploelimpactoqueelaprovechamientodeestosrecursosenergéticoshaprovocadoenlaeconomíaestadounidense,tantoanivelsocialcomoeconómico.Sepretendeasí,poderanalizarlaviabilidaddeunproyectoextractivoennuestropaísconsiderandounashipótesisdecálculobasadaenlascondicionesdeexplotaciónenEstadosUnidos.Se desarrollan las técnicas extractivas y productivas para el aprovechamiento de estosrecursos, con especial hincapié en el aprovechamiento de los recursos energéticosempleandolatécnicadefracturaciónhidráulica,tecnologíafundamentalenlosprocesosdeexplotacióndegasdeesquisto.Tomandocomoejemplodenuevoelcasoestadounidensedeaprovechamientodegasdeesquisto, se ponen demanifiesto las diferencias normativas entre los EstadosUnidos yEuropayEspaña,siendoesteunodelosmotivosclaveeneldesarrollodelasexplotacionesderecursosnoconvencionales.En cuanto al ámbito nacional, en este documento se presenta y analiza la hipótesis deexplotación de los recursos de gas no convencionales de la cuenca Vasco-CantábricatomandocomobasedelestudioelproyectoUrraca,situadoendichacuenca.

VIII

RESUMEN

ElobjetivodeesteProyectoFindeGradoconsisteendeterminarlaposibilidadtécnicayeconómicadelarealizacióndeunaexplotaciónde“shalegas”ogasdeesquistoenEspaña.Paraelloseexponeelorigengeológicoyquímicodeestetiporecursosyse realizaunaexplicación de los métodos de perforación y extracción, en especial el método defracturaciónhidráulica.SeanalizantambiénlosmarcoslegalesylegislativosdeEstadosUnidos,laUniónEuropeayEspañaenlasnormativasreferentesalapropiedaddelsubsuelo,lasnormativasespecíficasde explotaciones de recursos mineros y las normativas de protecciónmedioambiental,especialmente en cuanto al tratamiento de aguas. Se demuestra la incidencia de estasexplotaciones de “shale gas” en la economía estadounidense, especialmente en lareducción de las importaciones de gas desde el inicio operativo de estos recursos y elincrementodelasexportacionesgasistas.Finalmente, se realiza un análisis económico de un yacimiento en España con reservasestimadas utilizando diferentes escenarios, tomando datos reales de explotaciones enyacimientosestadounidensesyextrapolandoestosdatosalcasoespañol.

ABSTRACT

Theaimofthisprojectistodeterminethetechnicalandeconomicalpossibilityofashalegas field development in Spain. Geological and biochemical origin of this type ofhydrocarbonresourcesandexploitationanddrillingmethodsusedinthistypeofreservoirsareexplained,focusingespeciallyonhydraulicfracturingmethod.Landpropertyrights,drillingandenvironmentalregulationsintheUnitedStatesofAmerica,EuropeanUnionandSpainareanalysed.TheimpactofthisunconventionalresourceontheUnitedStateseconomy,especiallyintermsoftradebalance,isstudied.ItisalsopresentedinthisdocumentthepredictedimpactonSpanisheconomyifitsunconventionalresourceswereexploited.Finally,aneconomicalanalysisofaSpanishshalegasfield,withseveralscenarios,willbeevaluatedconsideringrealdatafromNorthAmericanfields.

ESCUELATÉCNICASUPERIORDEINGENIEROSDEMINAS


TecnologíasMineras

DEPARTAMENTODEINGENIERÍAGEOLÓGICAYMÍNERA


DOCUMENTONº1:MEMORIA


2

1.INTRODUCCIÓNObservandoelpanoramadeEstadosUnidosenmateriaenergética,secompruebacomoatravésdelaexplotacióndesusrecursosdegasnoconvencionaleshaconseguidounhitohistóricoen sueconomía.Mediante la explotacióndegasdepizarraodeesquistomásconocido como “shale gas”, la economía estadounidense ha pasado de ser netamenteimportadoradegasnaturalaconseguirsuplirgranpartedesuconsumointernoatravésdetécnicas extractivas como la fracturación hidráulica e incluso llegar a exportar susexcedentes.Debidoaestas técnicasextractivas, lospreciosdegasnaturalenEstadosUnidossehanreducido,tantoparaelmercadoeléctricocomoparaelmercadoindustrial,haciendomáscompetitivo su tejido industrial. Consecuentemente, aportan una mejora tanto a suproducto interior bruto como a su balanza comercial, permitiendo incluso hacerestimacionesdecuandoalcanzarásuautosuficienciaenergética.Al igual que los Estados Unidos, la Unión Europea es energéticamente dependiente depaísesexternosaella,comoNigeria,(principalimportadordepetróleo)oRusia(principalimportadordegasnatural).Deigualmodo,laUniónEuropeaposeeyacimientosdegasnoconvencional,porloquesurgeladudadesielmismoaprovechamientodeestosrecursosen Europa tendría las mismas consecuencias positivas que en los Estados Unidos.Concretamente, en el caso español, las reservas de gas no convencional superanampliamentealasconvencionales.Para la extraccióndeeste tipode recursos se analiza lanormativaespañola, europea yestadounidenseyenparticularladelEstadodeTexasporserunEstadoreferenteentemasextractivos de hidrocarburos. El Estado de Texas tiene amplia experiencia en elaprovechamientoderecursosenergéticostantoconvencionalescomonoconvencionales,esporello,queconelpasodeltiempo,haidoelaborandonormativasespecíficasentemasmedioambientalesyencuestionesoperativas.UnadelasprincipalesdiferenciaslegislativasminerasentrelosEstadosUnidosylaUniónEuropeaeslaconsideracióndelsubsuelo.EnEstadosUnidoselsubsueloseconsideracomopropiedadprivadaynoestatalofederal,loquefavorecelaaparicióndenuevasáreasdeexplotación.

3

2.SHALEGASSeentiendepor“shalegas”ogasdepizarra,elgasnaturalqueseencuentraatrapadoentrelutitas o pizarras, en las fracturas y diaclasas en forma libre o gas absorbido sobre lasmicropartículascarbonosas.Elshalegasseclasificacomounrecursonoconvencionaldebidoaquenocumpleconlasespecificacionesodefinicionesderecursoconvencional.Seentiendeque,“paraquehayaun yacimiento de hidrocarburos (petróleo o gas) hace falta una roca madre, una rocaalmacényunarocasello.Ademáseraprecisoquehubierahabidounprocesogeneradordetrampasestratigráficasoestructurales,juntoconunprocesodemigraciónyacumulacióndehidrocarburosenlasmencionadastrampas”(Leslie.B.MagoonUS.GeologicalSurvey,1994).Enelcasodelshalegas,tantolarocamadrecomolarocaalmacénformanpartedelaproducciónapesardelabajapermeabilidad.Ambas,puedenproducirgasencantidadescomercialessiseconsiguedesarrollarenlamisma,unareddefracturasartificiales.Otro factor que lo hacedistintivo es quenohace falta que existan las clásicas trampasestratigráficasoestructuralesparaproducircomercialmenteloshidrocarburos.

Figura 1: Diferentes fuentes de gas natural FUENTE: EIA

4

2.1ORIGENDELGASNATURAL

El gas natural, al igual que el petróleo, se forma en sedimentos con alto contenido demateriaorgánicaenextensasregionesgeológicasdenominadascuencassedimentarias.Lamateriaorgánicapresenteenlossedimentosprocededeorganismosmarinosyterrestresdepositadosendiversosambientessedimentarios,enloscuales,debidoaladeficienciadeoxígeno,lamateriaorgánicapuedeversesometidaacondicionesreductoras(condicionesanaeróbicas).Elorigendelgasnaturalcomienzaconelprocesodemaduracióndelkerógeno,definidocomolamateriaorgánicaenlarocasedimentariainsolubleensolventesorgánicos,yqueprovienedeladescomposicióndelamateriaorgánicacuandoéstavaquedandoenterradaen condiciones reductoras. Los procesos de maduración de la materia orgánica sontransformacionesfísico-químicosprovocadasfundamentalmenteporlaacciónconjuntadeltiempo, lapresióny la temperatura.Seentiendepormadurezde lamateriaorgánicaelgrado de desarrollo de dichos procesos. Amedida que la roca alcanza por subsidenciamayores profundidades se distinguen tres etapas, la diagénesis, la catagénesis y lametagénesis.

Figura 2: Diagrama de Van Krevelen

5

Ladiagénesisseconcibecomoelprocesoporelqueelsistemaseaproximaalequilibriobajo condiciones de poca profundidad, llevando a los sedimentos a su consolidación yproduciendolastransformacionesquímicasqueconsiguencomoproductofinalmoléculasdemetano(CH4),dióxidodecarbono(CO2),agua(H2O)ysulfurodehidrogeno(H2S).Esenestaetapadondelamateriaorgánicapierdelamayorpartedesusgruposfuncionales.Continuando con las etapas de maduración, a mayores profundidades, y por lo tantopresiones y temperaturas, la materia orgánica alcanza la siguiente etapa, denominadacatagénesisenlaqueloskerógenoscomienzanconelprocesodegeneracióndepetróleoygas natural. Es en esta etapa en la que se presenta el rango demáxima generación depetróleodenominada“ventanadepetróleo”ydeformaidénticasepresentaelrangodemáximageneracióndegasnaturaldenominada“ventanadegas”.Estasdosventanasdeproduccióndifierenencuantoa laprofundidadytemperaturadegeneración, siendo en el caso del gas naturalmuchomayor en comparación con la delpetróleo.

Figura 3: Ventanas de producción de petróleo y gas

La última etapa, la metagénesis, se caracteriza principalmente por sus elevadastemperaturas y su gran profundidad creando condiciones que provocan el cese degeneracióndepetróleoygasapartirdelkerógeno.

6

En el caso particular del gas de esquisto, o shale gas, las diferencias que presentan losyacimientosdeeste tipocon respectoa losdepósitosdegasnatural convencionalesnoatiendenalorigenbiológicodelgassinoaprocesosgeológicosposterioresasuformación.Enelcasodelosyacimientosdegasconvencional,elgasoriginadoenlarocamadretienelaposibilidad,graciasalapermeabilidaddelosporosdeestayalapresiónestratigráficadelaformación,demigrarhastazonasmássuperficiales,depositándoseenrocasalmacén.Seentiendeporrocaalmacénaquellarocalosuficientementeporosaypermeablecomopara que se pueda almacenar petróleo o gas en cantidad explotable de formaeconómicamenterentable,estarocahadesercerradayteneralgunarelaciónfísicaconlarocamadre,yaseamediantefracturasquepermitanelpasodeloshidrocarburosobienporcontactodirectoconesta.Enelcasodelosyacimientosdegasdeesquisto,estasmigracionesnohansidoposiblesdebidoalaescasapermeabilidaddelarocamadre,porloqueenestetipodeyacimientoselgassesigueubicandoenlarocamadreaunamayorprofundidad.

7

2.2IMPACTOSOCIO-ECONÓMICODELSHALEGASEnelsiguienteapartadosemencionanlos impactossocio-económicosde lasactividadesextractivas, y se desarrolla un ejemplo de impacto socio-económico de la explotaciónestadounidensede“Barnettshalegasfield”enTexas.Con objeto de poder comparar el efecto socio-económico de esta explotaciónestadounidense, con una a nivel nacional, se expondrá un análisis publicado por lacompañía consultora Deloitte, en relación al impacto del desarrollo de la exploración yproduccióndehidrocarburosenlaeconomíaespañoladesarrolladoparaACIEP(AsociaciónEspañoladeCompañíasde Investigación, Exploración,ProducciónyAlmacenamientodeHidrocarburos).Asuvez, secompararán las reservasestimadasanivelmundial,europeoynacional,asícomolosprincipalesproductoresdegasnaturalanivelmundial.Elimpactosocio-económicoquegeneranlasactividadesextractivasdeloshidrocarburosesmúltiple. En cuanto al impacto económico se refiere, las actividades de explotación dehidrocarburosaportanalpaísquelasrealiza,unincrementodesuproduccióninternabruta(PIB)yunamenorimportacióndemateriasprimas,tantodepetróleocomodegas,deotrospaíses,por loquesemejora labalanzacomercial,entendiendoporbalanzacomercial ladiferenciaentreexportacioneseimportacionesdedichopaís.UnmayoraumentoenelPIBprovocaasímismo,unimpactosocialenformadeempleo.Laextracción de estos recursos genera nuevos puestos de trabajo directos, indirectos einducidos.Otrodelosimpactosquegeneranestasexplotacionestienecarácterestratégico,yaquealdisminuir las importaciones, la menor dependencia energética reduce el peso de laspolíticasinternacionalesenmateriaenergética.

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2.2.1RESERVASAdiferenciadelasreservasdegasconvencional,lasreservasdeshalegas,seextiendenalolargodelglobodeunaformamásomenosuniforme,comosepuedeobservarenlafigura4. En ella se aprecia como países como China o Estados Unidos, países históricamentedependientesdelasimportacionesderecursosenergéticos,presentanvolúmenesdeshalegas superiores a las depetróleo convencional y de ahí el interésque su explotaciónhacobrado a lo largo de esta última década, ya que debido al gran volumen estimado dereservas, el gas natural se perfila como un recurso energético duradero y un posiblesustitutoaotroscombustiblesfósiles.

Figura 4: Mapa mundial de las reservas de shale gas.

9

Deacuerdoconelestudio, “gasnoconvencional: recursos,previsionesdeproduccióneimpacto geopolítico de su desarrollo”, publicado por el catedrático de Estratigrafía yprofesordeRecursosEnergéticosyGeologíadelPetróleoenlaFacultaddeGeologíadelaUniversidad de Barcelona,MarianoMarzo realizado para FUNSEAM (Fundación para laSostenibilidadEnergéticayAmbiental)enjuniode2014,basándoseendiferentesinformesdelainstituciónEnergyInformationAdministration(EIA)delGobiernodelosEE.UU,realizalassiguientesconclusionesdeacuerdoalasreservasdeshalegasenEuropa:

“Por lo que respecta a Europa, las estimaciones de recursos técnicamenterecuperablesdegasde lutitasefectuadasen11paísesarrojanunacifraconjuntaaproximadade13,2x1012mc.DichacifraconjuntasituaríaaEuropaenelséptimolugardelrankingmundial,pordetrásdeMéxicoypordelantedeAustralia.El60%delosrecursostotalesdelviejocontinente se localizarían en Polonia y Francia, que con 4,1x1012 y 3,8x1012 mc,respectivamente,queencabezanelrankingeuropeo,seguidosamuchadistanciaporRumania (1,4x1012 mc), Dinamarca (0,9x1012 mc), Holanda y Reino Unido (con0,7x1012mccadauno).España,con0,22x1012mcocuparíaelpuestodécimo,pordetrásdeBulgariayAlemania(con0,48x1012mccadauno)ySuecia(0,3x1012mc).SegúndatosdeBP(StatisticalReviewofWorldEnergy,June2013),elconsumodegasnaturalenlaUniónEuropeafuedeaproximadamente0,44x1012mcen2012,demaneraquelosrecursostécnicamenterecuperablesdegasdelutitaspodríancubrirhasta30añosdeconsumoymultiplicarporunfactorde7,6lasactualesreservasprobadasdegasdelaUE.”

Desdeelmismopuntodevista,encuantoalpanoramanacional,secomentaenelmismoinformelosiguienteacercadelasreservasnacionalesdeshalegas:

“ElinformedelaAIE(USAIE2013)presentalanovedaddeincluirporvezprimerauna estimación de recursos técnicamente recuperables de gas de lutitas paraEspaña.EnconcretoseanalizanlascuencasVasco-CantábricaydelEbro.Enelprimercaso,por motivos técnicos, el estudio solo considera como potencialmente favorablealgunas formaciones de “shales” de edad jurásica, para las que se calcula unaacumulacióninsitude1,18x1012mc,deloscualesúnicamentepodríanrecuperarsealrededorde0,22x1012mc.El informenoentraacuantificar losposibles recursostécnicamente recuperables de la cuenca del Ebro, ya que considera que lasformacionesde“shales”PaleozoicasyEocenasexistentesenel subsuelodedichacuencanocumplenunodelosrequisitosgeoquímicosbásicosparalageneracióndecantidadesapreciablesdehidrocarburos:elcontenidodemateriaorgánica(TOC)endichasformacionesesbajo.

10

Portodoello,alaesperadenuevosestudios,elinformedelaAIEconcluyequelasreservastécnicamenterecuperablesdegasdelutitasenEspañasonde0,22x1012mc.Esta cifra, que queda muy por debajo de otras estimaciones hechas públicasrecientementeennuestropaís,permitiríacubrirelconsumodegasnaturaldeEspañadurante algomásde 7 años ,asumiendo las cifras de consumopara el año2012publicadasporBP(StatisticalReviewofWorldEnergy,June2013).”

Coincidiendoconloscomentariosanteriores, lasestimacionesde lasreservasnacionalespublicadasenelestudio“Evaluaciónpreviademarzode2013”elaboradoporlacompañíaGessal, acerca de los recursos prospectivos de hidrocarburos convencionales y noconvencionales en España, y contrastando sus datos con el IGME (InstitutoGeológico yMinerodeEspaña)sepresentanlossiguientesresultados:

DominioGeológico ShaleGas(Bcm)CuencaVascoCantábrica 1.084

Pirineos 260CuencadelDuero 72CuencadelEbro 32CordilleraIbérica 95CadenasCatalanas 15

CuencadelGuadalquivir 79MacizoHespérico 340

Total 1.977

Tabla 1: Reservas estimadas por la compañía Gessal en marzo 2013

EnélsepuedeobservarcomolasmayoresconcentracionesdegasnaturalenEspañaseencuentranenlacuencaVascoCantábrica.

Gráfico 1: Representación de las reservas estimadas según dominio geológico

0200400600800

1.0001.200

CuencaVasco

Cantábrica

MacizoHespérico

Pirineos CordilleraIbérica

CuencadelGuadalquivir

CuencadelDuero

CuencadelEbro

CadenasCatalanas

ShaleGas(Bcm)

11

BasándoseenelanteriorinformemencionadodelacompañíaGessal,muestranlasreservasestimadasdeacuerdocondiferentesescenariosprobabilísticosdelanálisispublicadoporlacompañía consultora Deloitte, en relación al impacto del desarrollo de la exploración yproduccióndehidrocarburosenlaeconomíaespañoladesarrolladoparaACIEP(AsociaciónEspañoladeCompañíasde Investigación, Exploración,ProducciónyAlmacenamientodeHidrocarburos).Comoresultadodeestashipótesis,sepuedeapreciarqueencuantoareservasgasistasenEspaña, el gas no convencional representa más del 75% en todos los escenariosprobabilísticosyencuantoavolumenestimadopodríaabastecerlademandaactualdegasdurantemásde70años.

Tabla 2: Reservas estimadas en España según Deloitte en Febrero 2014

Gráfico 2: Representación de las reservas estimadas según Deloitte

12

2.2.2PAISESPRODUCTORESLa concentración de las reservas y recursos convencionales en Europa Oriental-Eurasia(principalmenteenRusia)yenOrienteMedio,alberganrespectivamente,cercadel30,6%y del 26,5% de las reservas y recursos técnicamente recuperables de gas naturalconvencionaldelmundo.Es esta distribución geográfica por lo que países como Rusia hayan sido los primerosproductores del mundo de gas natural, pero también, esta distribución uniforme yabundantedelosyacimientosdegasnoconvencionalenelmundo,puedeprovocarunasituacióndecambio.Situacionespolíticascomolosconflictosruso-ucranianoshansidofuentedeunaactivaciónenergética en la Unión Europea, fomentando la investigación y el desarrollo de lasactividadesdeextraccióndegasnoconvencional.El hecho de que el abastecimiento energético de un país se considere estratégico, hainfluidoenlospaíseseuropeosdeformaquesebusqueunamenordependenciaenergética,queenalgunoscasos,comoelespañol,suimportacióndehidrocarburosesdelordendel99%respectoalconsumo.

Figura 5: Distribución de los yacimientos de gas no convencional en el mundo

13

2.2.3SHALEGASENESTADOSUNIDOSLaexplotacióndelosrecursosnoconvencionalesenlosEstadosUnidos,enparticulardelaextracción de gas de esquisto, ha supuesto una nueva visión global de este tipo deyacimientos. Su condición geográfica, unido a una legislación más laxa en términosextractivosrespectoaotrospaíses,hapermitidoelaprovechamientodeunrecursoquehallegadoasuponerlamitaddelaproduccióndegasnacional. La extracción de este tipo de recursos se desarrolla rápidamente debido a la situacióneconómicaenlaqueseencontrabaelpreciodelasmateriasprimas,conpreciosporbarrilde petróleo superiores a los 100 $/bbl delWest Texas, indicador principal del petróleoestadounidense.Tras la extracción de los grandes volúmenes de gas pizarra mediante técnicas noconvencionales,enyacimientoscomolosdeMarcellus,enelestadodeNuevaYork,eldeBarnettenTexasoHaynesville-BossierenelestadodeLousiana,hansidolosmotoresdeuncambioenergéticoenelpaís.LospreciosdegasnaturalindicadosporelmercadogasistaHenry Hub, descendieron hasta valores próximos a los 4 $/MBTU, convirtiendo al gasnatural en una alternativa viable al petróleo y a otras fuentes energéticas como porejemplo,elcarbón.

Figura 6: Distribución de los yacimientos estadounidenses

14

Enesteescenario,ssehacíaehaciaevidentequeunaalternativaenergéticacomoelusodelgasdeesquisto,podríasuplirlademandaenergéticadelpaísaunpreciosensiblementemenoryaportandoenormesventajaseconómicasparasueconomía.De acuerdo con el “Annual Energy Outlook 2015”, publicado por el Departamento deEnergíadelosEstadoUnidosenabrilde2015,cabedestacar:

• Desdeelpuntodevistaenergético,eldescensodelospreciosdelgashafavorecidounareducciónenlospreciosdelsectoreléctricoestadounidense.

• Desdeelpuntodevistaindustrial,elconsumodegasaumentadebidoalareduccióndeloscostesdelamateriaprima,engranmedidagraciasalconsumodeloscicloscombinadosparageneracióneléctrica.

Figura 7: Comparativa de precios gas-petróleo

Enlafigura7sepuedeapreciar,comolarelacióngas-petróleoenlosEstadosUnidosdesdelosaños90sehaidomodificando.Enunaprimeraetapa,lospreciosentreambasmateriasprimasnopresentanrelaciónentreellas.Enlasegundaetapadebidoalaindexacióndeloscontratosdelgasalargoplazoalpreciodelpetróleo,seobservaquelastendenciasdelosprecios son idénticas. Por último, en la tercera etapa se aprecia como el efecto de laextraccióndelgaspizarra,hainfluidoenlacaídadepreciosycomosehaindependizadodelatendenciadelospreciosdelpetróleo.

15

Como semuestra a continuación en la gráfica número 3, tomando como referencia losinformes anuales publicados por el organismo americano Energy InformationAdministration(EIA),sepuedevalorarycuantificarcualhasidoelvolumendegasnaturalproducidoyconsumidoenlosEstadosUnidos.Esdurantelosaños2006al2012enlosquelaproduccióndegasnaturalsufreunaumentoconsiderable,superandolos8billonesdepiescúbicosdegas.Esteaumentoesdebidoalincrementocontinuadoenlaproduccióndelosyacimientosdegasnoconvencionales,quefue consumido mayoritariamente por el sector eléctrico y por los diferentes sectoresindustriales.

Gráfico 3: Producciones anuales de gas natural en EE.UU FUENTE: EIA

Gráfico 4: Consumos de gas en EEUU FUENTE: EIA

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Paralelamentealaumentodelaproduccióndisminuyeelritmodelasimportacionesquecaenconsiderablemente,aproximadamente2billonesdepiescúbicosenelperiodo2006–2012comoseindicaacontinuaciónenlagráficanúmero5.EstadosUnidoshasidohistóricamenteunpaís importadordegasnaturaly graciasa laexplotacióndesusyacimientosdegasnoconvencional,seencaminaaserenergéticamenteindependiente,mejorandosubalanzacomercial.Unhechohistóricoparaelpaíshasidolaexportacióndemásde0,9billonesdepies cúbicosenelperiodo2006 -2012, comosepuedeapreciarenlagráficanúmero6.

Gráfico 5: Importaciones anuales de gas natural en EE.UU

Gráfico 6: Exportaciones anuales de gas natural de EE.UU

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2.2.4EXPLOTACIÓNBARNETTSHALEGASFIELDAnalizandoparticularmenteelcasodelaexplotaciónBarnettShaleGasFieldseobservaelimpactopositivoquegeneraenelempleoyenlaeconomíaestatalyfederal.La explotación del yacimiento de Barnett Shale Gas Field, de acuerdo con el informepublicado por el grupo Perryman, titulado “Impact of Oil and Gas Exploration andProductiononBusinessActivityandTaxReceiptsintheRegionandState”deseptiembrede 2014, afirma que los ingresos generados por las actividades de extracción dehidrocarburos tuvieronuna repercusión económica de 480,6millones de dólares en losgobiernoslocalesanualmente,yde644,7millonesalEstadofederaldeTexas.Encuantoalempleolocuantificaenlacreaciónde107.650nuevoscontratos.Según este mismo estudio, desde que comenzaron los procesos de extracción en elyacimientodeBarnettShaleGasFieldenelaño2001,secuantificanenmásde4,5millonesde dólares los ingresos repercutidos a los gobiernos locales y enmás de 6millones dedólaresalEstadofederaldeTexas.Losempleosgeneradosalcanzaronlacifraaproximadadeunmillón.En cuanto a la perspectiva de futuro, en este estudio se estima que las actividades deextraccióndurantelospróximosdiezañosproduciránentornoa1.268.000empleos,yunosingresosatravésdeimpuestos,estimadosende5,7millonesdedólaresparalosgobiernolocalesydeaproximadamentede7,5millonesdedólaresparaelEstadofederaldeTexas.

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2.2.5SUPUESTOIMPACTOSOBREELPIBESPAÑOLComosemencionaalprincipiodelcapítulo,elimpactoquerepresentaríaeldesarrollodelasactividadesdeexploraciónyproduccióndelasreservasdehidrocarburosestimadasenEspañaprovocaría impactosrelevantesenaspectoscomoelPIB,elempleoy labalanzacomercial.DeacuerdoconelanálisispublicadoporlacompañíaconsultoraDeloitte,anteriormentecomentado,seestimaqueelimpactodelasactividadesextractivasalolargodecincuentaaños produciría un valor añadido superior a un billón de euros lo que equivaldríaaproximadamentealPIBactualdeEspaña.

Figura 8: Balanza comercial FUENTE: Deloitte

DentrodelosescenariosdefinidosporelanálisisdeDeloitte,enelescenariomásfavorable,el impacto que producirían estas actividades superaría los 125.000 millones de eurosanuales,yenelescenariomenosfavorablesupondríanunimportede14.000millonesdeeurosanuales.Encuantoalempleoquegeneraríanestasactividadesenelterritorioespañol,esteanálisisconsideraqueenelescenariomásfavorable,elempleogeneradopodríallegaralos755.000empleos,mientrasqueenelmenosfavorablelacifraalcanzaríavaloresde81.000empleos.

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Respecto a la balanza comercial, la figura número 8 muestra como en función de lademanda nacional de gas natural, las exportaciones y las importaciones, España podríaexportargasnaturalenelaño2031, tomandocomohipótesisque laproduccióndegasnaturalcomenzaseen2021.Enelescenariomásfavorable,elimpactodelaproduccióndelosrecursosenlabalanzacomercialsupondríaunacontribuciónde110.000millonesdeeurosdurantelosañosdemáximaproducción y de aproximadamente10.000millonesde euros enel casomenosfavorable.

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3.TÉCNICASDEEXTRACCIÓNYPRODUCCIÓNLastécnicasdeextracciónyproduccióndelosyacimientosdegasnoconvencionaldifierende las empleadas en los yacimientos convencionales puesto que no poseen lasmismascaracterísticasgeológicasqueestosúltimos.Enlosyacimientosdegasdeesquisto,comosemencionóenelanteriorcapitulo,laextraccióndelgasserealizaenlarocamadre,loquesuponeunascondicionesgeológicasmenosfavorables.Estascondicionesvienendeterminadasporelaumentodeprofundidadconelquesehadeperforarconrespectoalosyacimientosconvencionales,porlaescasaporosidaddelarocaasí como su baja permeabilidad. Es por todo ello que los métodos convencionales deextracción y producción de gas convencional no se consideran aptos para elaprovechamiento de este tipo de recursos, ya que en estos es precisa la intervenciónhumanaenelreservorio.Estaintervencióntienecomopropósitomejorarlascondicionesproductivasdelaformacióndegasdeesquistomediantelacreacióndefracturasalolargodelaformaciónquepermitanunmayorflujodegasdesdeéstahastaelpozoproductivo.Unavezrealizadaslasfracturasenlaformación,esnecesarioañadiragentesquímicosonaturalesqueimpidanelcierredeestasfracturasypermitanlaextraccióncontinuadadegasatravésdelpozo.

3.1OPERACIONESPREVIASALAPERFORACIÓNLos pasos a seguir en cualquier explotación extractiva de gas comienzan mediante lapreparacióndelemplazamiento,construyendosifuesenecesariolasvíasdeaccesohastalaubicaciónasícomolasacometidasdeagua,electricidaduotrosserviciosqueseprecisen.Unavezqueelemplazamientohasidoestablecidoseprocedeconlaslaboresnecesariaspara la correcta adecuación del terreno, llevando a cabo operaciones de desbroce,nivelacióndelterrenoolarealizacióndeexcavaciones.Posteriormentealapreparacióndelterreno,seprocedeconelemplazamientodelasbalsasdedetritosode tratamientoderipios,esenestasbalsasendondeseprocederácon lalimpieza y acondicionamiento de los lodos empleados en la perforación del pozo. Paraprevenircualquiertipodecontaminaciónquesepuedaocasionarenelterreno,estasbalsashandeserimpermeabilizadas.

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3.2OPERACIONESDEPERFORACIÓN

La perforación de los pozos productivos de hidrocarburos, se lleva a cabomediante elavancedeunelementodecortesobreelterreno,esteelementodecortetrituralarocamedianterotación,paraellosonnecesarioslosdistintossistemasintegradosencadaunode lospozos. Estos sistemaspueden serdivididosen sistemasdepotencia, sistemasderotación,sistemasdeizadoylevantamientodecargas,sistemasdecirculacióndefluidosylossistemasdeprevenciónycontroldelospozos.Elsistemadepotenciaeselencargadodegeneraryproporcionardurantelasoperacionesde perforación la energía necesaria para alcanzar la profundidad de la zona objetivo,compuestocomúnmentedemotoresdecombustióninterna.Los sistemas de rotación tienen como función el transmitir la rotación necesaria a lasbarrenasparafavoreceryacelerarsuperforaciónenelterreno.Los sistemasde izado ydemanipulaciónde cargas actúan comoestructura soportedelpozo,elevandoydescendiendolasbarrenasperforadorasasícomolassartasdeperforaciónqueestasllevanasociadas.Setratadeunelementoclaveenlasoperacionesdeperforaciónpuestoquelimitalaprofundidadalacualsepuedeperforar.Los sistemasde circulaciónde fluidos,permiten la correcta circulaciónde los fluidosdeperforación, esenciales en las labores extractivas ya que refrigeran la barrena deperforaciónytransportanlosripiosdesdeelfondodelpozohastalasuperficie.Porúltimo,lossistemasdecontroldepozosestáncompuestospordiferentesválvulasdeseguridaddealtapresiónquepermitensellarybloquearelpozosienesteseproduceunaerupciónviolentadelosfluidosdelaformaciónhaciaelexterior.

3.3REVESTIMIENTODELPOZO

Conelfindeprevenirlacontaminacióndelasaguassubterráneaydelosdiferentesnivelesfreáticos,lospozosextractivoshandetenerinstaladostuberíasderevestimientometálicas,conocidascomo“casings”.Estastuberíastienecomofinalidad,contener,protegeryrevestirlasparedesdelpozoasegurandoqueatravésdelasparedesdelpozonoseproduzcaningúntipode fugasdepetróleoogasalmismotiempoquesepreviene la infiltraciónhaciaelinteriordelpozodefluidosdelarocacircundante.Debidoalaimportanciaambientalyeconómicadeestoselementos,unavezemplazadosenelpozo,secementanalasparedesdelpozomediantetécnicasdecementación.

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3.4COMPLETACIÓNDELPOZOSeconsideraqueunpozohasidocorrectamentecompletadodespuésdequeenestesehayanllevadoacabotodaslasoperacionesnecesariasparaaccederhastalaprofundidadobjetivo y a través de ese pozo se permita recuperar hidrocarburos. En ese caso, loselementosdecontroldepozohastaahoraempleadosseránsustituidosporelementosdecontrol del flujo, permitiendo la regulación y la monitorización de la extracción dehidrocarburos.

3.5PERFORACIÓNDIRECCIONAL

La perforación direccional puede definirse como la técnica de desviar un sondeoo unaperforación a lo largo de una trayectoria previamente establecida. Esta tecnología deperforación ha favorecido el aprovechamiento y la productividad de los yacimientos dehidrocarburosquesinestatecnologíanohubiesenpodidoserexplotados.Los pozos que emplean la perforación direccional, comienzan siendo perforados comopozos verticales, pero a una profundidad determinada, denominada 'kickoff point', seproduce la desviación del sondeo en la dirección deseada. Este tipo de perforación esespecialmenteindicadaparalosyacimientosdegasnoconvencionalespuestoquesetratadeyacimientosextensosenlosquepozoshorizontalesoprácticamentehorizontalesalolargodelaextensióndelaformación,hacenaccesiblelaexplotacióndesugranvolumendegas.

3.6FRACTURACIÓNHIDRÁULICALatécnicadefracturaciónconsisteenaplicarpresiónaunaformación,hastaqueseproduceenéstaunafallaofractura.Unavezproducidalarotura,secontinúaaplicandopresiónparaextenderlamásalládelpuntodefallaycrearuncanaldeflujodegrantamañoqueconectelasfracturasnaturalesyproduzcaunagranáreadedrenedefluidosdelyacimiento.Lainyeccióncontinuadefluidopermiteampliaryextenderlafractura.Unavezalcanzadala amplituddeseada, se le agregaunmaterial sólidoal fluidoparaevitar el cierrede lafractura,dejandounempaquealtamentepermeable.El fluido empleado recibe el nombre de fluido de fracturación y es comúnmente unacomposicióndebaseacuosa,aunqueexistendiferentestipos,comolosdebasedeaceitequeofreceunmenordañoalaformación,peroporelcontrario,sonmásdañinosconelmedioambienteyconuncostesuperioralosdebaseacuosa.

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Entrelosagentessostenedores,dependiendodelosesfuerzosdecierredelaformación,seemplean o bien agentes naturales como las arenas silíceas, que resisten hastaaproximadamente4000psi, obienagentesartificialesque consiguenaguantarmayorespresionesquelasarenas,sibienelusodeestosúltimosagentesesmenosfrecuentequelasarenassilíceas.Además de estas dos sustancias, en la perforación hidráulica se emplean diversoscompuestos químicos que favorecen la extracción del gas y que incrementan laproductividaddecadapozo.Dentrodeestoscomponentesquímicos,sepuedenencontraraditivosquímicosquereducenlafriccióndelfluido(slickwaterfluids),biocidasqueimpidenlaformacióndemicroorganismos,estabilizadoresysustanciasanticorrosivasparaevitarlacorrosiónde las tuberíasdeproducciónodiferentesácidosque tienencomo función laeliminación de los lodos empleados en la perforación horizontal y favorecer un mejoraprovechamientodelreservorio.Elprocesodefracturaciónylaeleccióndeloscomponentesquímicosempleadosvaríaencadayacimiento,debidoalasdiferentescaracterísticasgeológicasdelmismo,porloquenosepuederealizarunahomogeneizacióndelosaditivosempleadosenlaindustriaextractivadelshalegas.Apesardelasdiferentescaracterísticasentreformaciones,lasproporcionesmencionadasenlafigura4sonunbuenindicativodelvolumendecomponentesquímicosempleadosen relaciónal aguautilizada, así comoelnúmerode componentesquímicosutilizados.En el ANEXO I, se muestran los componentes químicos empleados en los pozosestadounidenses,clasificadosalfabéticamente,enesteanexoseindicalafunciónquetienecadacomponenteasícomolafichadeseguridadCASdecadaelemento.

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4.SITUACIÓNLEGISLATIVAElmarcolegalexistenteencadapaíslimitaofavorecelosproyectosextractivosomineros,enestecapítulosedesarrollan lasnormativasqueseaplicanalámbitoextractivode loshidrocarburos.Dadoqueenesteproyectoseponederelieveelefectoquehaproducidolaexplotacióndegasno convencional en los EstadosUnidos, esdeespecial relevancia, reflejar cual eselámbitolegislativodeestepaísasícomodeEspañayEuropa.Lalegislaciónestadounidenseenmateriaextractivadehidrocarburoscontempladeformaespecífica dentro de sus normativas, la explotación de recursos de hidrocarburos noconvencionalesmediantelafracturaciónhidráulica.EnEuropayenEspaña,lalegislaciónvigentenoregulaespecíficamenteestasmismasactividades,por loquesedebeatenderademásdelasexistentesparaloshidrocarburosconvencionalesadiferentesnormativasyleyesdedistintosámbitos.

4.1LEGISLACIÓNENESTADOSUNIDOS

ElmarcolegalyregulatorioparaeldesarrolloderecursosnoconvencionalesenlosEstadosUnidosesunamezcladeleyes,estatutosyreglamentosanivelfederal,estatal,regionalylocal.Los derechos de explotación de hidrocarburos (petróleo y gas), se extiendenperpendicularmentea lapropiedad.Aunque las leyesdifieren segúnelestado, las leyesrelativasalapropiedaddelaextracciónsonválidasparatodoelterritorionacional.Losderechosdeexplotaciónsonpropiedaddelpropietariodelasuperficie,anoserquemedianteescrituraseindiquelocontrariodeformaexplícita.Estosderechospuedensercomprados,vendidosotransferidos,al igualqueotraspropiedadesyasuvez, lascapashorizontales,oestratos,puedenserdivididosyvendidos.Lasleyesqueregulanlaperforaciónyproduccióndehidrocarburos,sonpotestaddecadaestadofederal,asícomolanormativamedioambiental.Eloperadorquevayaaexplotarlosrecursosdeunestadohadecumplirtantosunormativamedioambientalpropiacomolasnormativas ambientales publicadas por la EPA (Environmental Protection Agency), lascualespuedendiferirdelasestatales.Enestadosconampliaexperienciayunalargatradiciónextractivadehidrocarburos,alolargodel tiempohan idoestableciendosuspropiasnormativasyespecificaciones, tantoambientalescomoproductivas.UnejemplodeestospuedeserelestadodeTexas,enelcual la institución RRC o Rail Road Comision, es un organismo estatal con capacidadregulatoriaylegislativaentérminosextractivos.

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Normativas como la regulación de protección de aguas o la normativa de fluidos deperforación de esta comisión, son ejemplos a seguir debido a que abarcan todos losprocesosnecesariosparalacorrectaextraccióndelosyacimientos.LalegislaciónadministrativadeTexas(TAC),secomponedeuntotalde43títulosquesesubdividenencategoríasmásespecíficas,ydentrodeellasseencuentranlasleyes,creandouncódigoextensoycompletode losdiferentesaspectos legislativosqueregulan.Comoejemplo,enlosANEXOS–IIyIII,sepuedecomprobarlaextensiónyelcontenidodetalladodelasleyesespecíficasenmateriadefluidosdeperforaciónydeprotecciónyusodeaguasenelestadofederaldeTexas.La ley referentea fluidosdeperforación, abarca todo lo referentea laprotecciónen laperforaciónparauna correcta explotacióndeunpozo. En ella se incluye la solicituddepermisos,elcontroldetodoslosdatosgeológicosydelaexplotación,lacorrectaejecucióndelaobracivil,lamonitorizacióndelpozo,testeosdepresionesyfluidos,operacionesdealmacenamientodegasyabandonodepozos.(ANEXO–II)Laleyreferenteaprotecciónyusodeaguas,abarcalacalidaddelasaguasylaprevencióndelacontaminacióndelasaguastantosubterráneascomodeescorrentía.En ella se incluye el control de aguas, la polución, el control de vertido de residuos, laconcentración de productos químicos, los residuos de los lodos de perforación, laautorizacióndebalsasdelodos,regulacióndelamigracióndesustanciascontaminantesalasuperficie,alasaguassubterráneasydeescorrentía,laresponsabilidadcivil,reciclajedelas aguas yde los contaminantes incluyéndose tambiénenella el régimen sancionador.(ANEXO–III)El disponer de unas normativas tan específicas y tan detalladas favorece la correctainterpretacióndelasleyes,yaportaclaridadytransparenciaalosprocesos,unejemploeslaplataformaFracFocusenlacualsehacenpúblicoslosaditivosquímicosqueseempleanenestaindustria.

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4.2LEGISLACIÓNDELAUNIÓNEUROPEAElConsejoEuropeodel22deMayode2013(doc.EUCO75/1/13-REV1,Bruselas,23.5.2013)manifestó que es crucial intensificar la diversificación del abastecimiento de energía enEuropa y desarrollar recursos energéticos autóctonos para garantizar la seguridad delabastecimiento y reducir la dependencia energética externa de la UE y así estimular elcrecimiento económico, respetando las decisiones de cada EstadoMiembro enmateriaenergética.Aunque no existe en la Unión Europea ninguna disposición que de forma específica ycompleta regule las actividades relacionadas con el gas de esquisto, son de aplicaciónnormasdecaráctergeneralyhorizontal,principalmenteenmateriamedioambiental.Eseneldocumentode laComisión“HaciaunanuevaestrategiaenergéticaparaEuropa2011-2020”, publicado el 7 deMayo de 2010 donde semenciona por primera vez el gas noconvencional.DentrodelasdirectivasespecíficasdelaUEaplicablesalasindustriasextractivas,podemosclasificarlasnormativasdeacuerdoconelámbitoregulado,enfuncióndelusodeagentesquímicos,delosresiduosextractivos,alasusosyproteccióndeaguasydeconservacióndehábitatsnaturales.

4.2.1NORMATIVAREFERENTEALUSODEAGENTESQUIMICOSReglamento(CE)nº1907/2006delParlamentoEuropeoydelConsejo,de18dediciembrede2006,relativoalregistro,laevaluación,laautorizaciónylarestriccióndelassustanciasy preparados químicos (REACH), por el que se crea la Agencia Europea de Sustancias yPreparadosQuímicos.Lasempresasquefabricane importansustanciasypreparadosquímicosestánobligadasporestereglamentoaevaluarlosriesgosderivadosdesuutilizaciónyaadoptarlasmedidasnecesariasparagestionarcualquierriesgoidentificado.Estepretendegarantizarunnivelelevado de protección de la salud humana y elmedio ambiente, así como fomentar lacompetitividadylainnovaciónenelsectordelassustanciasypreparadosquímicos.El ámbito de aplicación del REACH abarca todas las sustancias fabricadas, importadas,comercializadasoutilizadas,biencomotalobienenformademezclas.QuedanexcluidasdelámbitodeaplicacióndelReglamento:

• lassustanciasradiactivas;• lassustanciasqueseencuentransometidasasupervisiónaduanerayqueestánen

depósitotemporal,enunazonafrancaoenundepósitofrancoconelfindevolverseaexportar,oentránsito;

• lassustanciasintermediasnoaisladas;

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• eltransportedesustanciaspeligrosas;ylosresiduos.ElregistroconstituyeelelementofundamentaldelsistemaREACH.Lassustanciasquímicasfabricadas o importadas en cantidades de una tonelada anual o superiores debenregistrarse obligatoriamente en una base de datos central gestionada por la AgenciaEuropeadeSustanciasyPreparadosQuímicos.EsdeespecialimportanciaelquenopodráfabricarsenicomercializarseenEuropaningunasustanciaquímicaquenoestéregistradamedianteelsistemaREACH,exceptuandolos:

• polímeros (no obstante, sí deben registrarse losmonómeros que componen lospolímeros);

• determinadassustanciascuyoriesgoestimadoesmínimo(agua,glucosa,etc.);• determinadassustanciasqueexistenenlanaturalezaycuyacomposiciónquímica

nosehamodificado;• las sustancias utilizadas en el ámbito de la investigación y el desarrollo, en

determinadascondiciones.

El registro exige que la industria (fabricantes e importadores) proporcione informaciónrelativaalaspropiedades,utilizacionesyprecaucionesdeusodelassustanciasquímicas(expediente técnico) y los datos requeridos son proporcionales a los volúmenes deproducciónyalosriesgospresentadosporlasustancia.Porotraparte,lassolicitudesderegistroreferentesasustanciasimportadasofabricadasencantidadesde10toneladasanualesosuperioresdebenenumerarlosriesgosvinculadosaestassustancias,asícomolosdiferentesescenariosdeexposiciónposiblesylasmedidasdegestióndeestosriesgos(informesobrelaseguridadquímica).Unregistromenosexigenteseaplicaalosproductosintermediosaisladosquepermanecenenlaplanta,siemprequesefabriquenencondicionesestrictamentecontroladas,yalosproductos intermedios aislados que se transportan y utilizan bajo control estricto encantidadesinferioresa1000toneladas.Enelcasodelassustanciasquenosedesprendennormalmenteperoquepresentanunapeligrosidadparticularyqueestáncontenidasenunaconcentraciónmínimadel0,1%ysecomercializana razóndemásdeuna toneladaporproductoro importadoral año,estaobligacióntoma la formadeunasimplenotificación,sobre labasede lacual laAgenciaEuropeadeSustanciasyPreparadosQuímicospuedesolicitarunregistro.Losdatosdeseguridadsetransmitiránalolargodelacadenadesuministro,demodoquequienes usen las sustancias químicas en su proceso de producción para fabricar otrospreparados o artículos puedan hacerlo de manera segura y responsable, sin poner enpeligrolasaluddelostrabajadoresyconsumidoresysinriesgoparaelmedioambiente.

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Estoimplicaquelainformaciónsetransmitiráalospuntosanterioresyposterioresdelacadenadesuministroyseintercambiaráentretodoslosparticipantesqueintervienenenla misma. Los datos transmitidos se refieren, entre otras cosas, a la identificación, lacomposiciónylaspropiedadesdelassustancias,lasmedidasquehandeadoptarseparasuusoy transportesin riesgo, lasmedidasencasodedispersiónaccidentalo incendio,asícomoinformacióntoxicológicayecológica.Se pretende garantizar el control de los riesgos vinculados a estas sustancias y que lasmismas sean paulatinamente sustituidas por otras sustancias o tecnologías adecuadascuandoseaeconómicaotécnicamenteviable.La Agencia publicará y actualizará regularmente una lista de las sustancias (lista desustancias candidatas) identificadas como extremadamente preocupantes. Entre estaspuedenfigurar:

• lasCMR(sustanciascarcinógenas,mutágenasotóxicasparalareproducción);• lasPBT(sustanciaspersistentes,bioacumulablesytóxicas);• lasvPvB(sustanciasmuypersistentesymuybioacumulables);• algunassustanciaspreocupantesquetienenefectosgraveseirreversiblessobreel

serhumanoyelmedioambiente,talescomolosalteradoresendocrinos.

Lainclusiónenlalistadelassustanciascandidatasconlleva,endeterminadascondiciones,unaobligacióndeinformaciónenlosquerespectaasupresenciaenlosproductos.SiunasustanciaquímicaestáincluidaenelanexoXIVdelReglamento,sucomercializaciónousodebeserobjetodeunasolicituddeautorización.Si los riesgosderivadosdelusode tal sustanciapuedengestionarseadecuadamente, seconcederálaautorización.Encasocontrarioysinoexistensustitutos,laComisiónevaluaráel nivel de riesgo y las ventajas socioeconómicas del uso de la sustancia, y decidiráautorizarla o no. Algunas sustancias, tales como los PBT y los vPvB, sólo podrán serautorizadas si las ventajas socioeconómicas son superiores a los riesgos, y si no existensustitutos.Seráaccesiblela informaciónnoconfidencialsobrelassustanciasquímicas,porejemplo,conelfindequelaspersonasexpuestasalasmismaspuedantomardecisionesacercadela aceptabilidad de los riesgos relacionados con ellas. Algunas informaciones estarándisponibles gratuitamente en el sitio Internet de la Agencia, otras previa petición. Sinembargo, la Agencia también deberá respetar la confidencialidad de los datos de lasempresas.

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4.2.2NORMATIVAAPLICABLEARESIDUOSDEACTIVIDADESEXTRACTIVAS2006/21/CEdirectivaaplicablealosresiduosqueresultandelaextracción,eltratamientoy el almacenamiento de recursosminerales y de la explotación de canteras, de la cualpodemosextraerlosiguiente:Lagestióndeestosresiduosdeextraccióndebehacerseeninstalacionesespecializadasyajustarseacondicionesespeciales.DeacuerdoconlaDirectiva2004/35/CE,estaactividadpuedeconllevarlaresponsabilidaddelasentidadesexplotadorassiseproducendañosalmedioambiente.LosEstadosmiembrosestánobligadosavelarporlimitarlosriesgosparalasaludpúblicayelmedioambienteasociados,entreotros,alaexplotacióndeinstalacionesdetratamientoderesiduosdeextracciónpormediode laaplicacióndelconceptode«mejorestécnicasdisponibles».LosEstadosmiembrosdebenvelarporqueelexplotadordelainstalaciónprepareunplandegestióndelosresiduos,quesereexaminarácadacincoaños.Losobjetivosdelplandebenserlossiguientes:

• evitaroreducirlaproducciónderesiduosy/odesunocividad;• facilitar la recuperaciónde los residuosa travésdel reciclaje, la reutilizacióno la

valorización;• facilitarlaeliminaciónseguradelosresiduosacortoylargoplazo.

Elplandebeincluircomomínimo:

1. ladescripcióndelosresiduosydesuscaracterísticas(químicas,físicas,geológicas,etc.),ladescripcióndelassustanciasutilizadasparaeltratamientodelasmateriasminerales,losmétodosdetransporteydetratamientodelosresiduos;

2. losprocedimientosdeseguimientoyvigilancia;3. ensucaso,laclasificacióndelainstalacióndegestiónderesiduos(categoría«A»);4. lasmedidasprevistasparaelcierredelainstalaciónyelseguimientoposterioral

cierre;5. lasmedidasdestinadasaprevenirlacontaminacióndelaguayelsuelo.

Laautoridadcompetentedebevelarporquelaentidadexplotadoradeunainstalacióndegestiónderesiduosadoptelasmedidasnecesariasparaprevenirlacontaminacióndelaguaydelsuelo:

• evaluando la producción de lixiviados (los líquidos que se filtran a través de losresiduosdepositados,incluidaslasaguasdedrenajecontaminadas);

• evitando la contaminación de los lixiviados, las aguas superficiales y las aguassubterráneas;

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• tratandolasaguasyloslixiviadoscontaminadosparasueliminación.Asimismo,ladirectivaprevémedidasespecíficasdestinadasalimitarlaconcentracióndecianuroenlascuencasdestinadasarecibirlosresiduosylasaguasresidualesenloscasosenlosqueseempleecianuroparalaextraccióndeminerales.Lasautoridadescompetentesdebenexaminarlasinstalacionesdegestiónderesiduosconregularidad,incluidalafaseposteriorasucierre.Laentidadexplotadoratienelaobligacióndellevarregistrosdetodaslasoperacionesdegestiónderesiduosasícomodetransmitirlosalasautoridadescompetentesdurantelasinspecciones.LosEstadosmiembrosdebenpresentarcadatresañosalaComisiónEuropeauninformesobrelaaplicacióndelaDirectiva.Asuvez,laComisiónpublicaráuninformealosnuevemesesdehaberrecibidolainformacióndelosEstadosmiembros.LosEstadosmiembrosdebenvelarporquesemantengaactualizadouninventariodelasinstalaciones de gestión de residuos cerradas, incluidas las instalaciones abandonadassituadas en su territorio que tengan un impactomedioambiental grave o supongan unriesgo,acortoomedioplazo,deconstituirunaamenazagraveparalasaludhumanaoelmedioambiente.

4.2.3NORMATIVAREFERENTEALUSOYPROTECCIÓNDELAS AGUAS

2000/60/CEdirectivaMARCO,porlaqueseestableceunmarcocomunitariodeactuaciónenelámbitodelapolíticadeaguas.Conellasepretendealcanzarvariosobjetivos,talescomolaprevenciónylareduccióndelacontaminación,lapromocióndelusosostenibledelagua, la protección del medio ambiente, la mejora de la situación de los ecosistemasacuáticosylaatenuacióndelosefectosdelasinundacionesydelassequías.Estableciendounmarcoparalaproteccióndelasaguas

• interioressuperficiales;• subterráneas;• detransición;• costeras.

Paratodoello,losEstadosmiembrosdebenelaborar:

• unanálisisdelascaracterísticasdecadademarcaciónhidrográfica;• unestudiodelaincidenciadelaactividadhumanasobrelasaguas;• unanálisiseconómicodelusodelasaguas;• unregistrodelaszonasprotegidas,esdecir,lasquehayansidodeclaradasobjeto

deunaprotecciónespecial(zonasdesignadasparalacaptacióndeaguapotabley

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otraszonasenumeradasenelanexoIVdelaDirectiva);• unregistrodetodas lasmasasdeaguaqueseutilicenpara lacaptacióndeagua

destinadaalconsumohumanoyqueproporcionenunpromediodemásde10m3diarios,oqueabastezcanamásdecincuentapersonas.

Yconfigurarunosplanesdegestiónquetenganporobjeto:

• prevenir el deterioro, restaurar y mejorar el estado de las masas de aguasuperficiales, lograr que estén en buen estado químico y ecológico y reducir, almismo tiempo, la contaminacióndebidaa losvertidosyemisionesde sustanciaspeligrosas;

• proteger,restaurarymejorarlasituacióndelasaguassubterráneas,previniendosucontaminación y deterioro y garantizando un equilibrio cuantitativo entre sucaptaciónysurenovación;

• preservarlaszonasprotegidasquenecesitenunaprotecciónespecialenelmarcode una legislación de la UE específica relativa a la protección de sus aguassuperficialesosubterráneasoalaconservacióndeloshábitatsylasespeciesquedependendirectamentedelagua.

• Los planes de gestión de demarcaciones hidrográficas podrán completarse conprogramasyplanesdegestiónmásdetalladosparaunasubcuenca,unsectorountipodeaguaparticular.

Asimismo, los Estados miembros velan por que se establezca, para cada demarcaciónhidrográfica,unprogramademedidasquetengaencuentalosresultadosdelosanálisisdelasaguasyquetengaporobjetolaconsecucióndelosobjetivosmedioambientalesfijadosporlaDirectiva.Cadaprogramaincluyelasmedidasbásicas,esdecir,losrequisitosmínimosquesedebencumplirparaajustarsealosobjetivosdelaDirectivay,siesnecesario,aplicarmedidascomplementarias.Fomentaránlaparticipaciónactivadetodaslaspartesafectadaspor laaplicaciónde lapresenteDirectivamarco,enparticularen loquese refierea losplanesdegestióndelasdemarcacioneshidrográficas.Y además establecen regímenes que contemplen sanciones efectivas, proporcionadas ydisuasoriasencasodeinfraccióndeestadirectivamarco.1980/68/CEEdirectiva,quetieneporobjetoimpedirelvertidodedeterminadassustanciastóxicas,persistentesybioacumulablesenlasaguassubterráneas.Las sustanciaspeligrosas con respectoa laprotecciónde las aguas subterráneas sehanincluidoendoslistas:

1. ElvertidodirectodelassustanciasdelalistaIestáprohibido.Estalistacomprendesustancias como los compuestos organohalogenados, organofosforados yorganoestánicos, el mercurio, el cadmio y los compuestos de ambos, loshidrocarburosyloscianuros.

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2. ElvertidodelassustanciasincluidasenlalistaIIdebelimitarse.Estalistacomprendesustanciascomodeterminadosmetales(entreotros,elcobre,elzinc,elplomoyelarsénico), y otras sustancias como los fluoruros, los compuestos organosilíceostóxicosopersistentes,losbiocidasysusderivadosquenofiguranenlalistaI.

Enellaseexcluyenlosvertidos:

• deefluentesdomésticosqueprovengandealgunasviviendasaisladas;• que contengan sustancias reguladas por la Directiva 80/68/CEE en cantidades o

concentracionesmuypequeñas;• demateriasquecontengansustanciasradiactivas.

2006/118/CEdirectiva,quetieneporobjetoprevenirylucharcontralacontaminacióndelasaguassubterráneas.Lasmedidasprevistasincluyen:

1. loscriteriosparaevaluarelestadoquímicodelasaguas;2. loscriteriosparadeterminartendenciasalaumentosignificativasysostenidasde

concentracionesdecontaminantesenlasaguassubterráneas.3. laprevenciónylimitacióndelosvertidosindirectosdecontaminantesenlasaguas

subterráneas(comoresultadodesufiltraciónatravésdelsueloodelsubsuelo).Lasaguasseconsideraranenbuenestadoquímicosi:

• la concentración medida o prevista de nitratos no supera los 50 mg/l y la deingredientes activos de plaguicidas, de sus metabolitos y de los productos dereacciónnosuperael0,1µg/l(0,5µg/lparaeltotaldelosplaguicidasmedidos);

• laconcentracióndedeterminadassustanciasderiesgoes inferioralvalorumbralfijado por los Estados miembros; se trata, comomínimo, del amonio, arsénico,cadmio,cloruro,plomo,mercurio,sulfatos,tricloroetilenoytetracloroetileno;

• encasodesuperarseelvalorcorrespondienteaunanormadecalidadoaunvalorumbral, una investigación confirma, entre otros puntos, la falta de riesgosignificativoparaelmedioambiente.

Loscontaminantesquenoesténregistradoscomopeligrosostambiéndebenserobjetodemedidasdelimitaciónsipresentanunriesgorealopotencialdecontaminación.El programa de medidas de cada demarcación hidrográfica, elaborado en virtud de laDirectiva marco sobre la política de aguas, debe incluir la prevención de los vertidosindirectosdetodosloscontaminantes,(listasIyIIdelaDirectivaMARCO80/68/CEE).1998/83/CEdirectiva,quetieneporobjetoprotegerlasaluddelaspersonasestableciendolosrequisitosdesalubridadyde limpiezaquedebecumplirelaguapotableen laUniónEuropea(UE).

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Ladirectivaseaplicaráatodaslasaguasdestinadasalconsumohumano,exceptolasaguasmineralesnaturalesylasaguasmedicinales.LosEstadosmiembrosadoptarántodaslasmedidasnecesariasparagarantizarlasalubridadylalimpiezadelasaguasdestinadasalconsumohumanoyvelaránporqueelaguapotable:

• no contenga ningún tipo de microorganismo, parásito o sustancia que puedasuponerunpeligroparalasaludhumana;

• cumplalosrequisitosmínimos(parámetrosmicrobiológicos,químicosylosrelativosalaradiactividad)establecidosporladirectiva.

Los Estados miembros determinarán los valores paramétricos, que se corresponderán,comomínimo, con los valores establecidos por la directiva. Por lo que se refiere a losparámetrosquenofiguranenladirectiva,losEstadosmiembrosfijaránvaloreslímitesiasíloexigelaproteccióndelasalud.

La directiva impone a los Estadosmiembros la obligación de controlar regularmente lacalidad de las aguas destinadas al consumohumano, aplicando losmétodos de análisisespecificadosenladirectivaométodosequivalentes.Paraellodeterminaránloslugaresdetomademuestrasyelaboraránprogramasdecontrol.

Cuandonosecumplanlosvaloresparamétricos,losEstadosmiembrosafectadosvelaránporqueseadoptenloantesposiblelasmedidascorrectivasnecesariaspararestablecerlacalidaddelagua.

Independientemente de que se cumplan o no los valores paramétricos, los Estadosmiembrosprohibiránelsuministrodeaguapotableorestringiránsuutilizaciónytomaráncualquierotramedidanecesariacuandoestaaguapuedaconstituirunpeligroparalasaludhumano,einformarándeelloalosconsumidores.

LadirectivaestablecelaposibilidaddequelosEstadosmiembroscontemplenexcepcionesconrespectoalosvaloresparamétricos,hastaunvalormáximo,siempreque:

• laexcepciónnopuedaconstituirunpeligroparalasaludhumana;• noexistaotromediorazonableparamantenerelsuministrodeaguapotableenel

sectordequesetrate;• laexcepciónselimiteaunaduraciónlomenorposible,nosuperioratresaños(será

posiblerenovarlaexcepciónpordosperíodosadicionalesdetresaños).Laconcesióndelaexcepcióndeberáiracompañadadeunamotivacióndetallada,exceptoenelcasodequeelEstadomiembroafectadoconsiderequeelincumplimientodelvalorlímiteesinsignificanteypuedecorregirseconrapidez.

Nopuedenquedarresiduosnidelosmaterialesnidelassustanciasqueseutilicenenlasnuevas instalaciones de preparación o distribución de agua potable en concentracionessuperioresaloestrictamentenecesario.

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Por lomenos cada cinco años, la Comisión revisará los parámetros establecidos por laDirectivaatenordelprogresocientíficoytécnico.LaComisiónestaráasistidaenestatareaporunComitécompuestoporrepresentantesdelosEstadosmiembros.

4.2.4NORMATIVAREFERENTEALACONSERVACIÓNDEHÁBITATS NATURALES

1992/43/CEEdirectiva,relativaalaconservacióndeloshábitatsnaturalesydelafaunaylaflorasilvestres.La presente directiva, denominada «Directiva Hábitats», crea la red Natura 2000 quepretende contribuir al mantenimiento de la biodiversidad en los Estados miembrosdefiniendounmarcocomúnpara laconservaciónde loshábitatsy la faunay la floradeinteréscomunitario.EstaredconstadezonasespecialesdeconservacióndesignadasporlosEstadosmiembros.Enlaszonasespecialesdeconservación,losEstadosmiembrosadoptantodaslasmedidasnecesarias para garantizar la conservación de los hábitats y evitar su deterioro y lasalteraciones significativas que afecten a las especies. Es competencia de los Estadosmiembros:

1. fomentarlagestióndeloselementosdelpaisajequeconsiderenesencialesparalamigraciónladistribuciónyelintercambiogenéticodelasespeciessilvestres;

2. instaurar sistemas de protección especialmente estrictos para determinadasespecies animales y vegetales amenazadas y estudiar la conveniencia dereintroducirdichasespeciesensuterritorio;

3. prohibir lautilizacióndemediosnoselectivosderecogida,capturaysacrificiodedeterminadasespeciesanimalesyvegetales.

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4.3LEGISLACIÓNENESPAÑA LasituaciónnormativadelaUniónEuropeaesperfectamenteaplicableaEspaña,biencomotransposición o, bien de forma directa como el reglamento REACH desarrolladoanteriormente.Lanormativaespañolaaplicablealaexploraciónyextraccióndehidrocarburostienecomoprincipal consideración, que el subsuelo es un bien de dominio público y que loshidrocarburosnopuedenserposeídosporpersonasfísicasojurídicas,solamentepuedenserinvestigadas,exploradasyproducidasbajoconcesióndelicenciaadministrativaestatal.

4.3.1LEYDEHIDROCARBUROS Laley34/1998,de7deoctubre,delSectordeHidrocarburos(BOEdel8),modificadaporúltimavezen2014,tieneporobjetoregularelrégimenjurídicodelasactividadesrelativasa los hidrocarburos líquidos y gaseosos al igual que los convencionales y los noconvencionales.CorrespondealGobierno,enlostérminosestablecidosenlaestaley,

• Planificaciónenmateriadehidrocarburos.• Regulaciónbásicacorrespondientealasactividades.

CorrespondealaAdministraciónGeneraldelEstado,enlostérminosestablecidosenestaley:

• OtorgarlasautorizacionesdeexploraciónypermisosdeinvestigacióncuandoafectealámbitoterritorialdemásdeunaComunidadAutónoma.Asimismo,otorgar lasconcesionesdeexplotación.

• Otorgarautorizacionesdeexploración,permisosdeinvestigaciónyconcesionesdeexplotaciónenlaszonasdesubsuelomarinoaqueserefiere.Asimismo,otorgarlasautorizaciones de exploración y permisos de investigación cuando su ámbitocomprendaalavezzonasterrestresydelsubsuelomarino.

• Inspeccionar,enelámbitodesucompetencia,elcumplimientodelascondicionestécnicasy,ensucaso,económicas,queresultenexigibles.

• Inspeccionar el cumplimiento del mantenimiento de existencias mínimas deseguridaddelosoperadoresalpormayorqueresultenobligados.

• Sancionar,deacuerdoconlaLey,lacomisióndelasinfraccionesestablecidasenlapresenteLeyenelámbitodesucompetencia.

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Enestaleyseestableceelrégimenjurídicode:

• Laexploración,investigaciónyexplotacióndelosyacimientosdehidrocarburos.• Laexploración, investigaciónyexplotaciónde losalmacenamientossubterráneos

parahidrocarburos.• Las actividades de transporte, almacenamiento y manipulación industrial de los

hidrocarburosobtenidos,cuandoseanrealizadasporlospropiosinvestigadoresoexplotadores de manera accesoria y mediante instalaciones anexas a las deproducción.

Lospermisosdeinvestigaciónylasconcesionesdeexplotaciónsólopodránserotorgados,individualmenteoen titularidad compartida, a sociedadesmercantilesqueacrediten sucapacidadtécnicayfinancieraparallevaracabolasoperacionesdeinvestigacióny,ensucaso,deexplotacióndelasáreassolicitadas.Aunqueel desarrollo reglamentario, no sehaproducido aún, continuaen vigor, el RealDecreto2362/1976,de30deJulio(BOEdel14deoctubre)entodoloquenoseopongaalaLey.

4.3.2NORMATIVAESPAÑOLAREFERENTEALMEDIOAMBIENTE

Laley21/2013,de9dediciembre,deEvaluaciónAmbiental(BOEdel11),porlaquetantolasoperacionesdeexploracióncomolasactividadesdeextraccióndegasnoconvencionalmediantefracturaciónhidráulica,sesometenaevaluacióndeimpactoambiental.Esta ley establece las bases que deben regir la evaluación ambiental de los planes,programasyproyectosquepuedantenerefectossignificativossobreelmedioambiente,garantizandoentodoelterritoriodelEstadounelevadoniveldeprotecciónambiental,conelfindepromoverundesarrollosostenible,mediante:

• Laintegracióndelosaspectosmedioambientalesenlaelaboraciónyenlaadopción,

aprobaciónoautorizacióndelosplanes,programasyproyectos;• elanálisisylaseleccióndelasalternativasqueresultenambientalmenteviables;• el establecimientode lasmedidasquepermitanprevenir, corregir y, en su caso,

compensarlosefectosadversossobreelmedioambiente;• elestablecimientode lasmedidasdevigilancia,seguimientoysanciónnecesarias

paracumplirconlasfinalidadesdeestaley.Laley16/2002tieneporobjetoevitaro,cuandoellonoseaposible,reducirycontrolarlacontaminaciónde laatmósfera,delaguaydelsuelo,medianteelestablecimientodeunsistemadeprevenciónycontrolintegradosdelacontaminación,conelfindealcanzarunaelevadaproteccióndelmedioambienteensuconjunto.

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4.3.3NORMATIVAESPAÑOLAREFERENTEALUSOYPROTECCIÓN DEAGUAS

Laley1/2001de20deJulio,establecelaregulacióndeldominiopúblicohidráulico,delusodelaguaydelejerciciodelascompetenciasatribuidasalEstadoenlasmateriasrelacionadascondichodominioenelmarcode lascompetenciasdelimitadasenelartículo149de laConstitución.EnélseenunciaqueserácompetenciaexclusivadelEstado:

“Lalegislación,ordenaciónyconcesiónderecursosyaprovechamientoshidráulicoscuandolasaguasdiscurranpormásdeunaComunidadAutónoma,ylaautorizacióndelasinstalacioneseléctricascuandosuaprovechamientoafecteaotraComunidadoeltransportedeenergíasalgadesuámbitoterritorial.”

Estambiénobjetodeestaleyelestablecimientodelasnormasbásicasdeproteccióndelasaguascontinentales,costerasydetransición,sinperjuiciodesucalificaciónjurídicaydelalegislaciónespecíficaquelesseadeaplicación.ElRealDecreto1514/2009de2deoctubre,tieneporobjetoestablecercriteriosymedidasespecíficosparaprevenirycontrolarlacontaminacióndelasaguassubterráneas,entrelosqueseincluyenlossiguientes:

• Criteriosyprocedimientoparaevaluarelestadoquímicodelasaguassubterráneas.• Criteriosparadeterminartodatendenciasignificativaysostenidaalaumentodelas

concentracionesdeloscontaminantes,gruposdecontaminantesoindicadoresdecontaminacióndetectadosenmasasdeaguasubterráneayparadefinirlospuntosdepartidadelasinversionesdetendencia.

• Medidasdestinadasaprevenirolimitarlaentradadecontaminantesenlasaguassubterráneas y evitar el deterioro del estado de todas las masas de aguasubterránea.

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4.4LEGISLACIÓNREGIONALEnelcasoespañol,lascompetenciasdelsubsueloquedanrestringidasalEstadoenvirtuddelartículo149.1.25ªdelaConstitución,enelcualelEstadotienecompetenciaexclusivasobrelasbasesderégimenmineroyenergético,pudiendolasAutonomías,envirtuddelart.149.1.23ªdelaConstitución,establecermedidasadicionalesdeproteccióndelmedioambientee introducircondicionamientosoprohibiciones justificadasenzonasconcretasmedianteplanesyprogramas,territorialesourbanísticos.EsreseñablemencionarquecuatroComunidadesAutónomashabíanpromulgadoleyesqueprohibíanensusterritoriosdemaneraabsolutaelusodelafracturaciónhidráulicacomotécnicadeinvestigaciónyextraccióndegasnoconvencional:Cantabria,LaRioja,NavarrayCataluña.ContraelloelGobiernointerpusounrecursodeinconstitucionalidadyelTribunalConstitucional ha emitido su fallo, declarando para los casos de Cantabria y La Rioja,inconstitucionalesesasleyes.

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5.YACIMIENTODESHALEGASENESPAÑAComo se hamencionado anteriormente en este documento, existendiversas cuencas yzonas geológicas en las que se podría encontrar gas de esquisto en España, si bien, lasmayores reservas de shale gas se ubican en la cuenca Vasco-Cantábrica, sobre cuyasreservasestimadassebasaesteproyecto.DeacuerdoconlainformaciónpublicadaporHidrocarburosdeEuskadi,lasuperficiedelacuencaVasco-Cantábricaesde250x100km,equivalentea9.652,55millas2.EnelestudiorealizadoporGessalenelaño2013,elvolumendereservasestimadasdeshalegasenestacuencaesdeaproximadamente1.084Bcm.

Tabla 3: Reservas en la cuenca vasco-cantábrica

La definición geológica de la cuenca Vasco-Cantábrica que proporciona el IGME es lasiguiente:

“LaCuencaVasco-Cantábricaseencuentrasituadaenel límiteseptentrionaldelaactualPenínsula Ibérica.Haciael sur constituyeuna lámina cabalgante sobre lasCuencasTerciariasdelDueroydelEbro,mientrasquehaciaelnorte seprolongaoffshorehastaelGolfodeVizcaya.EllímiteoccidentalestádelimitadoporelMacizoPaleozoicoAsturianoyelorientalporlosMacizosPaleozoicosVascosylosPirineos.”

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Figura 9: Mapa geológico de la cuenca vasco-cantábrica

Laevolucióngeológicade laCordilleraVasco-Cantábrica, segúnel estudiodel año2012“Síntesis geológica de la Comunidad Autónoma del País Vasco”encargadoporelGobiernoVasco, uestra que esta es el resultado de los cambios sedimentarios, tectónicos,paleogeográficosypaleoclimáticosocurridosdesdefinalesdelPaleozoicohastahoyenelbordeseptentrionaldelaplacaibérica,causadosporsuderivalatitudinalysuinteraccióncon la placa europea. En general, su configuración refleja la superposición de etapascompresivasalpinasaetapasdistensivasmesozoicas.

Aefectossíntesisparaesteproyecto,seexplicarálaevolucióngeológicasucedidaenestacuencadurantelasprincipalesetapasenlasqueseprodujolageneracióndehidrocarburos,Triásico,JurásicoyCretácico.

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Durante el Triásico en el Atlántico Norte tuvo lugar un proceso de extensión yadelgazamientocorticalquegenerócuencasintracratónicasasociadasaunsistemaderift.Lasprofundasfracturasrelacionadasconesteriftseránlosconductosporlosqueasciendaelmagmaquedalugaralosmúltiplesafloramientosdeofitas(masasderocasvolcánicas)dispersosportodoelárea.

EnelJurásicocontinualatendenciatransgresiva iniciadaenelTriásico, lacuencaVasco-Cantábrica forma parte de un extensomar somero, quedando limitada por losmacizosIbérico y Armoricano al Sur y Norte respectivamente. Así, el Jurásico marino estárepresentado por una potente unidad de carbonatos con escasos siliciclastos. Lasedimentacióndeestaunidadtuvolugarenuncontextotectónicorelativamentetranquilo(etapa inter-rift) aunque con una importante subsidencia diferencial relacionada con lareactivacióndefallasextensionalesdelsustrato.

A continuación se acumularon sucesiones sedimentarias continentales, intermedias omarino restringidasconstituidasmayoritariamentepormateriales terrígenos.DuranteelAptiense-AlbienselosmovimientosdeaperturadelGolfodeVizcayaderivanenunepisodiomayorderiftqueconllevaeldesarrollodealtosysurcosmuyacusados,limitadosporfallasde zócalo. Esta fuerte subsidencia provocó la invasión marina de toda la cuenca,consiguiendolaimplantacióndesistemasdearrecifesypararrecifesenlacuenca.

Figura 10: Corte geológico de la cuenca vasco-cantábrica

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DesdeelCretácicofinalhastaelMioceno,laconvergenciaycolisiónoblicuadelasdosplacascausólainversiónpositivaydeformacióndelascuencassedimentariasmesozoicas,procesodenominadoOrogeniaAlpina.Porotraparte,duranteelCretácicotienelugarunvulcanismofundamentalmentesubmarino,asociadoaextensiónlitosféricayalaregiónlimítrofeentrelasplacasEuropeaeIbérica.

Figura 11: Sección cronoestatigráfica de la cuenca Vasco-Cantábrica

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6.PROYECTOURRACAEsteProyectoFindeGrado,tomacomoreferenciaelproyectoUrracadeextraccióndegasdeesquistosituadoenlacuencaVasco-Cantábrica.ElproyectoUrracareúnelascondicionesidóneas de estudio puesto que pone en práctica tanto los métodos de extracción yproducción previamente explicados, al igual que la adaptación de las operacionesextractivasalmarcolegislativoeuropeoyespañol.EsteproyectotomaformaconelRealDecreto1299/2011,de16deseptiembre,porelqueseotorgaalaempresaTrofagásHidrocarburos,S.L.,empresaquerealizóunaproyecciónde tres posibles emplazamientos Urraca 1, 2 y 3, el permiso de investigación dehidrocarburos. Este permite el desarrollo de unmáximo de dos pozos productivos poremplazamientodurantelosprimeros5años.Estepermisoabarcaunaextensiónde94.815hectáreas,cubriendoáreasdetierraen laComunidad Autónoma del País Vasco, en la provincia de Álava, y en la ComunidadAutónomadeCastillayLeón,enlaprovinciadeBurgos.Debidoalafaseexploratoriaenlaqueseencuentraelproyecto,losdatosdehidrocarburoscontenidosenestaconcesiónhandeserestimados.Parapoderdeterminarlasreservasquealbergaríaeláreaconcedida,seemplealarelaciónreservas/área de la cuenca Vasco-Cantábrica. Esta relación implicaría que el proyectoUrracaabarcaríaúnicamenteun4%delasreservastécnicamenterecuperablesdelacuencaVasco-Cantábrica.

Tabla 4: Reservas estimadas en el proyecto Urraca

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En cuanto al esquema de actividades planeadas en este proyecto, planteadas en eldocumento“DescripcióndelProyectoparalaPerforaciónExploratoriadeHidrocarburosenUrraca2y3”elaboradoporlaempresacanadienseBNK,acontinuaciónsemuestraamododeresumenyporordencronológicolasactividadesprevistasduranteeldesarrollodelostrabajosdeinvestigaciónyexplotación.

Esquema 1: Actividades previstas en el proyecto Urraca Fuente: BNKDentro del bloque de actividades previas a la perforación, este proyecto contempla laadaptacióndel terreno a las necesidades de la explotación, considerandoque todas lasinstalacionesenelemplazamientoserándecaráctertemporalyqueestasseránretiradasunavezquesehayanconcluidolostrabajosextractivos.Se incluye en este bloque de actividades, la preparación de caminos y accesos a losemplazamientosutilizandovíasycaminosexistentesevitandolanecesidaddecrearnuevosaccesosomodificarsustancialmentelosyaexistentes,asícomolacaptacióndelvolumennecesariodeaguadelosafluentespróximosa laexplotación, lapreparacióndeláreadetrabajoposterior,laimpermeabilizacióndelaplataformayeldesarrollodeunsistemadeaguasdeescorrentíaasícomolaconstruccióndebalsasyalmacenamientodelaguaqueposteriormenteseráempleada.En el bloquede actividadesdeperforación, se engloban las actividadesnecesarias paraalcanzar laprofundidada laqueseubican las formacionesdeshalegas. Lasactividadescomienzan con la disposición de los equipos de perforación en la ubicación deseada,pasandoporel tratamiento,recuperaciónydeposiciónde los lodosdeperforacióny losripios de la perforación seguido de las actividades necesarias para asegurar el correctoentubamiento y cementación de los pozos perforados, terminando con la instalación ymanejodeloselementosdecontrolnecesariosdelpozo.Siguiendoconelordenplanteadoenelesquema,enelsiguientebloque,seconsideranlasoperacionesquepermitanverificarlaintegridaddelpozoencadaseccióndelentubado,deloselementosdecontroldelpozoy la realizaciónde testquecompruebenquesehayaproducidounacorrectaejecucióndelasactividadesdeentubaciónycementación.

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Elbloquedeestimulaciónhidráulicaconsideralaslaboresquepermitanobtenerunamejoraproductiva en cada uno de los pozos que se perfore, incluyendo dentro de estas, laperforación de la tubería de producción, los ensayos iniciales de estimulación, lasactividadesdeestimulaciónenelyacimientoylasevaluacionespostfracturanecesarias.Unavezconcluidasestasactividades, se incluyedentrodel siguientebloque, las laboresdestinadasalaproduccióndehidrocarburosdelpozoperforado,realizandoencadapozolasoperacionesypruebasnecesariasparaello.Por último, en las operaciones de cierre de pozo se ha de cumplimentar el planmedioambiental, considerando a tales efectos, operaciones de restauración del áreaexplotada, la retirada de las instalaciones emplazadas en el área extractiva y laimpermeabilizacióndelpozo.

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7.CONCLUSIONESAnivelnacionalelconocimientode las reservasdegasnoconvencionalestáen fasedeestimaciones,ylosestudiosactualesreflejanunagrandiferenciaentretodosellos.Sibienactualmenteexistenpermisosdeinvestigaciónconcedidosaempresasdecapitalextranjeroaúnnohaniniciadolaextraccióndelosrecursos.LosmotivosporlosqueenEspañanohancomenzadolasoperacionesextractivosatiendenadiferentescuestiones:

• técnicas,existegran incertidumbreacercade las reservas realesexistentesenelterritorionacional,asícomolafaltadedisponibilidaddeequiposnecesariosparalosprocesosextractivosyproductivos.

• sociales,existeunafuerteoposiciónalasoperacionesextractivasderecursosyen

particularalmétododeextraccióndelafracturaciónhidráulica.

• económicas, el desfavorable panorama actual, propicia el desinterés de lasempresas en las fases de investigación y exploración, retrasando la toma dedecisionesalrespecto.

• normativas, existe una discrepancia entre las Comunidades Autónomas y el

Gobiernocentralqueaparentementeseencuentraenvíasdesolución.

• legislativas, no existe una normativa específica que se aplique a las actividadesobjetodelestudio,noobstantelanormativaexistentenoimpidelaextraccióndeestetipoderecurso.Especialinteréstomalalegislaciónmedioambientalnacional,que si bien actualmente es suficientemente amplia y restrictiva, debería incluirespecificacionesparaestetipodeactividades.

Atendiendoexclusivamenteatérminosmacroeconómicos,mediantelaexplotacióndelasreservasestimadas, losbeneficiosesperadosdarían lugara creacióndeempleoyaunamenordependenciaenergéticaque favorecería labalanzacomercial e incrementaríaelproductointeriorbruto.Siseoptaseporlaexplotaciónmasivadeestosrecursos,sedeberíaacudiralaexperienciatanto técnica como normativa de los Estados Unidos, donde la explotación de estosrecursoshaayudadoamejorarsueconomía.

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GRADOENINGENIERIAENTECNOLOGIASMINERAS

TecnologíasMineras

DEPARTAMENTODEINGENIERÍAGEOLÓGICAYMINERA


DOCUMENTONº2:ESTUDIOECONÓMICO


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Pararealizarelanálisiseconómicodeesteproyectoseextraenlosdatosmásrelevantesdelas explotaciones estadounidenses de shale gas y se extrapolan a la cuenca Vasco-Cantábrica,tomandocomoreferenciaelproyectoUrraca.Paraeldesarrollodelestudioseaplicaránlosparámetrosgeológicos,productivosyeconómicosconocidosdeexplotacionesde shale gas en EstadosUnidos, se define económicamente la cuencaVasco-Cantábricapartiendo de las estimaciones geológicas consideradas en el anterior documento, secombinanyaplicanlosdatosobtenidosaunemplazamientoenfaseexploratoriaenEspañay se realiza un análisis económico anualizado, suponiendo diferentes escenarios yevaluandolarentabilidaddelainversiónencadaunodeellos.Analizandolosfactoresderecuperacióndelaindustriaextractivadegasnoconvencionalestadounidense,seobservaqueestososcilanentreel20%yel30%,alcanzandotasasderecuperacióncercanasal40%enyacimientosaltamenteeficientes.Enesteestudiodadaslasincertidumbresgeológicas,aplicaremoselprincipiodeprudenciaysetomacomofactorderecuperaciónelestimadoporlaEIAparalarecuperacióndegasdelutitasenEspañaqueesdeun18,6%.

Tabla 5: Parámetros de explotaciones de shale gas en EE.UU. FUENTE: IFP

Latabla4hasidorealizadapor laempresaINTEKbasadaendatospublicadospor laEIAacercadelasproduccionesyáreasexplotadasdeshalegasenlosEstadosUnidos.En ella se muestran los diferentes parámetros analizados en las explotacionesestadounidenses, incluyendo datos específicos de cada explotación. En esta tabla sonrelevantesparaelestudioeconómico,losdatosrelativosalaproduccióndebillonesdepiescúbicos por pozo así como sus costes, la profundidad y sus reservas técnicamente

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recuperables,yaqueseránfactoresqueposteriormenteseránempleadospararealizarelanálisiseconómicodelproyectoUrraca.Como se aprecia en la tabla 4 y más explícitamente en el gráfico 7, existe una grandisparidad entre las diferentes explotaciones debido a los factores geológicamentedependientescomolaproducciónporpozoo loscostesporpozo,por loqueunade lasmayoresincertidumbredelproyectoaanalizar,consisteenelconocimientogeológicodelemplazamiento.Estosfactoresqueafectanalarecuperacióndeshalegasestánasociadosalamineralogía,a lacomplejidadgeológicadelarocayalaspropiedadesdelasreservas,deestaformaexisten factores mineralógicos como la facilidad de fracturación de un yacimiento ofactoresgeológicoscomolaporosidadqueayudanaunamayorrecuperacióndegasdesdeelyacimiento,ofactoresinherentesalosyacimientoscomolarelacióndegas/poro.

Gráfico 7: Producción anual por pozo en EE.UU

Tomandocomoejemplolasexplotacionesmásrelevantesencuantoavolumendereservasydeproduccióndelasexplotacionesdeshalegasestadounidenses,seelaboralasiguientetablaresumenconlosdatosmassignificativos.

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Tabla 6: Explotaciones significativas en EE.UU

Son cinco las explotaciones que representan un 78%de las reservas totales de la tablanúmero 5 en la que figuran 19 explotaciones. Estas cinco, suman un total de 582,60toneladasdepiescúbicosdegastécnicamenterecuperable,ypresentanunpromediodeextraccióndegasporpozode2,24billonesdepiescúbicosanuales,asícomounoscostesmediosde4,25millonesdeeurosporpozo,suponiendountipodecambioeuro/dólarde1,1yunpromediode6,7pozosextractivospormillacuadrada.Debidoalaincertidumbregeológicadelosyacimientosdegasdeesquisto,enesteanálisiseconómicoserealizanponderacionesdelosdatosanteriormentepresentadosparapoderelaborarunescenariolomáscercanoalarealidad.Delmismomodo,seestimaqueestosresultadossonsuficientementesignificativosparapoderextrapolarlosayacimientosenEspaña,teniendoencuentaqueelfactorgeológicoesdeterminanteyasumiendoengranmedidaque las condicionesgeológicasde la cuencaVasco-Cantábrica compartan las condiciones de los yacimientos norteamericanos y secomportendeacuerdoaestamedia.ConestosdatosseelaboraunescenariohipotéticobaseparalaproduccióndeshalegasenelproyectoUrraca,empleandodatosconocidoscomoson:eláreaconcedida,elnúmerodeemplazamientosyelnúmerodepozosmáximosautorizadosporaño.

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Tabla 7: Planteamiento de la inversión en el proyecto Urraca

UnavezestimadaslasreservastécnicamenterecuperablesdelProyectoUrraca,expuestasenelanteriordocumento(tabla4)seelaboralatabla7,yrealizandounsupuestoproyectoextractivoconunavidaútilde20añosenelcualseagotasenlasreservas,sedeterminaelnúmerodepozosparalaexplotación,acotandoadiezañoslavidaútildecadapozo.

Gráfico 8: Evolución de producción y vida útil de un pozo DelanálisisefectuadoanteriormentedelospozosmássignificativosenlosEstadosUnidos,extraemos el promedio de extracción de gas por pozo de 2,24 billones de pies cúbicosanualesyunoscostesmediosde4,68millonesdeeurosporpozo,deloscualesun10%sehansupuestocomofluctuacióndemonedaygastosgenerales.Estoscostesincluyentodoslos asociados a la explotación del pozo, como son los permisos administrativos, lapreparacióndel terreno, laperforación, la fracturación, laproducciónyelabandonodelpozo.

55

Tabla 8: Resultados de ingresos y margen bruto en el proyecto UrracaPara poder calcular los ingresos, a las reservas estimadas se les aplica un factor deconversiónenergéticodeBillóndemetroscúbicosdegasnaturalaMegavatios(Bcm/Mwh)yseestimaelvaloractualdelgasenEuropa,tambiénsetieneencuentaqueapartirdelquintoaño,eliminadalarestriccióndeaperturadepozos,seiniciaunafasedeproducciónsuperior.Coincidiendoconestafaseydebidoaexperienciassimilaresenlaevolucióndelospreciosdeventaestadounidenses,seconsideraunbajadadepreciosconstantedeun1%hastaelfinaldelaexplotación.El periodo de mayor producción y por tanto de mayores ingresos, se produce en elundécimoaño,enelcualestánactivoslos121pozosconunaproduccióncalculadade28,7Bcf.Comosepuedeobservarenlatabladelapáginasiguiente,sealcanzaríanunosingresosde179,3millonesdeeuros.En los veinte añosde vidaútil de la explotación, se suponeun ritmode construcción ycompletacióndepozosconstante,siendoparaloscincoprimerosañosdelaexplotaciónunritmode6pozosanualesyapartirdelquintoañounritmode15pozosanuales.Enlafigurade lapáginasiguiente,sepuedeapreciarel ritmodeproduccióny ladisminuciónde lasreservassegúnavanzalaextracción.Según el informe de la empresa canadiense BNK “Descripción del Proyecto para laPerforación Exploratoria de Hidrocarburos en Urraca 2 y 3”, describe que el tiempoestimadoenlapreparacióndeunpozodeshalegasparasuexplotaciónenesteproyectosería deun año aproximadamente. Es por ello queel primer añono se esperaobtenerproduccióndegasnatural.Acontinuaciónsedesarrollanlostresescenariosplanteadosconanterioridad,unescenariobase,unescenariobasadoenlaexperienciadeexplotacionesenlosEstadosUnidosyunposibleescenarioactualenEspaña,extrapolandolosdatos.

57

ESCENARIOBASEDELESTUDIO

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VANYTIRDEUNPOZO

ElVAN(ValorActualNeto)delproyectoseríaelresultadodemultiplicarVANunitariodecadapozoporelnúmerodepozostotalesenlaexplotación.ElTIR(TasaInternadeRetorno)permanececonstanteyesindependientedelnúmerodepozosaexplotar,yaquesesuponequetodoslospozostienenlosmismoscosteseingresosalolargodesuvidaútil.El tipode interésmáximode la línea ICOEmpresas yEmprendedores2015, vigentedel25/01/2016 al 07/02/2016, establece que para un plazo de diez años y con un año decarencia, el tipo nominal se sitúa en 5,076%. Aplicando el principio de prudencia seemplearáuntipodeinterésdel5%.

• EnesteescenarioalserelVANde5,01M€,puededecirsequesetratadeunproyectofinancieramenteaceptableysutasaderentabilidadessuperioralatasadedescuentoenun28,81%.

• Este estudio presenta un ROA (“Return of Assets”) de 1,95. Como se hasupuestoenelestudio,losactivossefinancianconfondospropios,porelloelROEyelROAcoinciden,conlocualelefectodeapalancamientosepuedeconsiderarnulo.

• De acuerdo con este escenario, el Payback se produciría a finales delsegundoaño.

Gráfico 9: Efecto de la reducción de precios en el VAN y TIR de un pozo Enestagráficaseobservacomoelefectodelareduccióndeun1%anualenlospreciosdeventa del gas, afecta tanto al VAN como al TIR de un pozo en función de su año deconstrucción.LosdatosdelescenariobaseseadjuntanenelANEXO-IV

60

ESCENARIOESTADOUNIDENSE

62

VANYTIRDEUNPOZO

Realizandoelmismoanálisis queenel escenariobase, enesteescenario los resultadosmuestranque:• EnesteescenarioalserelVANde0,46M€,puededecirsequesetratadeunproyecto

financieramente aceptable y su tasa de rentabilidad es superior a la tasa dedescuentoenun2,58%.

• EsteescenariopresentaunROAde0,46.• SegúnesteescenarioelPaybackseproduciríaafinalesdelséptimoaño.

63

ESCENARIOESPAÑOL

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VANYTIRDEUNPOZO

Realizandoelmismoanálisis queenel escenariobase, enesteescenario los resultadosmuestranque:• Enesteescenarioal tenerunVANnegativode -0,46M€,se tratadeunproyecto

financieramente rechazable y su tasa de rentabilidad es inferior a la tasa dedescuentoenun1,03%.

• EsteescenariopresentaunROAde0,19.• Segúnesteescenario,noseproduceretornodelainversiónalolargodelavidaútil

delaexplotación.

66

CONCLUSIONESDelosresultadosobtenidosenestostresescenarios,seobservandistintasalternativasdeinversiónyrentabilidadenfuncióndecostesdeexplotaciónypreciosdeventadegasenmercadoseuropeos.Losparámetrosconsideradosinvariablessonlossiguientes:• Geológicos:reservasyfactorderecuperación,

• Productivos:vidaútildecadapozo,gastécnicamenterecuperableporcadaunode

ellosyelnúmerodepozos.• Económicos:amortizacionesaveinteaños,tasadedescuentodeun5%,unimpuesto

desociedadesdel25%ycostesuniformesalolargodelavidaútildelaexplotación.Todosloscostesdecadapozoestánincluidosenelcosteunitariodecadapozo.

Con el escenario base del estudio, se pretende evaluar una situación en la cual con ladisponibilidad de equipos, experiencia y tecnología que poseen las explotacionesestadounidenses,seapliquenenterritorionacionalconpreciosdeventadegaseuropeos.Esteescenariomuestraunpanoramafavorablealainversión.Enelescenarioestadounidense,sepretendeevaluarunasituaciónbasadaensuexperienciaysu tecnologíaconpreciosdeventadegasvigentesenEstadosUnidos.Esteescenario,extrapoladoaEspaña,favoreceríalainversiónenestosrecursosenergéticos.Enelescenarioespañol,sepretendeevaluarlasituaciónbasándoseencostesoperativosactualesenEuropa,porejemploelcasodePolonia,ypreciosdeventadegaseuropeos.Segúnlosresultadosdeesteescenario,denovariaralgúnparámetrotantodecostecomodeventa,noseconseguiríaelestimulonecesarioparaquelosinversorestuvieseninterésenestetipodeactividad.Estos escenarios plantean diferentes horizontes. El caso base presenta un panoramaoptimista,elcasoestadounidensedescribeunpanoramarealista,yaquesehanutilizadolos parámetros que se emplean en las explotaciones estadounidenses, y un panoramapesimista,enelcasoespañolactualporlosresultadosdesfavorablesqueobtenemos.Finalmente, se trata de proyectos con elevada incertidumbre en los cuales cualquiervariaciónenlosparámetros,tantogeológicos,productivos,económicosopolíticos,puedensuponeruncambiosignificativoenlaevaluacióndelainversión.

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TecnologíasMineras

DEPARTAMENTODEINGENIERÍAGEOLÓGICAYMINERA


DOCUMENTONº3:ANEXOS


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ANEXO–ITABLADEADITIVOSENELPROCESODEFRACTURACIÓN

ChemicalName CAS ChemicalPurpose ProductFunction

HydrochloricAcid 007647-01-0 Helpsdissolvemineralsandinitiatecracksintherock Acid

Glutaraldehyde 000111-30-8 Eliminatesbacteriainthewaterthatproducescorrosiveby-products Biocide

QuaternaryAmmoniumChloride 012125-02-9 Eliminatesbacteriainthewaterthatproducescorrosiveby-products Biocide

QuaternaryAmmoniumChloride 061789-71-1 Eliminatesbacteriainthewaterthatproducescorrosiveby-products Biocide

TetrakisHydroxymethyl-PhosphoniumSulfate 055566-30-8 Eliminatesbacteriainthewaterthat

producescorrosiveby-products Biocide

AmmoniumPersulfate 007727-54-0 Allowsadelayedbreakdownofthegel Breaker

SodiumChloride 007647-14-5 ProductStabilizer Breaker

MagnesiumPeroxide 014452-57-4 Allowsadelayedbreakdownthegel Breaker

MagnesiumOxide 001309-48-4 Allowsadelayedbreakdownthegel Breaker

CalciumChloride 010043-52-4 ProductStabilizer Breaker

70

CholineChloride 000067-48-1 Preventsclaysfromswellingorshifting ClayStabilizer

Tetramethylammoniumchloride 000075-57-0 Preventsclaysfromswellingorshifting ClayStabilizer

SodiumChloride 007647-14-5 Preventsclaysfromswellingorshifting ClayStabilizer

Isopropanol 000067-63-0 Productstabilizerand/orwinterizingagent CorrosionInhibitor

Methanol 000067-56-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent CorrosionInhibitor

FormicAcid 000064-18-6 Preventsthecorrosionofthepipe CorrosionInhibitor

Acetaldehyde 000075-07-0 Preventsthecorrosionofthepipe CorrosionInhibitor

PetroleumDistillate 064741-85-1 Carrierfluidforborateorzirconatecrosslinker Crosslinker

HydrotreatedLightPetroleumDistillate 064742-47-8 Carrierfluidforborateorzirconatecrosslinker Crosslinker

PotassiumMetaborate 013709-94-9 Maintainsfluidviscosityastemperatureincreases Crosslinker

TriethanolamineZirconate 101033-44-7 Maintainsfluidviscosityastemperatureincreases Crosslinker

SodiumTetraborate 001303-96-4 Maintainsfluidviscosityastemperatureincreases Crosslinker

BoricAcid 001333-73-9 Maintainsfluidviscosityastemperatureincreases Crosslinker

ZirconiumComplex 113184-20-6 Maintainsfluidviscosityastemperatureincreases Crosslinker

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BorateSalts N/A Maintainsfluidviscosityastemperatureincreases Crosslinker

EthyleneGlycol 000107-21-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. Crosslinker

Methanol 000067-56-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. Crosslinker

Polyacrylamide 009003-05-8 “Slicks”thewatertominimizefriction FrictionReducer

PetroleumDistillate 064741-85-1 Carrierfluidforpolyacrylamidefrictionreducer FrictionReducer

HydrotreatedLightPetroleumDistillate 064742-47-8 Carrierfluidforpolyacrylamidefrictionreducer FrictionReducer

Methanol 000067-56-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. FrictionReducer

EthyleneGlycol 000107-21-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. FrictionReducer

GuarGum 009000-30-0 Thickensthewaterinordertosuspendthesand GellingAgent

PetroleumDistillate 064741-85-1 Carrierfluidforguarguminliquidgels GellingAgent

HydrotreatedLightPetroleumDistillate 064742-47-8 Carrierfluidforguarguminliquidgels

GellingAgent

Methanol 000067-56-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. GellingAgent

PolysaccharideBlend 068130-15-4 Thickensthewaterinordertosuspendthesand GellingAgent

EthyleneGlycol 000107-21-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. GellingAgent

72

CitricAcid 000077-92-9 Preventsprecipitationofmetaloxides IronControl

AceticAcid 000064-19-7 Preventsprecipitationofmetaloxides IronControl

ThioglycolicAcid 000068-11-1 Preventsprecipitationofmetaloxides IronControl

SodiumErythorbate 006381-77-7 Preventsprecipitationofmetaloxides IronControl

LaurylSulfate 000151-21-3 Usedtopreventtheformationofemulsionsinthefracturefluid Non-Emulsifier

Isopropanol 000067-63-0 Productstabilizerand/orwinterizingagent. Non-Emulsifier

EthyleneGlycol 000107-21-1 Productstabilizerand/orwinterizingagent. Non-Emulsifier

SodiumHydroxide 001310-73-2 AdjuststhepHoffluidtomaintainstheeffectivenessofothercomponents,such

ascrosslinkers pHAdjustingAgent

PotassiumHydroxide 001310-58-3 AdjuststhepHoffluidtomaintainstheeffectivenessofothercomponents,such


AceticAcid 000064-19-7 AdjuststhepHoffluidtomaintainstheeffectivenessofothercomponents,such


SodiumCarbonate 000497-19-8 AdjuststhepHoffluidtomaintainstheeffectivenessofothercomponents,such


PotassiumCarbonate 000584-08-7AdjuststhepHoffluidtomaintainstheeffectivenessofothercomponents,such

ascrosslinkerspHAdjustingAgent

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CopolymerofAcrylamideandSodiumAcrylate 025987-30-8 Preventsscaledepositsinthepipe ScaleInhibitor

SodiumPolycarboxylate N/A Preventsscaledepositsinthepipe ScaleInhibitor

PhosphonicAcidSalt N/A Preventsscaledepositsinthepipe ScaleInhibitor

LaurylSulfate 000151-21-3 Usedtoincreasetheviscosityofthefracturefluid Surfactant

Ethanol 000064-17-5 Productstabilizerand/orwinterizingagent. Surfactant

Naphthalene 000091-20-3 Carrierfluidfortheactivesurfactantingredients Surfactant

Methanol 000067-56-1Productstabilizerand/orwinterizing

agent. Surfactant

IsopropylAlcohol 000067-63-0 Productstabilizerand/orwinterizingagent. Surfactant

2-Butoxyethanol 000111-76-2 Productstabilizer Surfactant

74

ANEXO–IIREGLAMENTODEFLUIDOSDEPERFORACIÓNENTEXASTexasAdministrativeCodeTITLE16 ECONOMICREGULATIONPART1 RAILROADCOMMISSIONOFTEXASCHAPTER3OILANDGASDIVISIONRULE§3.46FluidInjectionintoProductiveReservoirs(a)Permitrequired.

Anypersonwhoengagesinfluidinjectionoperationsinreservoirsproductiveofoil,gas,orgeothermalresourcesmustobtainapermitfromthecommission.Permitsmaybeissuedwhentheinjectionwillnotendangeroil,gas,orgeothermalresourcesorcausethepollutionof freshwaterstrataunproductiveofoil,gas,orgeothermalresources.Permits fromthecommission issuedbefore theeffectivedateof this sectionshall continue ineffectuntilrevoked,modified,orsuspendedbythecommission.(b)Filingofapplication.

1. Application.(A) Anapplicationtoconductfluidinjectionoperationsinareservoirproductive

ofoil, gas, or geothermal resources shall be filed in Austin on the formprescribedby the commission accompaniedby theprescribed fee.On thesamedate,onecopyshallbe filedwith theappropriatedistrictoffice.Theformshallbeexecutedbyapartyhavingknowledgeofthefactsenteredontheform.

(B) Theapplicantshallfilethefreshwaterinjectiondataformiffreshwateristobeinjected.

(C) Theapplicantforadisposalwellpermitunderthissectionshallincludewiththepermitapplicationaprintedcopyorscreenshotshowingtheresultsofasurvey of information from the United States Geological Survey (USGS)regardingthelocationsofanyhistoricalseismiceventswithinacircularareaof100squaremiles(acirclewitharadiusof9.08kilometers)centeredaroundtheproposed disposalwelllocation.

(D) Thecommissionmayrequireanapplicantforadisposalwellpermitunderthis

sectiontoprovidethecommissionwithadditionalinformationsuchaslogs,geologic cross-sections, pressure front boundary calculations, and/orstructuremaps,todemonstratethatfluidswillbeconfinedifthewellistobelocatedinanareawhereconditionsexistthatmayincreasetheriskthatfluids

75

willnotbeconfinedtotheinjectioninterval.Suchconditionsmayinclude,butarenotlimitedto,complexgeology,proximityofthebasementrocktotheinjectioninterval,transmissivefaults,and/orahistoryofseismicevents intheareaasdemonstratedbyinformationavailablefromtheUSGS.

2. Commercialdisposalwell.

Anapplicantforapermittodisposeofoilandgaswasteinacommercialdisposalwellshallclearlyindicateontheapplicationandinthenoticeofapplicationthattheapplicationisforacommercialdisposalwellpermit.Forthepurposesofthisrule,"commercialdisposalwell"meansawellwhoseowneroroperatorreceivescompensationfromothersforthedisposalofoilfieldfluidsoroilandgaswastesthat are wholly or partially trucked or hauled to the well, and the primarybusinesspurposeforthewellistoprovidetheseservicesforcompensation.

(c)Noticeandopportunityforhearing.

(A) The applicant shall give notice by mailing or delivering a copy of theapplication to affected persons who include the owner of record of thesurface tract on which the well is located; each commission-designatedoperatorofanywell locatedwithinonehalfmileoftheproposedinjectionwell;thecountyclerkofthecountyinwhichthewellislocated;andthecityclerkorotherappropriatecityofficialofanycitywherethewell is locatedwithinthecorporatelimitsofthecity,onorbeforethedatetheapplicationismailedtoorfiledwiththecommission.Forthepurposesofthissection,theterm"ofrecord"meansrecordedintherealpropertyorprobaterecordsofthecountyinwhichthepropertyislocated.

(B) Inadditiontotherequirementsofsubsection(c)(1),acommercialdisposalwellpermitapplicantshallgivenoticetoownersof recordofeachsurfacetractthatadjoinstheproposedinjectiontractbymailingordeliveringacopyoftheapplicationtoeachsuchsurfaceowner.

(C) If,inconnectionwithaparticularapplication,thecommissionoritsdelegatedetermines that another class of persons should receive notice of theapplication,thecommissionoritsdelegatemayrequiretheapplicanttomailordeliveracopyoftheapplicationtomembersofthatclass.Suchclassesofpersons could include adjacent surface owners or underground waterconservationdistricts.

76

(D) Inorder to givenotice toother local governments, interested,or affectedpersons,noticeoftheapplicationshallbepublishedoncebytheapplicantina newspaper of general circulation for the county where the well will belocatedinaformapprovedbythecommissionoritsdelegate.Theapplicantshall file with the commission in Austin proof of publication prior to thehearingoradministrativeapproval.

1. Protestedapplications:(A) If a protest from an affected person or local government is made to the

commissionwithin 15 days of receipt of the application or of publication,whichever is later, or if the commission or its delegate determines that ahearingisinthepublicinterest,thenahearingwillbeheldontheapplicationafterthecommissionprovidesnoticeofhearingtoallaffectedpersons,localgovernments,orotherpersons,whoexpressan interest, inwriting, in theapplication.

(B) For purposes of this section, "affected person" means a person who hassuffered or will suffer actual injury or economic damage other than as amemberofthegeneralpublicorasacompetitor,andincludessurfaceownersof property on which the well is located and commission-designatedoperatorsofwellslocatedwithinone-halfmileoftheproposeddisposalwell.

If no protest from an affected person is received by the commission, thecommission'sdelegatemayadministrativelyapprovetheapplication. If thecommission's delegate denies administrative approval, the applicant shallhave a right to a hearing upon request. After hearing, the examiner shallrecommendafinalactionbythecommission.

(d)Subsequentcommissionaction.

1. An injection well permit may be modified, suspended, or terminated by the

commissionforjustcauseafternoticeandopportunityforhearing,if:(A) amaterialchangeofconditionsoccursintheoperationorcompletionofthe

injection well, or there are material changes in the information originallyfurnished;

(B) freshwaterislikelytobepollutedasaresultofcontinuedoperationofthewell;

(C) therearesubstantialviolationsofthetermsandprovisionsofthepermitorofcommissionrules;

77

(D) the applicant has misrepresented any material facts during the permitissuanceprocess;

(E) injectedfluidsareescapingfromthepermittedinjectionzone;

(F) for a disposal well permit under this section, injection is likely to be ordeterminedtobecontributingtoseismicactivity;or

(G) wasteofoil,gas,orgeothermalresourcesisoccurringorislikelytooccurasaresultofthepermittedoperations

2. Aninjectionwellpermitmaybetransferredfromoneoperatortoanotheroperatorprovidedthatthecommission'sdelegatedoesnotnotifythepresentpermitholderof an objection to the transfer prior to the date the lease is transferred oncommissionrecords.

(e)Voluntarypermitsuspension.

1. An operatormay apply to temporarily suspend its injection authority by filing a

writtenrequestforpermitsuspensionwiththecommissioninAustin,andattachingto thewritten request the results of anMIT test performedduring thepreviousthree-monthperiod inaccordancewith theprovisionsof subsection (j)(4)of thissection.Theprovisionsofthisparagraphshallnotapplytoanywellthatispermittedasacommercialinjectionwell.

2. Thecommissionoritsdelegatemaygrantthepermitsuspensionupondetermining

thattheresultsoftheMITtestsubmittedundersubparagraph(A)ofthisparagraphindicatethatthewellmeetstheperformancestandardsofsubsection(j)(4)ofthissection.

3. During the period of permit suspension, the operator shall not use thewell for

injectionordisposalpurposes.

4. Duringtheperiodofpermitsuspension,theoperatorshallcomplywithallapplicablewelltestingrequirementsof§3.14ofthistitle(relatingtoplugging,andcommonlyreferred toasStatewideRule14)butneednotperformtheMIT test thatwouldotherwiseberequiredundertheprovisionsofsubsection(j)(4)ofthissectionorthepermit. Further, during the period of permit suspension, the provisions ofsubsection(i)(1)-(3)ofthissectionshallnotapply.

5. Theoperatormayreinstateinjectionauthorityunderasuspendedpermitbyfilinga

writtennotificationwiththecommissioninAustin.ThewrittennotificationshallbeaccompaniedbyanMITtestperformedduringthethree-monthperiodpriortothedatenoticeof reinstatement is filed. TheMIT test shall havebeenperformed inaccordancewiththeprovisionsandstandardsofsubsection(j)(4)ofthissection.

78

(f)AreaofReview.

1. Exceptasotherwiseprovidedinthissubsection,theapplicantshallreviewthedataofpublicrecordforwellsthatpenetratetheproposeddisposalzonewithina1/4mileradiusoftheproposeddisposalwelltodetermineifallabandonedwellshavebeenpluggedinamannerthatwillpreventthemovementoffluidsfromthedisposalzoneintofreshwaterstrata.Theapplicantshallidentifyintheapplicationanywellswhichappear fromsuch reviewofpublic records tobeunpluggedor improperlypluggedandanyotherunpluggedorimproperlypluggedwellsofwhichtheapplicanthasactualknowledge.

2. The commission or its delegate may grant a variance from the area-of-review

requirementsofparagraph(1)ofthissubsectionuponproofthatthevariancewillnotresultinamaterialincreaseintheriskoffluidmovementintofreshwaterstrataortothesurface.Suchavariancemaybegrantedforanareadefinedbothverticallyandlaterally(suchasafield)orforanindividualwell.Anapplicationforanarealvarianceneednotbefiledinconjunctionwithanindividualpermitapplicationorapplication for permit amendment. Factors that may be considered by thecommissionoritsdelegateingrantingavarianceinclude:

(A) theareaaffectedbypressureincreasesresultingfrominjectionoperations;

(B) thepresenceoflocalgeologicalconditionsthatprecludemovementoffluidthatcouldendangerfreshwaterstrataorthesurface;or

(C) other compelling evidence that the variance will not result in a materialincreaseintheriskoffluidmovementintofreshwaterstrataortothesurface.

3. Personsapplyingforavariancefromthearea-of-reviewrequirementsofparagraph

(1)ofthissubsectiononthebasisoffactorssetoutinparagraph(2)(B)or(C)ofthissubsection for an individualwell shall provide notice of the application to thosepersonsgivennoticeundertheprovisionsofsubsection(c)(1)ofthissection.Theprovisionsofsubsection(c)ofthissectionshallapplyinthecaseofanapplicationforavariancefromthearea-of-reviewrequirementsforanindividualwell.

4. Noticeofanapplicationforanarealvariancefromthearea-of-reviewrequirements

under paragraph (1) of this subsection shall be given on or before the date theapplicationisfiledwiththecommission:

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(A) bypublicationonceinanewspaperhavinggeneralcirculationineachcounty,orportionthereof,wherethevariancewouldapply.Suchnoticeshallbeinaformapprovedby the commissionor its delegateprior topublication andmustbeatleastthreeinchesbyfiveinchesinsize.Thenoticeshallstatethatproteststotheapplicationmaybefiledwiththecommissionduringthe15-day period following the date of publication. The notice shall appear in asectionofthenewspapercontainingstateorlocalnewsitems;

(B) bymailingordeliveringacopyoftheapplication,alongwithastatementthatanyprotesttotheapplicationshouldbefiledwiththecommissionwithin15daysofthedatetheapplicationisfiledwiththecommission,tothefollowing:

(i) themanagerofeachundergroundwaterconservationdistrictinwhichthevariancewouldapply,ifany;

(ii) the city clerk or other appropriate official of each incorporated city inwhichthevariancewouldapply,ifany;

(iii) thecountyclerkofeachcountyinwhichthevariancewouldapply;and(iv) any other person or persons that the commission or its delegate

determinesshouldreceivenoticeoftheapplication.

5. Ifaprotesttoanapplicationforanarealvarianceismadetothecommissionbyanaffected person, local government, underground water conservation district, orother stateagencywithin15daysof receiptof theapplicationorofpublication,whicheverislater,orifthecommission'sdelegatedeterminesthatahearingontheapplicationisinthepublicinterest,thenahearingwillbeheldontheapplicationafter the commission provides notice of the hearing to all local governments,undergroundwater conservation districts, state agencies, or other persons,whoexpress an interest, inwriting, in the application. If no protest froman affectedperson is received by the commission, the commission's delegate mayadministratively approve the application. If the application is deniedadministratively, theperson(s) filing the application shall have a right tohearinguponrequest.Afterhearing, theexaminershall recommenda finalactionbythecommission.

6. Anarealvariancegrantedundertheprovisionsofthissubsectionmaybemodified,

terminated, or suspended by the commission after notice and opportunity forhearingisprovidedtoeachpersonshownoncommissionrecordstooperateanoilor gas lease in the area in which the proposed modification, termination, orsuspensionwouldapply.Ifahearingonaproposaltomodify,terminate,orsuspendanareal variance isheld,anyapplications filed subsequent to thedatenoticeofhearing is given must include the area-of-review information required underparagraph(1)ofthissubsectionpendingissuanceofafinalorder.

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(f)Casing.Injectionwellsshallbecasedandthecasingcementedincompliancewith§3.13ofthistitle(relatingtoCasing,Cementing,Drilling,andCompletionRequirements)insuchamannerthat the injected fluidswill not endanger oil, gas, or geothermal resources andwill notendangerfreshwaterformationsnotproductiveofoil,gas,orgeothermalresources.(g)Specialequipment.

1. Tubingandpacker.Wellsdrilledorconvertedforinjectionshallbeequippedwith

tubing set on amechanical packer. Packers shall be set nohigher than 200 feetbelowtheknowntopofcementbehindthelongstringcasingbutinnocasehigherthan150feetbelowthebaseofusablequalitywater.Forpurposesofthissection,theterm"tubing"referstoastringofpipethroughwhichinjectionmayoccurandwhichisneitherwhollynorpartiallycementedinplace.Astringofpipethatiswhollyorpartiallycementedinplaceisconsideredcasingforpurposesofthissection.

2. Pressurevalve.Thewellheadshallbeequippedwithapressureobservationvalve

onthetubingandforeachannulusofthewell.

3. Exceptions.Thecommissionoritsdelegatemaygrantanexceptiontoanyprovisionofthisparagraphuponproofofgoodcause.Ifthecommissionoritsdelegatedeniesan exception, the operator shall have a right to a hearing upon request. Afterhearing,theexaminershallrecommendafinalactionbythecommission.

(h)Wellrecord.Within30daysafterthecompletionorconversionofaninjectionwell,theoperatorshallfileinduplicateinthedistrictofficeacompleterecordofthewellontheappropriateformwhichshowsthecurrentcompletion.

1. Monitoringandreporting.

(A) Theoperatorshallmonitortheinjectionpressureandinjectionrateofeachinjectionwellonatleastamonthlybasis,oronamorefrequentbasisforadisposalwell permitted under this section as required by the commissionunderconditionsdescribedinsubsection(b)(1)(D)ofthissection.

(B) The results of the monitoring shall be reported annually, or on a morefrequentbasisforadisposalwellpermittedunderthissectionasrequiredby

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the commission under conditions described in subsection (b)(1)(D) of thissection,tothecommissionontheprescribedform.

(C) Allmonitoringrecordsshallberetainedbytheoperatorforatleastfiveyears.

(D) TheoperatorshallreporttotheappropriateDistrictOfficewithin24hoursany significant pressure changes or other monitoring data indicating thepresenceofleaksinthewell.

(j)Testing.

1. Purpose.

Themechanicalintegrityofaninjectionwellshallbeevaluatedbyconductingpressuretests to determine whether the well tubing, packer, or casing have sufficientmechanicalintegritytomeettheperformancestandardsofthisrule,orbyalternativetestingmethodsunderparagraph(5)ofthissubsection.2. Applicability.

Mechanicalintegrityofeachinjectionwellshallbedemonstratedinaccordancewithprovisionsofparagraphs(4)and(5)ofthissubsectionpriortoinitialuse.Inaddition,mechanicalintegrityshallbetestedperiodicallythereafterasdescribedinparagraph(3)ofthissubsection.3. Frequency.

(A) Eachinjectionwellcompletedwithsurfacecasingsetandcementedthroughthe entire interval of protected usable-quality water shall be tested formechanicalintegrityatleastonceeveryfiveyears.

(B) Inaddition to testing requiredundersubparagraph (A),each injectionwellshallbetestedformechanicalintegrityaftereveryworkoverofthewell.

(C) Aninjectionwellthatiscompletedwithoutsurfacecasingsetandcementedthroughtheentireintervalofprotectedusable-qualitygroundwatershallbetestedatthefrequencyprescribedintheinjectionpermit.

(D) Thecommissionoritsdelegatemayprescribeascheduleandmailnotificationto operators to allow for orderly and timely compliance with therequirements in subparagraph (A)and subparagraph (B)of thisparagraph.Such testing schedule shall not apply to an injection well for which aninjectionwell permit hasbeen issuedbut thewell hasnotbeendrilledorconvertedtoinjection.

4. Pressuretests.

(A) Testpressure.

82

(i) Thetestpressureforwellsequippedtoinjectthroughtubingandpacker

shall equal the maximum authorized injection pressure or 500 psig,whicheverisless,butshallbeatleast200psig.

(ii) Thetestpressureforwellsthatarepermittedforinjectionthroughcasing

shall equal the maximum permitted injection pressure or 200 psig,whicheverisgreater.

(B) Pressurestabilization.Thetestpressureshallstabilizewithin10%ofthetest

pressure required in subparagraph (A) of this paragraph prior tocommencementofthetest.

(C) Pressure differential. A pressure differential of at least 200 psig shall bemaintainedbetweenthetestpressureonthetubing-casingannulusandthetubingpressure.

(D) Testduration.Apressuretestshallbeconductedforadurationof30minuteswhenthetestmediumisliquidorfor60minuteswhenthetestmediumisairorgas.

(E) Pressurerecorder.Exceptfortestswitnessedbyacommissionrepresentativeorwellspermittedforinjectionthroughcasing,apressurerecordershallbeused tomonitorand record the tubing-casingannuluspressureduring thetest.Therecorderclockshallnotexceed24hours.Therecorderscaleshallbeset so that the test pressure is 30 to 70% of full scale, unless otherwiseauthorizedbythecommissionoritsdelegate.

5. Testfluid.

(A) Thetubing-casingannulusfluidusedinapressuretestshallbeliquidforwellsthat inject liquidunless thecommissionor itsdelegateauthorizesuseofadifferenttestfluidforgoodcause.

(B) The tubing-casing annulus fluid used in a pressure test shall contain no

additivesthatmayaffectthesensitivityorotherwisereducetheeffectivenessofthetest.

83

6. Pressuretestresults.

Thecommissionor itsdelegatewillconsider, inevaluatingtheresultsofatest, thelevelofpollutionriskthatlossofwellintegritywouldcause.Factorsthatmaybetakenintoaccountinassessingpollutionriskincludeinjectionpressure,frequencyoftestingand monitoring, and whether there is sufficient surface casing to cover all zonescontainingusable-qualitywater.Apressuretestmayberejectedbythecommissionoritsdelegateafterconsiderationofthefollowingfactors:

(A) thedegreeofpressurechangeduringthetest,ifany;

(B) thelevelofrisktousable-qualitywaterifmechanicalintegrityofthewellislost;and

(C) whethercircumstancessurroundingtheadministrationofthetestmakethetestinconclusive.

7. Alternativetestingmethods.Asanalternativetothetestingrequiredinparagraph(2)ofthissubsection,thetubing-casingannuluspressuremaybemonitoredand includedon theannualmonitoringreport required by subsection (i) of this section, with the authorization of thecommissionoritsdelegateandprovidedthatthereisnoindicationofproblemswiththewell.Wells that are approved for tubing-casing annulusmonitoring under thisparagraph shall be tested in the manner provided under paragraph (3) of thissubsectionatleastonceeverytenyearsafterJanuary1,1990.

(A) Thecommissionoritsdelegategrantanexceptionforviablealternativetestsorsurveysormayrequirealternativetestsorsurveysasapermitcondition.

(B) Theoperatorshallnotifytheappropriatedistrictofficeatleast48hourspriorto the testing. Testing shall not commencebefore theendof the48-hourperiodunlessauthorizedbythedistrictoffice.

(C) Acompleterecordofalltestsshallbefiledinduplicateinthedistrictofficewithin30daysafterthetesting.

(D) Inthecaseofpermitsissuedunderthissectionpriortotheeffectivedateofthisamendmentwhichrequirepressuretestingmorefrequentlythanonceeveryfiveyears,thecommission'sdelegatemay,byletterofauthorization,reducetherequiredfrequencyofpressuretests,providedthatsuchtestsarerequiredatleastonceeverythreeyears.Thecommissionshallconsiderthepermit to have been amended to require pressure tests at the frequencyspecifiedintheletterofauthorization.

84

(k)AreaPermits.Apersonmayapplyforanareapermitthatauthorizesinjectionintoneworconvertedwellslocatedwithintheareaspecifiedintheareapermit.Forpurposesofthissubsection,theterm "permit area" shallmean thearea coveredorproposed tobe coveredby anareapermit.Exceptasspecificallyprovidedinthissubsection,theprovisionsofsubsections(a)-(j)ofthissectionshallapplyinthecaseofanareapermitandallinjectionwellsconverted,completed,operated,ormaintainedinaccordancewiththatpermit.Exceptasotherwisespecifiedintheareapermit,onceanareapermithasbeenissued,theoperatormayapplytooperateindividualwellswithinthepermitareaasinjectionwellsasspecifiedinparagraph(3)ofthissubsection.

6. Anapplicationforanareapermitmustbeaccompaniedbyanapplicationforatleastoneinjectionwell.Theapplicantmust:

(E) identifythemaximumnumberofinjectionwellsthatwillbeoperatedwithin

thepermitarea;

(F) identify the depth(s) of usable-quality water within the permit area, asdeterminedbytheGroundwaterAdvisoryUnitoftheOilandGasDivision;

(G) foreachexistingwellinthepermitareathatmaybeconvertedtoinjectionundertheareapermit,provideawellborediagramthatspecifiesthecasingand liner sizes and depths, packer setting depth, types and volumes ofcement,andthecementtopsforthewell.Asinglewellborediagrammaybesubmittedformultiplewellsthathavethesameconfiguration,providedthateachwellwiththattypeofconfigurationisidentifiedonthewellborediagramandthediagramidentifiesthedeepestcementtopforeachstringofcasingamongallthewellscoveredbythatdiagram.

(H) provideawellborediagram(s)showingthetype(s)ofcompletion(s)thatwillbeusedforinjectionwellsdrilledafterthedatetheapplicationfortheareapermit is filed, includingcasingand linersizesanddepthsandastatementindicatingthatsuchwellswillbecementedinaccordancewiththecementingrequirementsof§3.13ofthistitle(relatingtoCasing,Cementing,Drilling,andCompletionRequirements)(StatewideRule13);

(I) identifythetypeortypesoffluidsthatareproposedtobeinjectedintoanywellwithinthepermitarea;

(J) identifythedepthsfromtoptobottomoftheinjectionintervalthroughoutthepermitarea;

(K) specify themaximumsurface injectionpressure foranywell in thepermitareacoveredbytheareapermit;

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(L) specify themaximum amount of fluid that will be injected daily into anyindividualwellwithin thepermit areaaswell as themaximumcumulativeamountoffluidthatwillbeinjecteddailyinthepermitarea;

Inlieuofthearea-of-reviewrequiredundersubsection(e)ofthissectionandsubjecttothearea-of-reviewvarianceprovisionsofsubsection(e)ofthissection,reviewthedataofpublicrecordforwellsthatpenetratetheproposedinjectionintervalwithinthepermitareaandthe area 1/4 mile beyond the outer boundary of the permit area to determine if allabandonedwellshavebeenpluggedinamannerthatwillpreventthemovementoffluidsfromtheinjectionintervalintofreshwaterstrata.Theapplicantshall identify intheapplicationthewellswhichappearfromthereviewofsuchpublic records tobeunpluggedor improperlypluggedandanyotherunpluggedorimproperlypluggedwellsofwhichtheapplicanthasknowledge.Theapplicantshallalsoidentifyintheapplicationthedateofpluggingofeachabandonedwellwithinthepermitareaandthearea1/4milebeyondtheouterboundaryofthepermitarea;andfurnishamapshowingthelocationofeachexistingwellthatmaybeconvertedtoinjectionundertheareapermit and the locationof eachwell that theoperator intends, at the timeofapplication,todrillwithinthepermitareaforuseforinjection.Themapshallbekeyedtoidentifytheconfigurationofallsuchwellsasdescribedinsubparagraphs(C)and(D)ofthisparagraph.

7. Inlieuofthenoticerequiredundersubsection(c)(1)ofthissection,noticeofanarea

permit shallbegivenbyprovidinga copyof theareapermitapplication toeachsurface owner of record within the permit area; each commission-designatedoperatorofawelllocatedwithinone-halfmileofthepermitarea;thecountyclerkofeachcountyinwhichallorpartofthepermitareaislocated;andthecityclerkorotherappropriatecityofficialofany incorporatedcitywhich is locatedwhollyorpartiallywithinthepermitarea,onorbeforethedatetheapplicationismailedtoorfiledwiththecommission.Noticeofanapplicationforanareapermitshallalsobegiveninaccordancewiththerequirementsofsubsection(c)(2).If,inconnectionwith a particular application, the commission or its delegate determines thatanother class of persons, such as adjacent surface owners or an appropriateundergroundwaterconservationdistrict,shouldreceivenoticeoftheapplication,thecommissionoritsdelegatemayrequiretheapplicanttomailordeliveracopyoftheapplicationtomembersofthatclass.

8. Once an area permit has been issued and except as otherwise provided in the

permit,nonoticeshallberequiredwhenanapplicationforanindividualinjectionwellpermitforanywellcoveredbytheareapermitisfiled.

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9. Priortocommencementofinjectionoperationsinanywellwithinthepermitarea,the operator shall file an application for an individual well permit with thecommission in Austin. The individual well permit application shall include thefollowing:

(A) thewellidentificationand,foranewwell,alocationplat;

(B) thelocationofanywelldrilledwithin1/4mileoftheinjectionwellafterthedateof application for the areapermit and the status of anywell locatedwithin1/4mileoftheinjectionwellthathasbeenabandonedsincethedatetheareapermitwasissued,includingthepluggingdateifsuchwellhasbeenplugged;

(C) adescriptionof thewellconfiguration, includingcasingand linersizesandsettingdepths,thetypeandamountofcementusedtocementeachcasingstring,depthofcementtops,andtubingandpackersettingdepths;

(D) anapplicationfeeintheamountof$100perwell;and

(E) anyotherinformationrequiredbytheareapermit.

10. Anindividualwellpermitmaybeissuedbythecommissionoritsdelegateinwritingor, if no objection to the application ismade by the commission or its delegatewithin 20 days of receipt of the application, the individual well permit shall bedeemedissued.

11. All individual injection wells covered by an area permit must be permitted in

accordancewiththerequirementsofthissubsectionandconvertedorcompleted,operated,maintained, and plugged in accordancewith the requirements of thissectionandtheareapermit.

(l)Gasstorageoperations.Storageofgasinproductiveordepletedreservoirsshallbesubjecttotheprovisionsof§3.96ofthistitle(relatingtoUndergroundStorageofGasinProductiveorDepletedReservoirs).(m)Plugging.Injectionwellsshallbepluggeduponabandonmentinaccordancewith§3.14ofthistitle(relatingtoPlugging).

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(n)Penalties.

1. Violations of this section may subject the operator to penalties and remediesspecified in Title 3 of the Natural Resources Code and any other statutesadministeredbythecommission.

2. Thecertificateofcomplianceforanyoil,gas,orgeothermalresourcewellmaybe

revoked in the manner provided in §3.73 of this title (relating to PipelineConnection;CancellationofCertificateofCompliance;Severance) forviolationofthissection.

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ANEXO–IIIREGLAMENTODEPROTECCIÓNDEAGUASDETEXASTexasAdministrativeCodeTITLE16 ECONOMICREGULATIONPART1 RAILROADCOMMISSIONOFTEXASCHAPTER3OILANDGASDIVISIONRULE§3.8 WaterProtection(a) The following words and terms when used in this section shall have the followingmeanings,unlessthecontextclearlyindicatesotherwise.

1. Basicsedimentpit--Pitusedinconjunctionwithatankbatteryforstorageofbasicsedimentremovedfromaproductionvesselorfromthebottomofanoilstoragetank.Basicsedimentpitswereformerlyreferredtoasburnpits.

2. Brinepit--Pitusedforstorageofbrinewhichisusedtodisplacehydrocarbonsfrom

anundergroundhydrocarbonstoragefacility.

3. Collectingpit--Pitusedforstorageofsaltwaterorotheroilandgaswastespriortodisposalatadisposalwellorfluid injectionwell. Insomecases,onepit isbothacollectingpitandaskimmingpit.

4. Completion/workover pit--Pit used for storage or disposal of spent completion

fluids,workoverfluidsanddrillingfluid,silt,debris,water,brine,oilscum,paraffin,or othermaterialswhichhavebeen cleanedout of thewellboreof awell beingcompletedorworkedover.

5. Drilling fluiddisposalpit--Pit,other thana reservepit,used fordisposalof spent

drillingfluid.

6. Drillingfluidstoragepit--Pitusedforstorageofdrillingfluidwhichisnotcurrentlybeingusedbutwhichwillbeusedinfuturedrillingoperations.Drillingfluidstoragepitsareoftencentrallylocatedamongseveralleases.

7. Emergency saltwater storage pit--Pit used for storage of produced saltwater for

limitedperiodoftime.Useofthepitisnecessitatedbyatemporaryshutdownofdisposal well or fluid injection well and/or associated equipment, by temporaryoverflowof saltwater storage tanksonaproducing leaseorbyaproducingwellloadingupwithformationfluidssuchthatthewellmaydie.Emergencysaltwaterstoragepitsmaysometimesbereferredtoasemergencypitsorblowdownpits.

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8. Flarepit--Pitwhichcontainsaflareandwhichisusedfortemporarystorageofliquidhydrocarbonswhicharesenttotheflareduringequipmentmalfunctionbutwhicharenotburned.Aflarepitisusedinconjunctionwithagasolineplant,naturalgasprocessingplant,pressuremaintenanceorrepressurizingplant,tankbattery,orawell.

9. Freshmakeupwaterpit--Pitusedinconjunctionwithadrillingrigforstorageoffresh

waterusedtomakeupdrillingfluidorhydraulicfracturingfluid.

10. Gas plant evaporation/retention pit--Pit used for storage or disposal of coolingtower blowdown, water condensed from natural gas, and other wastewatergeneratedatgasolineplants,naturalgasprocessingplants,orpressuremaintenanceorrepressurizingplants.

11. Mudcirculationpit--Pitused inconjunctionwithdrillingrig forstorageofdrilling

fluidcurrentlybeingusedindrillingoperations.

12. Reservepit--Pitusedinconjunctionwithdrillingrigforcollectingspentdrillingfluids;cuttings, sands, and silts; andwashwater used for cleaning drill pipe and otherequipmentatthewellsite.Reservepitsaresometimesreferredtoasslushpitsormudpits.

13. Saltwaterdisposalpit--Pitusedfordisposalofproducedsaltwater.

14. Skimmingpit--Pitusedforskimmingoiloffsaltwaterpriortodisposalofsaltwaterat

adisposalwellorfluidinjectionwell.

15. Washoutpit--Pitlocatedatatruckyard,tankyard,ordisposalfacilityforstorageordisposalofoilandgaswasteresiduewashedoutoftrucks,mobiletanks,orskid-mountedtanks.

16. Water condensate pit--Pit used in conjunction with a gas pipeline drip or gas

compressorstationforstorageordisposaloffreshwatercondensedfromnaturalgas.

17. Generator--Personwhogeneratesoilandgaswastes.

18. Carrier--Person who transports oil and gas wastes generated by a generator. A

carrierofanotherperson'soilandgaswastesmaybeageneratorofhisownoilandgaswastes.

19. Receiver--Personwhostores,handles, treats, reclaims,ordisposesofoil andgas

wastesgeneratedbyagenerator.Areceiverofanotherperson'soilandgaswastesmaybeageneratorofhisownoilandgaswastes.

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20. Director--Director of theOil andGas Division or his staff delegate designated in

writingbythedirectoroftheOilandGasDivisionorthecommission.

21. Person--Natural person, corporation, organization, government or governmentalsubdivisionoragency,businesstrust,estate,trust,partnership,association,oranyotherlegalentity.

22. Affectedperson--Personwho,asaresultoftheactivitysoughttobepermitted,has

sufferedormaysufferactualinjuryoreconomicdamageotherthanasamemberofthegeneralpublic.

23. Todewater--Toremovethefreewater.

24. Todispose--Toengageinanyactofdisposalsubjecttoregulationbythecommission

including,butnotlimitedto,conducting,draining,discharging,emitting,throwing,releasing,depositing,burying,landfarming,orallowingtoseep,ortocauseorallowanysuchactofdisposal.

25. Landfarming--Awastemanagementpracticeinwhichoilandgaswastesaremixed

withorappliedtothelandsurfaceinsuchamannerthatthewastewillnotmigrateoffthelandfarmedarea.

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 thoseactivities are defined in paragraph (30) of this subsection, and materials to bedisposedoforreclaimedwhichhavebeengeneratedinconnectionwithactivitiesassociatedwiththesolutionminingofbrine.Theterm"oilandgaswastes"includes,butisnotlimitedto,saltwater,othermineralizedwater,sludge,spentdrillingfluids,cuttings,wasteoil, spent completion fluids, andother liquid, semiliquid, or solidwaste material. The term "oil and gas wastes" includes waste generated inconnectionwithactivitiesassociatedwithgasolineplants,naturalgasornaturalgasliquids processing plants, pressure maintenance plants, or repressurizing plantsunlessthatwasteisahazardouswasteasdefinedbytheadministratoroftheUnitedStates Environmental Protection Agency pursuant to the federal Solid WasteDisposalAct,asamended(42UnitedStatesCode§6901etseq.).

27. Oilfieldfluids--Fluidstobeusedorreusedinconnectionwithactivitiesassociated

with the exploration, development, and production of oil or gas or geothermalresources,fluidstobeusedorreusedinconnectionwithactivitiesassociatedwiththesolutionminingofbrine,andminedbrine.Theterm"oilfieldfluids"includes,but is not limited to, drilling fluids, completion fluids, surfactants, and chemicalsusedtodetoxifyoilandgaswastes.

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28. Pollutionof surfaceor subsurfacewater--Thealterationof thephysical, thermal,

chemical,orbiologicalqualityof,orthecontaminationof,anysurfaceorsubsurfacewater in the state that renders the water harmful, detrimental, or injurious tohumans,animallife,vegetation,orproperty,ortopublichealth,safety,orwelfare,or impairs theusefulnessor thepublicenjoymentof thewater forany lawfulorreasonablepurpose.

29. Surface or subsurface water--Groundwater, percolating or otherwise, and lakes,

bays, ponds, impounding reservoirs, springs, rivers, streams, creeks, estuaries,marshes,inlets,canals,theGulfofMexicoinsidetheterritoriallimitsofthestate,andallotherbodiesofsurfacewater,naturalorartificial,inlandorcoastal,freshorsalt, navigable or nonnavigable, and including the beds and banks of allwatercourses and bodies of surfacewater, that arewholly or partially inside orborderingthestateorinsidethejurisdictionofthestate.

30. Activitiesassociatedwiththeexploration,development,andproductionofoilorgas

orgeothermalresources--Activitiesassociatedwith:

(A) thedrillingofexploratorywells,oilwells,gaswells,orgeothermalresourcewells;

(B) theproductionofoilorgasorgeothermalresources,including:

(i) activitiesassociatedwiththedrillingofinjectionwatersourcewellsthatpenetratethebaseofusablequalitywater;

(ii) activities associated with the drilling of cathodic protection holesassociatedwiththecathodicprotectionofwellsandpipelinessubjecttothejurisdictionofthecommissiontoregulatetheproductionofoilorgasorgeothermalresources;

(iii) activitiesassociatedwithgasolineplants,naturalgasornaturalgasliquidsprocessingplants,pressuremaintenanceplants,orrepressurizingplants;

(iv) activities associatedwith any undergroundnatural gas storage facility,provided the terms "natural gas" and "storage facility" shall have themeaningssetoutintheTexasNaturalResourcesCode,§91.173;

(v) activitiesassociatedwithanyundergroundhydrocarbonstoragefacility,provided the terms "hydrocarbons" and "underground hydrocarbonstorage facility" shall have the meanings set out in the Texas NaturalResourcesCode,§91.201;and

(vi) activitiesassociatedwiththestorage,handling,reclamation,gathering,transportation,ordistributionofoilorgaspriortotherefiningofsuchoilor prior to the use of such gas in any manufacturing process or as aresidentialorindustrialfuel;

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(C) the operation, abandonment, and proper plugging of wells subject to thejurisdictionofthecommissiontoregulatetheexploration,development,andproductionofoilorgasorgeothermalresources;and

(D) thedischarge,storage,handling,transportation,reclamation,ordisposalofwasteoranyothersubstanceormaterialassociatedwithanyactivitylistedinsubparagraphs (A) - (C) of this paragraph, except for waste generated inconnection with activities associated with gasoline plants, natural gas ornatural gas liquids processing plants, pressure maintenance plants, orrepressurizing plants if thatwaste is a hazardouswaste as defined by theadministratoroftheUnitedStatesEnvironmentalProtectionAgencypursuanttothefederalSolidWasteDisposalAct,asamended(42UnitedStatesCode§6901,etseq.).

31. Mined brine--Brine produced from a brine mining injection well by solution of

subsurface salt formations. The term "mined brine" does not include saltwaterproducedincidentallytotheexploration,development,andproductionofoilorgasorgeothermalresources.

32. Brineminingpit--Pit,otherthanafreshminingwaterpit,usedinconnectionwith

activitiesassociatedwiththesolutionminingofbrine.Mostbrineminingpitsareusedtostoreminedbrine.

33. Freshminingwaterpit--Pitusedinconjunctionwithabrinemininginjectionwellfor

storageofwaterusedforsolutionminingofbrine.

34. Inertwastes--Nonreactive,nontoxic, andessentially insolubleoil andgaswastes,including,butnotlimitedto,concrete,glass,wood,metal,wire,plastic,fiberglass,andtrash.

35. Coastal zone--The area within the boundary established in Title 31, Texas

AdministrativeCode,§503.1(CoastalManagementProgramBoundary).

36. Coastal management program (CMP) rules--The enforceable rules of the TexasCoastal Management Program codified at Title 31, Texas Administrative Code,Chapters501,505,and506.

37. Coastalnaturalresourcearea(CNRA)--OneofthefollowingareasdefinedinTexas

Natural Resources Code, §33.203: coastal barriers, coastal historic areas, coastalpreserves,coastalshoreareas,coastalwetlands,criticalduneareas,criticalerosionareas, gulf beaches, hard substrate reefs, oyster reefs, submerged land, specialhazardareas,submergedaquaticvegetation,tidalsandormudflats,waterintheopenGulfofMexico,andwaterundertidalinfluence.

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38. Coastalwaters--WatersundertidalinfluenceandwatersoftheopenGulfofMexico.

39. Criticalarea--Acoastalwetland,anoysterreef,ahardsubstratereef,submergedaquaticvegetation,oratidalsandormudflatasdefinedinTexasNaturalResourcesCode,§33.203.

40. Practicable--Available and capable of being done after taking into consideration

existingtechnology,cost,andlogisticsinlightoftheoverallpurposeoftheactivity.

41. Non-commercialfluidrecycling--Therecyclingoffluidproducedfromanoilorgaswell, including produced formation fluid, workover fluid, and completion fluid,including fluids produced from the hydraulic fracturing process on an existingcommission-designated leaseordrillingunitassociatedwithacommission-issueddrillingpermitoruponlandleasedorownedbytheoperatorforthepurposesofoperationofanon-commercialdisposalwelloperatedpursuanttoapermitissuedunder§3.9ofthistitle(relatingtoDisposalWells)oranon-commercialinjectionwelloperated pursuant to a permit issued under §3.46 of this title (relating to FluidInjection intoProductiveReservoirs),where theoperatorof the lease,ordrillingunit,ornon-commercialdisposalorinjectionwelltreatsorcontractswithapersonforthetreatmentofthefluid,andmayacceptsuchfluidfromotherleasesandoroperators.

42. Non-commercialfluidrecyclingpit--Pitusedinconjunctionwithoneormoreoilor

gasleasesorunitsthatisconstructed,maintained,andoperatedbytheoperatorofrecordoftheleaseorunitandislocatedonanexistingcommission-designatedleaseordrillingunit associatedwitha commission-issueddrillingpermit,orupon landleasedorownedbytheoperatorforthepurposesofoperationofanon-commercialdisposalwelloperatedpursuanttoapermitissuedunder§3.9ofthistitleoranon-commercialinjectionwelloperatedpursuanttoapermitissuedunder§3.46ofthistitle,forthestorageoffluidforthepurposeofnon-commercialfluidrecyclingorforthestorageoftreatedfluid.

43. Recycle--Toprocessand/oruseorre-useoilandgaswastesasaproductforwhich

thereisalegitimatecommercialuseandtheactualuseoftherecyclableproduct.'Recycle,' as defined in this subsection, does not include injection pursuant to apermitissuedunder§3.46ofthistitle.

44. Treated fluid-Fluid that has been treated usingwater treatment technologies to

remove impuritiessuchthat thetreated fluidcanbereusedor recycled.Treatedfluidisnotawastebutmaybecomeawasteifitisabandonedordisposedofratherthanreusedorrecycled.

45. Recyclable product--A reusable material as defined in §4.204(12) of this title

(relatingtoDefinitions).

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46. 100-yearfloodplain--Anareathatisinundatedbya100-yearflood,whichisaflood

that has a one percent or greater chance of occurring in any given year, asdetermined frommaps or other data from the Federal EmergencyManagementAdministration (FEMA), or, if not mapped by FEMA, from the United StatesDepartmentofAgriculturesoilmaps.

47. Distilledwater--Waterthathasbeenpurifiedbybeingheatedtoavaporformand

thencondensedintoanothercontainerasliquidwaterthatisessentiallyfreeofallsolutes.

(b)Nopollution.Nopersonconductingactivitiessubjecttoregulationbythecommissionmaycauseorallowpollutionofsurfaceorsubsurfacewaterinthestate.

(c)Exploratorywells.Anyoil,gas,orgeothermalresourcewellorwelldrilledforexploratorypurposesshallbegovernedbytheprovisionsofstatewideorfieldruleswhichareapplicableandpertaintothedrilling,safety,casing,production,abandoning,andpluggingofwells.

(d)Pollutioncontrol.

48. Prohibited disposal methods. Except for those disposal methods authorized forcertainwastesbyparagraph(3)ofthissubsection,subsection(e)ofthissection,or§3.98ofthistitle(relatingtoStandardsforManagementofHazardousOilandGasWaste),ordisposalmethodsrequiredtobepermittedpursuantto§3.9ofthistitle(relatingtoDisposalWells)(Rule9)or§3.46ofthistitle(relatingtoFluidInjectioninto Productive Reservoirs) (Rule 46), no personmay dispose of any oil and gaswastesbyanymethodwithoutobtainingapermittodisposeofsuchwastes.Thedisposalmethodsprohibitedbythisparagraphinclude,butarenotlimitedto,theunpermitted discharge of oil field brines, geothermal resource waters, or othermineralizedwaters,ordrillingfluidsintoanywatercourseordrainageway,includingany drainage ditch, dry creek, flowing creek, river, or any other body of surfacewater.

49. Prohibited pits. No personmaymaintain or use any pit for storage of oil or oil

products.Exceptasauthorizedbythissubsection,nopersonmaymaintainoruseanypitforstorageofoilfieldfluids,orforstorageordisposalofoilandgaswastes,withoutobtainingapermittomaintainorusethepit.Apersonisnotrequiredtohaveapermittouseapitifareceiverhassuchapermit,ifthepersoncomplieswiththetermsofsuchpermitwhileusingthepit,andifthepersonhaspermissionofthereceivertousethepit.Thepitsrequiredbythisparagraphtobepermittedinclude,butarenotlimitedto,thefollowingtypesofpits:saltwaterdisposalpits;emergencysaltwaterstoragepits;collectingpits;skimmingpits;brinepits;brineminingpits;drillingfluidstoragepits(otherthanmudcirculationpits);drillingfluiddisposalpits(other than reserve pits or slush pits); washout pits; and gas plant

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evaporation/retentionpits.Ifapersonmaintainsorusesapitforstorageofoilfieldfluids,orforstorageordisposalofoilandgaswastes,andtheuseormaintenanceofthepit isneitherauthorizedbythissubsectionnorpermitted,thenthepersonmaintainingorusingthepitshallbackfillandcompactthepitinthetimeandmannerrequiredbythedirector.Priortobackfillingthepit,thepersonmaintainingorusingthepitshall,inapermittedmannerorinamannerauthorizedbyparagraph(3)ofthissubsection,disposeofalloilandgaswasteswhichareinthepit.

(e)Authorizeddisposalmethods.

1. Freshwatercondensate.Apersonmay,withoutapermit,disposeof freshwater

whichhasbeencondensedfromnaturalgasandcollectedatgaspipelinedripsorgascompressorstations,providedthedisposalisbyamethodotherthandisposalintosurfacewaterofthestate.

2. Inert wastes. A person may, without a permit, dispose of inert and essentially

insolubleoilandgaswastesincluding,butnotlimitedto,concrete,glass,wood,andwire,providedthedisposalisbyamethodotherthandisposalintosurfacewaterofthestate.

3. Lowchloridedrillingfluid.Apersonmay,withoutapermit,disposeofthefollowing

oilandgaswastesbylandfarming,providedthewastesaredisposedofonthesameleasewheretheyaregenerated,andprovidedthepersonhasthewrittenpermissionofthesurfaceownerofthetractwherelandfarmingwilloccur:waterbasedrillingfluidswithachlorideconcentrationof3,000milligramsperliter(mg/liter)orless;drillcuttings,sands,andsiltsobtainedwhileusingwaterbasedrillingfluidswithachlorideconcentrationof3,000mg/literorless;andwashwaterusedforcleaningdrillpipeandotherequipmentatthewellsite.

4. Otherdrillingfluid.Apersonmay,withoutapermit,disposeofthefollowingoiland

gaswastes by burial, provided thewastes are disposed of at the samewell sitewhere they are generated: water base drilling fluid which had a chlorideconcentration in excess of 3,000mg/liter but which have been dewatered; drillcuttings,sands,andsiltsobtainedwhileusingoilbasedrillingfluidsorwaterbasedrillingfluidswithachlorideconcentrationinexcessof3,000mg/liter;andthosedrillingfluidsandwastesallowedtobelandfarmedwithoutapermit.

5. Completion/workoverpitwastes.Apersonmay,withoutapermit,disposeofthe

followingoilandgaswastesbyburial inacompletion/workoverpit,providedthewasteshavebeendewatered,andprovidedthewastesaredisposedofatthesamewellsitewheretheyaregenerated:spentcompletionfluids,workoverfluids,andthematerialscleanedoutofthewellboreofawellbeingcompletedorworkedover.

6. Contents of non-commercial fluid recycling pit. A personmay,without a permit,

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disposeofthesolidsfromanon-commercialfluidrecyclingpitbyburialinthepit,providedthepithasbeendewatered.

7. Effectonbackfilling.Aperson'schoicetodisposeofawastebymethodsauthorized

bythisparagraphshallnotextendthetimeallowedforbackfillinganyreservepit,mud circulation pit, or completion/workover pit whose use or maintenance isauthorizedbyparagraph(4)ofthissubsection.

8. Authorizedpits.Apersonmay,withoutapermit,maintainorusereservepits,mud

circulation pits, completion/workover pits, basic sediment pits, flare pits, freshmakeupwaterpits,freshminingwaterpits,non-commercialfluidrecyclingpits,andwatercondensatepitsonthefollowingconditions.

9. Reserve pits andmud circulation pits. A person shall not deposit or cause to be

depositedintoareservepitormudcirculationpitanyoilfieldfluidsoroilandgaswastes,otherthanthefollowing:

(A) drillingfluids,whetherfreshwaterbase,saltwaterbase,oroilbase;

(B) drillcuttings,sands,andsiltsseparatedfromthecirculatingdrillingfluids;

(C) washwaterusedforcleaningdrillpipeandotherequipmentatthewellsite;

(D) drillstemtestfluids;and

(E) blowoutpreventertestfluids.

(A) Completion/workoverpits.Apersonshallnotdepositorcausetobedepositedinto

acompletion/workoverpitanyoil fieldfluidsoroilandgaswastesotherthanspentcompletionfluids,workoverfluid,andthematerialscleanedoutofthewellboreofawellbeingcompletedorworkedover.

10. Basicsedimentpits.Apersonshallnotdepositorcausetobedepositedintoabasicsediment pit any oil field fluids or oil and gaswastes other thanbasic sedimentremoved from a production vessel or from the bottom of an oil storage tank.Althoughapersonmaystorebasicsedimentinabasicsedimentpit,apersonmaynotdepositoilorfreesaltwaterinthepit.Thetotalcapacityofabasicsedimentpitshallnotexceedacapacityof50barrels.Theareacoveredbyabasicsedimentpitshallnotexceed250squarefeet.

11. Flarepits.Apersonshallnotdepositorcausetobedepositedintoaflarepitanyoilfieldfluidsoroilandgaswastesotherthanthehydrocarbonsdesignedtogototheflareduringupsetconditionsatthewell,tankbattery,orgasplantwherethepitislocated.Apersonshallnotstoreliquidhydrocarbonsinaflarepitformorethan48hoursatatime.

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12. Freshmakeupwaterpitsandfreshminingwaterpits.Apersonshallnotdepositor

causetobedepositedintoafreshmakeupwaterpitanyoilandgaswastesoranyoil field fluids other than freshwater used tomakeupdrilling fluid or hydraulicfracturing fluid.Aperson shallnotdepositor cause tobedeposited intoa freshminingwaterpitanyoilandgaswastesoranyoilfieldfluidsotherthanwaterusedforsolutionminingofbrine.

13. Watercondensatepits.Apersonshallnotdepositorcausetobedepositedintoa

watercondensatepitanyoilfieldfluidsoroilandgaswastesotherthanfreshwatercondensedfromnaturalgasandcollectedatgaspipelinedripsorgascompressorstations.

14. Non-commercialfluidrecyclingpits.

(A) Apersonshallnotdepositorcausetobedepositedintoanon-commercial

fluidrecyclingpitanyoilfieldfluidsoroilandgaswastesotherthanthosefluidsdescribedinsubsection(a)(42)ofthissection.

(B) All pits shall be sufficiently large to ensure adequate storage capacity andfreeboardtakingintoaccountanticipatedprecipitation.

(C) Allpitsshallbedesignedtopreventstormwaterrunofffromenteringthepit.Ifapitisconstructedwithadikeorberm,theheight,slope,andconstructionmaterialofsuchdikeorbermshallbesuchthatitisstructurallysoundanddoesnotallowseepage.

(D) Afreeboardofatleasttwofeetshallbemaintainedatalltimes.

(E) Allpitsshallbelined.Thelinershallbedesigned,constructed,andinstalledtopreventanymigrationofmaterialsfromthepitintoadjacentsubsurfacesoils,groundwater,orsurfacewateratanytimeduringthelifeofthepit.Theliner shall be installed according to standard industry practices, shall beconstructed of materials that have sufficient chemical and physicalproperties,includingthickness,topreventfailureduringtheexpectedlifeofthepit.Alllinersshallhaveahydraulicconductivitythatis1.0x10-7cm/secorless.Alinermaybeconstructedofeithernaturalorsyntheticmaterials.

(F) Proceduresshallbeinplacetoroutinelymonitortheintegrityofthelinerofpit.Iflinerfailureisdiscoveredatanytime,thepitshallbeemptiedandthelinerrepairedpriortoplacingthepitbackinservice.Acceptablemonitoringprocedures include an annual visual inspection of the pit liner or theinstallation of a double liner and leak detection system. Alternativemonitoring procedures may be approved by the director if the operatordemonstratesthatthealternativeisatleastequivalentintheprotectionofsurfaceandsubsurfacewaterastheprovisionsofthissection.

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(G) Thelinerofapitwithasinglelinershallbeinspectedannuallytoensurethatthelinerhasnotfailed.Thisinspectionshallbecompletedbyemptyingthepitandvisuallyinspectingtheliner.Iftheoperatordoesnotproposetoemptythepitandinspectthepitlineronatleastanannualbasis,theoperatorshallinstalladoublelinerandleakdetectionsystem.Aleakdetectionsystemshallbe installed between a primary and secondary liner. The leak detectionsystemmustbemonitoredonamonthlybasistodetermine if theprimarylinerhasfailed.Theprimary linerhasfailed if thevolumeofwaterpassingthroughtheprimarylinerexceedstheactionleakagerate,ascalculatedusingacceptedprocedures,or1,000gallonsperacreperday,whicheverislarger.

(H) Theoperatorofthepitshallkeeprecordstodemonstratecompliancewiththepit liner integrityrequirementsandshallmaketherecordsavailabletocommissionpersonneluponrequest.

(I) The operator of the pit shall provide written notification to the districtdirectorpriortoconstructionofthepit,orpriortotheuseofanexistingpitasanon-commercialfluidrecyclingpit.Suchnotificationshallinclude:

(i) the locationof thepit including the leasenameandnumberordrillingpermitnumberandthelatitudeandlongitude;

(ii) thedimensionsandmaximumcapacityofthepit;and(iii) a signed statement that theoperatorhaswrittenpermission from the

surfaceownerofthetractuponwhichthepitislocatedforconstructionanduseofthepitforsuchpurpose.

(iv) equipment,machinery,waste,orothermaterialsthatcouldreasonablybeexpectedtopuncture,tear,orotherwisecompromisetheintegrityofthelinershallnotbeusedorplacedinlinedpits.

(J) Thepitshallbe inspectedperiodicallybytheoperatorforcompliancewith

theapplicableprovisionsofthissection.

(f)Backfillrequirements.

1. Apersonwhomaintainsorusesa reservepit,mudcirculationpit, freshmakeupwaterpit,freshminingwaterpit,completion/workoverpit,basicsedimentpit,flarepit, non-commercial fluid recycling pit, or water condensate pit shall dewater,backfill,andcompactthepitaccordingtothefollowingschedule.

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 bedewatered, backfilled, and compacted within one year of cessation of drillingoperations.

3. Reserve pits and mud circulation pits which contain fluids with a chloride

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concentration inexcessof6,100mg/liter shallbedewateredwithin30daysandbackfilledandcompactedwithinoneyearofcessationofdrillingoperations.

4. All completion/workover pits used when completing a well shall be dewatered

within30daysandbackfilledandcompactedwithin120daysofwellcompletion.Allcompletion/workoverpitsusedwhenworkingoverawellshallbedewateredwithin30daysandbackfilledandcompactedwithin120daysofcompletionofworkoveroperations.

5. Basic sediment pits, flare pits, fresh mining water pits, non-commercial fluid

recycling pits, and water condensate pits shall be dewatered, backfilled, andcompactedwithin120daysoffinalcessationofuseofthepits.

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 bedewatered.

7. Apersonwhomaintainsorusesa reservepit,mudcirculationpit, freshmakeup

water pit, non-commercial fluid recycling pit, or completion/workover pit shallremainresponsible fordewatering,backfilling,andcompactingthepitwithinthetime prescribed by clause (i) of this subparagraph, even if the time allowed forbackfillingthepitextendsbeyondtheexpirationdateortransferdateoftheleasecoveringthelandwherethepitislocated.

8. Thedirectormayrequirethatapersonwhousesormaintainsareservepit,mud

circulationpit,freshmakeupwaterpit,freshminingwaterpit,completion/workoverpit, basic sediment pit, flare pit, non-commercial fluid recycling pit, or watercondensatepitbackfillthepitsoonerthanthetimeprescribedbyclause(i)ofthissubparagraphifthedirectordeterminesthatoilandgaswastesoroilfieldfluidsarelikelytoescapefromthepitorthatthepit isbeingusedfor improperstorageordisposalofoilandgaswastesoroilfieldfluids.

9. Prior tobackfillingany reservepit,mudcirculationpit, completion/workoverpit,

basicsedimentpit,flarepit,non-commercialfluidrecyclingpit,orwatercondensatepit whose use or maintenance is authorized by this paragraph, the personmaintainingorusingthepitshall,inapermittedmannerorinamannerauthorizedbyparagraph(3)ofthissubsection,disposeofalloilandgaswasteswhichareinthepit.

10. Unlessotherwiseapprovedbythedistrictdirectorafterashowingthatthefluidswill

be confined in thepit at all times, all authorizedpits shall be constructed,used,operated,andmaintainedatalltimesoutsideofa100-yearfloodplainasthattermisdefinedinsubsection(a)ofthissection.Theoperatormayrequestahearingifthedistrictdirectordeniesapprovaloftherequesttoconstructapitwithina100-year

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floodplain.

11. Intheeventofanunauthorizeddischargefromanypitauthorizedbythisparagraph,theoperatorshalltakeanymeasuresnecessarytostoporcontrolthedischargeandreportthedischargetothedistrictofficeassoonaspossible.

(g)Responsibilityfordisposal.

1. Permitrequired.

(A) Nogeneratoror receivermayknowinglyutilize the servicesofa carrier totransportoilandgaswastes ifthecarrier isrequiredbythisruletohaveapermittotransportsuchwastesbutdoesnothavesuchapermit.Nocarriermayknowinglyutilizetheservicesofasecondcarriertotransportoilandgaswastes if the second carrier is required by this rule to have a permit totransportsuchwastesbutdoesnothavesuchapermit.

(B) Nogeneratoror carriermayknowinglyutilize the servicesofa receiver tostore,handle,treat,reclaim,ordisposeofoilandgaswastesifthereceiverisrequiredby statuteor commission rule tohave apermit to store, handle,treat,reclaim,ordisposeofsuchwastesbutdoesnothavesuchapermit.

(C) Noreceivermayknowinglyutilizetheservicesofasecondreceivertostore,handle,treat,reclaim,ordisposeofoilandgaswastesifthesecondreceiverisrequiredbystatuteorcommissionruletohaveapermittostore,handle,treat,reclaim,ordisposeofsuchwastesbutdoesnothavesuchapermit.

(D) AnypersonwhoplanstoutilizetheservicesofacarrierorreceiverisunderadutytodeterminethatthecarrierorreceiverhasallpermitsrequiredbytheOilandGasDivisiontotransport,store,handle,treat,reclaim,ordisposeofoilandgaswastes.

2. Improperdisposalprohibited.

(A) Nogenerator,carrier,receiver,oranyotherpersonmayimproperlydisposeofoilandgaswastesorcauseorallowtheimproperdisposalofoilandgaswastes.A generator causesor allows the improperdisposal of oil and gaswastesif:

(i) Thegeneratorutilizestheservicesofacarrierorreceiverwhoimproperlydisposesofthewastes;and

(ii) thegeneratorkneworreasonablyshouldhaveknownthatthecarrierorreceiverwaslikelytoimproperlydisposeofthewastesandfailedtotakereasonablestepstopreventtheimproperdisposal.

(h)Permits.

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1. Standardsforpermitissuance.

(A) Apermittomaintainoruseapitforstorageofoilfieldfluidsoroilandgaswastes may only be issued if the commission determines that themaintenance or use of such pitwill not result in thewaste of oil, gas, orgeothermalresourcesorthepollutionofsurfaceorsubsurfacewaters.

(B) Apermittodisposeofoilandgaswastesbyanymethod,includingdisposalintoapit,mayonlybeissuedifthecommissiondeterminesthatthedisposalwillnotresultinthewasteofoil,gas,orgeothermalresourcesorthepollutionofsurfaceorsubsurfacewater.

(C) Apermittomaintainoruseanyunlinedbrineminingpitoranyunlinedpit,otherthananemergencysaltwaterstoragepit,forstorageordisposalofoilfieldbrines,geothermal resourcewaters,orothermineralizedwatersmayonly be issued if the commission determines that the applicant hasconclusivelyshownthatuseofthepitcannotcausepollutionofsurroundingproductive agricultural land nor pollution of surface or subsurface water,eitherbecausethereisnosurfaceorsubsurfacewaterintheareaofthepit,orbecausethesurfaceorsubsurfacewaterintheareaofthepitwouldbephysicallyisolatedbynaturallyoccurringimperviousbarriersfromanyoilandgas wastes which might escape or migrate from the pit. Permits issuedpursuant to thisparagraphwill containconditions reasonablynecessary topreventthewasteofoil,gas,orgeothermalresourcesandthepollutionofsurfaceandsubsurfacewaters.

(D) Apermittomaintainoruseapitwillstatetheconditionsunderwhichthepitmaybeoperated, includingtheconditionsunderwhichthepermitteeshallbe required to dewater, backfill, and compact the pit. Any permits issuedpursuanttothisparagraphmaycontainrequirementsconcerningthedesignand construction of pits and disposal facilities, including requirementsrelating to pit construction materials, dike design, liner material, linerthickness, procedures for installing liners, schedules for inspecting and/orreplacingliners,overflowwarningdevices,leakdetectiondevices,andfences.However,apermittomaintainoruseanylinedbrineminingpitoranylinedpitforstorageordisposalofoilfieldbrines,geothermalresourcewaters,orothermineralizedwaterswillcontainrequirementsrelatingtolinermaterial,linerthickness,proceduresforinstallingliners,andschedulesforinspectingand/orreplacingliners.

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2. Application.

(A) AnapplicationforapermittomaintainoruseapitortodisposeofoilandgaswastesshallbefiledwiththecommissioninAustin.TheapplicantshallmailordeliveracopyoftheapplicationtotheappropriatedistrictofficeonthesamedaytheoriginalapplicationismailedordeliveredtothecommissioninAustin.

(B) Apermit application shall be considered filedwith the commissionon thedate it is received by the commission in Austin. When a commission-prescribedapplicationformexists,anapplicantshallmakeapplicationontheprescribedformaccordingtotheinstructionsonsuchform.Thedirectormayrequiretheapplicanttoprovidethecommissionwithengineering,geological,or other information which the director deems necessary to show thatissuanceofthepermitwillnotresultinthewasteofoil,gas,orgeothermalresourcesorthepollutionofsurfaceorsubsurfacewater.

3. Notice.

(A) Theapplicantshallgivenoticeofthepermitapplicationtothesurfaceownersofthetractuponwhichthepitwillbelocatedoruponwhichthedisposalwilltakeplace.

(B) Whenthetractuponwhichthepitwillbelocatedoruponwhichthedisposalwilltakeplacelieswithinthecorporatelimitsofanincorporatedcity,town,or village, the applicant shall also give notice to the city clerk or otherappropriateofficial.

(C) WheredisposalistobebydischargeintoawatercourseotherthantheGulfofMexicoorabay,theapplicantshallalsogivenoticetothesurfaceownersof each waterfront tract between the discharge point and 1/2 miledownstreamofthedischargepointexceptforthosewaterfronttractswithinthecorporatelimitsofanincorporatedcity,town,orvillage.

(D) Whenoneormorewaterfronttractswithin1/2mileofthedischargepointliewithin the corporate limits of an incorporated city, town, or village, theapplicantshallgivenoticetothecityclerkorotherappropriateofficial.

(E) Notice of the permit application shall consist of a copy of the applicationtogetherwithastatementthatanyprotesttotheapplicationshouldbefiledwiththecommissionwithin15daysofthedatetheapplicationisfiledwiththecommission.

103

(F) Theapplicantshallmailordelivertherequirednoticetothesurfaceownersand the city clerk or other appropriate official on or before the date theapplication is mailed or delivered to the commission in Austin. If, inconnectionwithaparticularapplication,thedirectordeterminesthatanotherclass of persons, such as offset operators, adjacent surface owners, or anappropriate river authority, should receive notice of the application, thedirectormayrequiretheapplicanttomailordelivernoticetomembersofthatclass.Ifthedirectordeterminesthat,afterdiligentefforts,theapplicanthasbeenunabletoascertainthenameandaddressofoneormorepersonsrequiredbythissubparagraphtobenotified,thenthedirectormayauthorizetheapplicanttonotifysuchpersonsbypublishingnoticeoftheapplication.

(G) Thedirectorshalldeterminetheformofthenoticetobepublished.

(H) Thenoticeshallbepublishedonceeachweekfortwoconsecutiveweeksbytheapplicantinanewspaperofgeneralcirculationinthecountywherethepitwillbelocatedorthedisposalwilltakeplace.

(I) TheapplicantshallfileproofofpublicationwiththecommissioninAustin.

(J) The director will consider the applicant to have made diligent efforts toascertain the names and addresses of surface owners required by thissubparagraphtobenotifiediftheapplicanthasexaminedthecurrentcountytax rolls and investigated other reliable and readily available sources ofinformation.

(i)Protestsandhearings.

1. Ifaprotestfromanaffectedpersonismadetothecommissionwithin15daysofthedatetheapplicationisfiled,thenahearingshallbeheldontheapplicationaftertheapplicantrequestsahearing.

2. Ifthedirectorhasreasontobelievethatapersonentitledtonoticeofanapplication

hasnotreceivedsuchnoticewithin15daysofthedateanapplicationisfiledwiththe commission, then the director shall not take action on the application untilreasonableeffortshavebeenmadetogivesuchpersonnoticeoftheapplicationandanopportunitytofileaprotesttotheapplication.

3. Ifthedirectordeterminesthatahearingisinthepublicinterest,ahearingshallbe

held.Ahearingonanapplicationshallbeheldafterthecommissionprovidesnoticeofhearingtoallaffectedpersons,orotherpersonsorgovernmentalentitieswhoexpressaninterestintheapplicationinwriting.

4. Ifnoprotestfromanaffectedpersonisreceivedbythecommission,thedirector

104

mayadministrativelyapprovetheapplication.Ifthedirectordeniesadministrativeapproval,theapplicantshallhavearighttoahearinguponrequest.

5. After hearing, the hearings examiner shall recommend a final action by thecommission.

(j)Modification,suspension,andtermination.

1. A permit granted pursuant to this subsection, may be modified, suspended, orterminated by the commission for good cause after notice and opportunity forhearing.Afindingofanyofthefollowingfactsshallconstitutegoodcause:

(A) pollutionofsurfaceorsubsurfacewaterisoccurringorislikelytooccurasa

resultofthepermittedoperations;

(B) wasteofoil,gas,orgeothermalresourcesisoccurringorislikelytooccurasaresultofthepermittedoperations;

(C) the permittee has violated the terms and conditions of the permit orcommissionrules;

(D) thepermitteemisrepresentedanymaterialfactduringthepermitissuanceprocess;

(E) thepermitteefailedtogivethenoticerequiredbythecommissionduringthepermitissuanceprocess;

(F) amaterialchangeofconditionshasoccurredinthepermittedoperations,ortheinformationprovidedintheapplicationhaschangedmaterially.

(k)Emergencypermits.

1. Ifthedirectordeterminesthatexpeditiousissuanceofthepermitwillpreventorislikelytopreventthewasteofoil,gas,orgeothermalresourcesorthepollutionofsurfaceorsubsurfacewater,thedirectormayissueanemergencypermit.

2. Anapplicationforanemergencypermittouseormaintainapitortodisposeofoil

andgaswastesshallbefiledwiththecommissionintheappropriatedistrictoffice.Noticeoftheapplicationisnotrequired.

3. Ifwarrantedbythenatureoftheemergency,thedirectormayissueanemergency

permitbaseduponaverbalapplication,orthedirectormayverballyauthorizeanactivitybeforeissuingawrittenpermitauthorizingthatactivity.

4. Anemergencypermitisvalidforupto30days,butmaybemodified,suspended,or

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terminated by the director at any time for good cause without notice andopportunityforhearing.Exceptwhentheprovisionsofthissubparagrapharetothecontrary, the issuance, denial, modification, suspension, or termination of anemergencypermitshallbegovernedbytheprovisionsofsubparagraphs(A)-(E)ofthisparagraph.

(l)Minorpermits.

1. Ifthedirectordeterminesthatanapplicationisforapermittostoreonlyaminoramountofoilfieldfluidsortostoreordisposeofonlyaminoramountofoilandgaswaste,thedirectormayissueaminorpermitprovidedthepermitdoesnotauthorizeanactivitywhichresultsinwasteofoil,gas,orgeothermalresourcesorpollutionofsurfaceorsubsurfacewater.

2. An application for a minor permit shall be filed with the commission in theappropriatedistrictoffice.Noticeoftheapplicationshallbegivenasrequiredbythedirector.Thedirectormaydeterminethatnoticeoftheapplicationisnotrequired.

3. Aminorpermitisvalidfor60days,butaminorpermitwhichisissuedwithoutnoticeoftheapplicationmaybemodified,suspended,orterminatedbythedirectoratanytimeforgoodcausewithoutnoticeandopportunityforhearing.Exceptwhentheprovisions of this subparagraph are to the contrary, the issuance, denial,modification,suspension,orterminationofaminorpermitshallbegovernedbytheprovisionsofsubparagraphs(A)-(E)ofthisparagraph.

(m)Recycling.

1. Prohibitedrecycling.

Exceptforthoserecyclingmethodsauthorizedforcertainwastesbysubparagraph(B)ofthisparagraph,nopersonmayrecycleanyoilandgaswastesbyanymethodwithoutobtainingapermit.

2. Authorizedrecycling.

No permit is required if treated fluid is recycled for use asmakeupwater for ahydraulicfracturingfluidtreatment(s),orasanothertypeofoilfieldfluidtobeusedinthewellboreofanoil,gas,geothermal,orservicewell.Treatedfluidmaybereusedinanyothermanner,otherthandischargetowatersofthe state, without a permit from the Commission, provided the reuse occurspursuanttoapermitissuedbyanotherstateorfederalagency.Iftreatmentofthefluidresultsindistilledwater,nopermitisrequiredtousetheresultingdistilledwaterinanymannerotherthandischargetowatersofthestate.

106

Fluidthatmeetstherequirementsofclause(i),(ii),or(iii)ofthissubparagraphisarecyclableproduct.

3. Permittedrecycling.

Treatedfluidmaybereusedinanymanner,otherthanthemannerauthorizedbysubparagraph(B)ofthisparagraph,pursuanttoapermitissuedbythedirectoronacase-by-case basis, taking into account the source of the fluids, the anticipatedconstituentsofconcern,thevolumeoffluids,thelocation,andtheproposedreuseofthetreatedfluids.Fluidthatmeetstherequirementsofapermitissuedunderthisclauseisarecyclableproduct.AllcommercialrecyclingrequiresthecommercialrecycleroftheoilandgaswastetoobtainapermitinaccordancewithChapter4,SubchapterBofthistitle(relatingtoCommercialRecycling).

(n)Usedoil.Usedoilasdefinedin§3.98ofthistitle,shallbemanagedinaccordancewiththeprovisionsof40CFR,Part279.

(o)Pollutionprevention(referenceOrderNumber20-59,200,effectiveMay1,1969).

1. The operator shall not pollute the waters of the Texas offshore and adjacentestuarinezones(saltwaterbearingbays,inlets,andestuaries)ordamagetheaquaticlifetherein.

2. Alloil,gas,andgeothermalresourcewelldrillingandproducingoperationsshallbe

conductedinsuchamannertoprecludethepollutionofthewatersoftheTexasoffshoreandadjacentestuarinezones.Particularly,thefollowingproceduresshallbeutilizedtopreventpollution.

3. ThedisposalofliquidwastematerialintotheTexasoffshoreandadjacentestuarine

zonesshallbe limitedtosaltwaterandothermaterialswhichhavebeentreated,whennecessary,fortheremovalofconstituentswhichmaybeharmfultoaquaticlifeorinjurioustolifeorproperty.

4. Nooilorotherhydrocarbons inanyformorcombinationwithothermaterialsor

constituent shall be disposed of into the Texas offshore and adjacent estuarinezones.

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5. All deck areas on drilling platforms, barges, workover unit, and associatedequipment both floating and stationary subject to contamination shall be eithercurbedandconnectedbydraintoacollectingtank,sump,orencloseddrillingslotinwhichthecontainmentwillbetreatedanddisposedofwithoutcausinghazardorpollution;orelsedrippans,ortheirequivalent,shallbeplacedunderanyequipmentwhichmightreasonablybeconsideredasourcefromwhichpollutantsmayescapeintosurroundingwater.Thesedrippansmustbepipedtocollectingtanks,sumps,orencloseddrillingslotstopreventoverfloworpreventpollutionofthesurroundingwater.

6. SolidcombustiblewastemaybeburnedandtheashesmaybedisposedofintoTexas

offshoreandadjacentestuarinezones.Solidwastessuchascans,bottles,oranyform of trash must be transported to shore in appropriate containers. Ediblegarbage,whichmaybeconsumedbyaquaticlifewithoutharm,maybedisposedofintoTexasoffshoreandadjacentestuarinezones.

7. Drillingmudswhichcontainoilshallbetransportedtoshoreoradesignatedarea

fordisposal.Onlyoil-freecuttingandfluidsfrommudsystemsmaybedisposedofintoTexasoffshoreandadjacentestuarinezonesatornearthesurface.

8. Fluidsproducedfromoffshorewellsshallbemechanicallycontainedinadequately

pressure-controlledpipingorvesselsfromproducingwelltodispositionpoint.Oiland water separation facilities at offshore and onshore locations shall containsafeguards toprevent emissionof pollutants to the Texasoffshore and adjacentestuarinezonespriortopropertreatment.

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 thecontainmentwillbetreatedanddisposedofwithoutcausinghazardorpollution,orelsedrippans,ortheirequivalent,shallbeplacedunderanyequipmentwhichmightreasonably be considered a source from which pollutants may escape intosurroundingwater. These drip pansmust be piped to collecting tanks or sumpsdesigned to accommodate all reasonably expected drainage. Satisfactorymeansmustbeprovidedtoemptythesumpstopreventoverflow.

10. Any person observing water pollution shall report such sighting, noting size,

material, location, and current conditions to the ranking operating personnel.Immediateactionornotificationshallbemadetoeliminatefurtherpollution.Theoperatorshallthentransmitthereporttotheappropriatecommissiondistrictoffice.

11. Immediatecorrectiveactionshallbetakeninallcaseswherepollutionhasoccurred.

108

Anoperatorresponsibleforthepollutionshallremoveimmediatelysuchoil,oilfieldwaste,orotherpollutionmaterialsfromthewatersandtheshorelinewhere it isfound.Suchremovaloperationswillbeattheexpenseoftheresponsibleoperator.

12. Thecommissionmaysuspendproducingand/ordrillingoperationsfromanyfacility

whenitappearsthattheprovisionsofthisrulearebeingviolated.

13. (Reference Order Number 20-60,214, effective October 1, 1970.) The foregoingprovisions of Rule 8(D) shall also be required and enforced as to all oil, gas, orgeothermalresourceoperationsconductedontheinlandandfreshwatersoftheStateofTexas,suchaslakes,rivers,andstreams.

(p)Oilandgaswastehaulers.

1. Apersonwhotransportsoilandgaswasteforhirebyanymethodotherthanbypipelineshallnothaulordisposeofoilandgaswasteoffalease,unit,orotheroilorgas propertywhere it is generatedunless such transporter has qualified for andbeenissuedanoilandgaswastehaulerpermitbythecommission.

2. Haulingofinertwaste,asbestos-containingmaterialregulatedundertheCleanAirAct

(42USC§§7401etseq),polychlorinatedbiphenyl(PCB)wasteregulatedundertheToxic SubstancesControlAct (15USCA§§2601et seq), orhazardousoil andgaswastesubjecttoregulationunder§3.98ofthistitleisexcludedfromthissubsection.Thissubsectionisnotapplicabletothenon-commercialhaulingofoilandgaswastesfornon-commercialrecycling.Forpurposesofthissubsection,injectionofsaltwaterorotheroilandgaswasteintoanoilandgasreservoirforpurposesofenhancedrecoverydoesnotqualifyasrecycling.

3. Applicationforanoilandgaswastehaulerpermitwillbemadeonthecommission-

prescribed form, and in accordance with the instructions thereon, andmust beaccompaniedby:

(A) thepermitapplicationfeerequiredby§3.78ofthistitle(relatingtoFeesandFinancialSecurityRequirements)(StatewideRule78);

(B) vehicle identification information to support commission issuance of anapprovedvehiclelist;

(C) anaffidavitfromtheoperatorofeachcommission-permitteddisposalsystemthehauler intendstousestatingthatthehaulerhaspermissiontousethesystem;and

(D) a certificationby thehauler that the vehicles listedon theapplicationaredesigned so that theywill not leakduring transportation. The certificationshall include a statement that vehicles used to haul non-solid oil and gaswasteshallbedesignedtotransportnon-solidoilandgaswastes,andshall

109

beoperatedandmaintainedtopreventtheescapeofoilandgaswaste.

4. Anoilandgaswastehaulerpermitmaybeissuedforatermnottoexceedoneyear,subjecttorenewalbythefilingofanapplicationforpermitrenewalandtherequiredapplicationfeeforthenextpermitperiod.Thetermofanoilandgaswastehaulerpermitwillbeestablishedinaccordancewithascheduleprescribedbythedirectortoallowfortheorderlyandtimelyrenewalofoilandgaswastehaulerpermitsonastaggeredbasis.Eachoilandgaswastehaulershalloperateinstrictcompliancewiththeinstructionsandconditionsstatedonthepermitwhichprovide:

(A) Thispermit,unlesssuspendedorrevokedforcauseshown,shallremainvaliduntiltheexpirationdatespecifiedinthispermit.

(B) Eachvehicleusedbyapermitteeshallbemarkedonbothsidesandtherearwith thepermittee'snameandpermitnumber in charactersnot less thanthreeincheshigh.(Forthepurposesofthispermit,"vehicle"meansanytrucktank,trailertank,tankcar,vacuumtruck,dumptruck,garbagetruck,orothercontainerinwhichoilandgaswastewillbehauledbythepermittee.)

(C) Each vehiclemust carry a copy of the permit including those parts of thecommission-issued attachments listing approved vehicles and commission-permitteddisposalsystemsthatarerelevanttothatvehicle'sactivities.Thispermitauthorityislimitedtothosevehiclesshownonthecommission-issuedlistofapprovedvehicles.

(D) Thispermitisissuedpursuanttotheinformationfurnishedontheapplicationform,andanychangeinconditionsmustbereportedtothecommissiononan amended application form. The permit authority will be revised asrequiredbytheamendedapplication.

5. Thispermitauthorityislimitedtohauling,handling,anddisposalofoilandgaswaste.

6. Thispermitauthorizesthepermitteetousecommission-permitteddisposalsystemsforwhichthepermitteehassubmittedaffidavitsfromthedisposalsystemoperatorsstating that the permittee has permission to use the systems. These disposalsystemsarelistedasanattachmenttothepermit.

7. Thispermitalsoauthorizesthepermitteetouseadisposalsystemoperatedunder

authority of a minor permit issued by the commission without submitting anaffidavitfromthedisposalsystemoperator.Inaddition,thispermitauthorizesthepermitteetotransporthazardousoilandgaswastetoanyfacilityinaccordancewiththe provisions of §3.98 of this title, provided the shipment is accompanied by amanifest.Finally,thispermitauthorizesthetransportationofoilandgaswastetoadisposal facility permitted by another agency or another state provided thecommissionhasgrantedseparateauthorizationforthedisposal.

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8. Thepermitteemustfileanapplicationforarenewalpermit,usingthepermittee's

assignedpermitnumber,beforetheexpirationdatespecifiedinthispermit.

9. The permitteemust compile and keep current a list of all persons bywhom thepermitteeishiredtohaulanddisposeofoilandgaswaste,andfurnishsuchlisttothecommissionuponrequest.

10. Each vehiclemust be operated andmaintained in such amanner as to prevent

spillage, leakage, or other escape of oil and gas waste during transportation.Vehiclesusedtohaulnon-solidoilandgaswasteshallbedesignedtotransportnon-solidoilandgaswastes,andshallbeoperatedandmaintainedtopreventtheescapeofoilandgaswaste.

11. Eachvehiclemustbemadeavailable for inspectionuponrequestbycommission

personnel.

12. Arecordshallbekeptbyeachoilandgaswastehaulershowingdailyoilandgaswastehaulingoperationsunderthepermittedauthority.Suchdailyrecordshallbedatedandsignedbythevehicledriverandshallshowthefollowinginformation:

(A) identityofthepropertyfromwhichtheoilandgaswasteishauled;

(B) identityofthedisposalsystemorcommercialrecyclingfacilitytowhichtheoilandgaswasteisdelivered;

(C) the type and volume of oil and gas waste received by the hauler at thepropertywhereitwasgenerated;and

(D) thetypeandvolumeofoilandgaswastetransportedanddeliveredbythehaulertothedisposalsystemorcommercialrecyclingfacility.

13. Such record shall be kept open for the inspection of the commission or itsrepresentatives.

14. Such record shall be kept on file for a period of three years from the date of

operationandrecordation.(q)Recordkeeping.

1. Oilandgaswaste.

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Whenoilandgaswasteishauledbyvehiclefromthelease,unit,orotheroilorgasproperty where it is generated to an off-lease disposal or recycling facility, thepersongeneratingtheoilandgaswasteshallkeep,foraperiodofthreeyearsfromthedateofgeneration,thefollowingrecords:

(A) identityofthepropertyfromwhichtheoilandgaswasteishauled;

(B) identityofthedisposalsystemorrecyclingfacilitytowhichtheoilandgaswasteisdelivered;

(C) name and address of the hauler, and permit number (WHP number) ifapplicable;and

(D) typeandvolumeofoil andgaswaste transportedeachday todisposalorrecycling.

2. Retentionofruntickets.

Apersonmaycomplywiththerequirementsofparagraph(1)ofthissubsectionbyretainingrunticketsorotherbilling informationcreatedbytheoilandgaswastehauler, provided the run tickets or other billing information contain all theinformationrequiredbyparagraph(1)ofthissubsection.

3. Examinationandreporting.Thepersonkeepinganyrecordsrequiredbythissubsectionshallmaketherecordsavailable for examination and copying by members and employees of thecommissionduringreasonableworkinghours.Uponrequestofthecommission,thepersonkeepingtherecordsshallfilesuchrecordswiththecommission.

(r)Penalties.ViolationsofthissectionmaysubjectapersontopenaltiesandremediesspecifiedintheTexas Natural Resources Code, Title 3, and any other statutes administered by thecommission.Thecertificateofcomplianceforanyoil,gas,orgeothermalresourcewellmayberevokedinthemannerprovidedin§3.73ofthistitle(relatingtoPipelineConnection;CancellationofCertificateofCompliance;Severance)(Rule73)orviolationofthissection.(s)CoordinationbetweentheRailroadCommissionofTexasandtheTexasCommissiononEnvironmentalQualityoritssuccessoragencies.TheRailroadCommissionandtheTexasCommissiononEnvironmentalQualitybothhaveadopted by rule amemorandumof understanding regarding the division of jurisdiction

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betweentheagenciesoverwastesthatresultfrom,orarerelatedto,activitiesassociatedwiththeexploration,development,andproductionofoil,gas,orgeothermalresources,andthe refining of oil. Thememorandumof understanding is adopted in §3.30 of this title(relating toMemorandumofUnderstandingbetween theRailroadCommissionofTexas(RRC)andtheTexasCommissiononEnvironmentalQuality(TCEQ)).(t)ConsistencywiththeTexasCoastalManagementProgram.TheprovisionsofthissubsectionapplyonlytoactivitiesthatoccurinthecoastalzoneandthataresubjecttotheCMPrules.(u)SpecificPolicies.

1. DisposalofOilandGasWasteinPits.

The following provisions apply to oil and gas waste disposal pits located in thecoastalzone:

(A) nocommercialoilandgaswastedisposalpitconstructedaftertheeffectivedateofthissubsectionshallbelocatedinanyCNRA;and

(B) alloil andgaswastedisposalpits shallbedesigned toprevent releasesofpollutantsthatadverselyaffectcoastalwatersorcriticalareas.

2. DischargeofOilandGasWastetoSurfaceWaters.

Thefollowingprovisionsapplytodischargesofoilandgaswastethatoccurinthecoastalzone:

(C) nodischargeofoilandgaswastetosurfacewatersmaycauseaviolationof

theTexasSurfaceWaterQualityStandardsadoptedbytheTexasCommissiononEnvironmentalQualityoritssuccessoragenciesandcodifiedatTitle30,TexasAdministrativeCode,Chapter307;

(D) in determiningwhether any permit to discharge oil and gaswaste that iscomprised,inwholeorinpart,ofproducedwaterisconsistentwiththegoalsandpoliciesoftheCMP,thecommissionshallconsidertheeffectsofsalinityfromthedischarge;

(E) tothegreatestextentpracticable,inthecaseofanyoilandgasexploration,production, or development operation from which an oil and gas wastedischargecommencesaftertheeffectivedatethissubsection,theoutfallforthedischargeshallnotbelocatedwherethedischargewilladverselyaffectanycriticalarea;

(F) in the case of any oil and gas exploration, production, or development

113

operationwithanoilandgaswastedischargepermittedpriortotheeffectivedateofthissubsectionthatadverselyaffectsanycriticalarea,theoutfallforthedischargeshalleither:

(i) berelocatedwithintwoyearsaftertheeffectivedateofthissubsection,so that, to the greatest extent practicable, the discharge does notadverselyaffectanycriticalarea;or

(ii) thedischargeshallbediscontinued;andthecommissionshallnotifytheTexasCommissiononEnvironmentalQualityoritssuccessoragenciesandtheTexasParksandWildlifeDepartmentuponreceiptofanapplicationforapermittodischargeoilandgaswastethatiscomprised,inwholeorinpart,ofproducedwaterstowatersundertidalinfluence.

3. DevelopmentinCriticalAreas.

Theprovisionsof this subparagraphapply to issuanceunder §401of the federalCleanWaterAct,UnitedStatesCode,Title33,§1341,ofcertificationsofcompliancewith applicable water quality requirements for federal permits authorizingdevelopment affecting critical areas. Prior to issuing any such certification, thecommissionshall confirmthat the requirementsofTitle31,TexasAdministrativeCode,§501.14(h)(1)(A)-(G),havebeensatisfied.Thecommissionshallcoordinateitseffortsunderthissubparagraphwiththoseofotherappropriatestateandfederalagencies.

4. DredgingandDredgedMaterialDisposalandPlacement.

Theprovisionsof this subparagraphapply to issuanceunder §401of the federalCleanWaterAct,UnitedStatesCode,Title33,§1341,ofcertificationsofcompliancewithapplicablewaterqualityrequirementsforfederalpermitsauthorizingdredginganddredgedmaterialdisposalandplacementinthecoastalzone.Priortoissuinganysuchcertification,thecommissionshallconfirmthattherequirementsofTitle31,TexasAdministrativeCode,§501.14(j),havebeensatisfied.

5. ConsistencyDeterminations.TheprovisionsofthisparagraphapplytoissuanceofdeterminationsrequiredunderTitle31,TexasAdministrativeCode,§505.30(AgencyConsistencyDetermination),forthefollowingactionslistedinTitle31,TexasAdministrativeCode,§505.11(a)(3):permits todisposeofoilandgaswaste inapit;permits todischargeoilandgaswastes to surfacewaters; and certifications of compliancewith applicablewaterquality requirements for federal permits for development in critical areas anddredginganddredgedmaterialdisposalandplacementinthecoastalarea.

Thecommissionshallissueconsistencydeterminationsunderthisparagraphasan

114

elementofthepermittingprocessforpermitstodisposeofoilandgaswasteinapitandpermitstodischargeoilandgaswastetosurfacewaters.Prior to issuance of a permit or certification covered by this paragraph, thecommissionshalldetermineiftheproposedactivitywillhaveadirectandsignificantadverse effect on any CNRA identified in the provisions of paragraph (1) of thissubsectionthatareapplicabletosuchactivity.IfthecommissiondeterminesthatissuanceofapermitoracertificationcoveredbythisparagraphwouldnotresultindirectandsignificantadverseeffectstoanyCNRAidentifiedintheprovisionsofparagraph(1)ofthissubsectionthatareapplicabletothe proposed activity, the commission shall issue awritten determination of nodirect and significant adverse effect which shall read as follows: "The RailroadCommission has reviewed this proposed action for consistency with the CoastalManagementProgram(CMP)goalsandpolicies,andhasfoundthattheproposedactionwillnothaveadirectandsignificantadverseaffectonanycoastalnaturalresourcearea(CNRA)identifiedintheapplicablepolicies."Ifthecommissiondeterminesthatissuanceofapermitorcertificationcoveredbythis paragraph would result in direct and significant adverse affects to a CNRAidentifiedintheprovisionsofparagraph(1)ofthissubsectionthatareapplicabletothe proposed activity, the commission shall determine whether the proposedactivitywouldmeettheapplicablerequirementsofparagraph(1)ofthissubsection.Ifthecommissiondeterminesthattheproposedactivitywouldmeettheapplicablerequirements of paragraph (1) of this subsection, the commission shall issue awritten consistency determination which shall read as follows: "The RailroadCommission has reviewed this proposed action for consistency with the TexasCoastalManagementProgram(CMP)goalsandpolicies,andhasdeterminedthattheproposedactionisconsistentwiththeapplicableCMPgoalsandpolicies."If the commission determines that the proposed activity would not meet theapplicablerequirementsofparagraph(1)ofthissubsection,thecommissionshallnotissuethepermitorcertification.

(v)ThresholdsforReferral.Anycommissionactionthatisnotidentifiedinthisparagraphshallbedeemednottoexceedthresholds for referral for purposes of the CMP rules. Pursuant to Title 31, TexasAdministrativeCode,§505.32(RequirementsforReferralofanIndividualAgencyAction),thethresholdsforreferralofconsistencydeterminationsissuedbythecommissionareasfollows:

1. foroilandgaswastedisposalpits,anypermittoconstructapitoccupyingfiveacres

115

ormoreofanyCNRAthathasbeenmappedorthatmaybereadilydeterminedbyasurveyofthesite;

2. fordischarges,anypermittodischargeoilandgaswasteconsisting,inwholeorin

part,ofproducedwatersintotidallyinfluencedwatersatarateequaltoorgreaterthan100,000gallonsperday;

3. forcertificationoffederalpermitsfordevelopmentincriticalareas:

4. inthebaysandestuariesbetweenPassCavalloinMatagordaBayandtheborderwith

theRepublicofMexico,anycertificationofafederalpermitauthorizingdisturbanceof:

(A) tenacresormoreofsubmergedaquaticvegetationortidalsandormudflats;

or

(B) fiveacresormoreofanyothercriticalarea;and

(C) inallareaswithinthecoastalzoneotherthanthebaysandestuariesbetweenPassCavalloinMatagordaBayandtheborderwiththeRepublicofMexico,anycertificationofafederalpermitauthorizingdisturbanceoffiveacresormoreofanycriticalarea;

5. for certification of federal permits for dredging and dredgedmaterial disposal orplacement,certificationofapermitauthorizingremovalofmorethan10,000cubicyardsofdredgedmaterialfromacriticalarea.

116

ANEXO–IVDATOSANUALIZADOS,ECONÓMICOSYPRODUCTIVOSDELYACIMIENTO

Años0–10

118

Años11-20

anÁlisis tÉcnico y econÓmico de un ... - …oa.upm.es/40089/1/pfg_david_rivera_alonso.pdf ·...

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