Juyyaania Revista sobre el Manejo, Uso y Aprovechamiento de los Recursos Naturales

Juyyaania Universidad Autónoma Indígena de México ISSN: 1675-2341 Sinaloa - México

2014 EL GAS DE ESQUISTO EN LA ESCENA ENERGÉTICA DE MÉXICO J. Antonio Mártir-Mendoza Juyyaania, Enero - Junio, 2014/Vol. 2, Número 1 Universidad Autónoma Indígena de México Los Mochis, Ahome, Sinaloa. pp. 141 - 159

Juyyaania. Vol. 2 Número 1, Enero - Junio 2014

EL GAS DE ESQUISTO EN LA ESCENA ENERGÉTICA DE MÉXICO THE SHALE GAS IN THE ENERGY SCENE OF MEXICO J. Antonio Mártir-Mendoza Facilitador Educativo A. e Investigador de la Universidad Autónoma Indígena de México. Tel. + 01 668 1 76 82 46 Exts. 1601 o 1602. Correo electrónico: [email protected].

RESUMEN Son tres los factores que hicieron posible que se iniciara un acelerado crecimiento de la industria energética en los Estados Unidos en los años 90´s: primero, descubrir que en las formaciones de esquisto, pizarra, lutita o shale se encontraban, encapsulados, diversos tipos de hidrocarburos; segundo que se haya logrado diseñar un método de perforaciones en los diversos niveles de profundidad así como multidireccional para fracturar la roca, se liberen los hidrocarburos y recuperarlos; y, tercero, dimensionar las diversas formaciones geológicas de esquisto y calcular los posibles volúmenes y valores monetarios de cada uno de los petrolíferos recuperables en cada uno de los 48 estados de la Unión Americana primero y en otras 4 decenas de países después, entre los que figuran Canadá, México, Argentina, Brasil, China, Sudáfrica, Rusia, Australia y Argelia entre los que disponen de las mayores reservas de estos hidrocarburos. Actualmente operan en EE.UU., más de 500,000 pozos productores de gas y petróleos de esquisto, registrando un crecimiento de aproximadamente 35,000 pozos anuales, lo que ha generado una sobreoferta de energéticos y por ende una disminución pronunciada en el precio interno del gas. Con ese ritmo de crecimiento de producción de la industria energética no convencional, los EE.UU., pasará que de ser un importador de energéticos, a un exportador neto en el año 2022. Sin embargo, este acelerado crecimiento está teniendo altos costos económicos, sociales, ambientales y en la salud de los habitantes de las zonas productoras de gas y petróleo de esquisto, costos que sería deseable no se incurriera en el caso de México. Palabras clave: gas y petróleo de esquisto, pizarra, lutita, fracturación hidráulica, fracking, multidireccional. SUMMARY There are three factors that made possible a rapid expansive career in the energy industry in the 90´s in the United States: first, to discover that in shale formations, were encapsulated various types of hydrocarbons; second, to have managed to design a method of drilling at various levels of depth and multidirectional to fracture the rock, release the encapsulated hydrocarbons and capture them; and third, sizing the various geological formations of shale and estimate potential volumes and monetary values of each of recoverable oil in each of the 48 states of the American Union first, and other 40 countries later, which include Canada, Mexico, Argentina , Brazil, China, South Africa, Russia , Australia and Algeria among available of the largest reserves of these hydrocarbons. Nowadays in the U.S. is currently operating more than 500,000 wells producing gas and oil shale, with an increase of about 35,000 wells per year, which has generated an oversupply of energy and therefore a sharp decline in the domestic price of gas. Such a rate of growth of shale gas production will make the USA from an energy importer, into a net energy exporter by 2022. However, this rapid growth is having high economic, social, environmental and health costs for the inhabitants of the shale gas producing areas who have seen their land, properties, aquifers, roads, health and environment damaged by fracking, which should be desirable to avoid in the case of México. Key words: shale gas and oil, hydraulic fracturing, fracking, multidirectional.

INTRODUCCIÓN Con la aprobación de la iniciativa presidencial en materia energética, en diciembre de 2013 por las Cámaras de Diputados y Senadores así como por la casi totalidad de los Congresos locales, se legitima y convierten a la reforma energética en una de las iniciativas legislativas más controvertidas de que se tenga historia en el país, puesto que ésta, trajo como consecuencia las modificaciones de los Artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política Mexicana (Presidencia de la República, 2013). Con estas reformas constitucionales se legalizan, institucionalizan y se abren las opciones para que el capital privado, nacional y extranjero, participe en la explotación y aprovechamiento de los hidrocarburos e industria eléctrica (Presidencia de la República, 2013 ), industrias que se habían mantenido, ante la ley, como monopolios del Estado mexicano, pero en la realidad, las empresas privadas, nacionales y extranjeras, operaban, desde hace muchos años, en un libre mercado de contrataciones de compra y venta de bienes y servicios (Rodríguez, 2013). Recibido: 20 de junio de 2013. Aceptado: 15 de octubre de 2013. Publicado como ARTÍCULO CIENTÍFICO en Juyyaania 2(1): 141-159.

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El Decreto por medio del cual se modificó la Carta Magna en materia energética contempla en varios de sus artículos Transitorios elementos alusivos a los energéticos fósiles no convencionales de origen rocoso (Presidencia de la República, 2013). En el Decreto de Reforma Energética publicado en el Diario Oficial en diciembre de 2013 no se hace mención específica al gas shale, de esquisto, lutita o pizarra como un recurso energético natural no renovable. Sin embargo, se hacen algunas alusiones a características técnicas generales de los recursos de origen rocoso, por lo que se infiere que estos recursos no explotados y considerados como no convencionales, se encuentran considerados como parte integral de las políticas energéticas del Gobierno Federal. La importancia que desde hace tiempo el gobierno federal les había asignado a estos recursos naturales, quedó de manifiesto en el Foro “Perspectivas Nacionales e Internacionales de la industria de Shale Gas y su contribución al desarrollo del Sector Energético” (SENER, 2011). Todo el interés desplegado por el capital internacional por los recursos energéticos nacionales quedó plasmado en la Reforma Energética. Y ello, sin duda alguna, obedece a que México es depositario de la cuarta reserva más importante de gas natural no convencional a nivel mundial, al poseer reservas estimadas por 683.0 billones de pies cúbicos, de los cuales 681.0 billones corresponden a gas de lutita o shale, como lo ha estimado y publicado la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (IEA, 2011 y 2013) y los otros 2 billones de pies cúbicos de gas corresponden a recursos prospectivos documentados de gas grisú que se encuentran principalmente en las minas de carbón de la Cuenca de Sabinas, Coahuila (Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2011). En torno a ésta industria energética no convencional, y sobre todo al método de fractura hidráulica o fracking como se le ha dado en llamar al método de extracción que hizo viable, técnica y económicamente rentable, la explotación y aprovechamiento de estos energéticos extraídos de la roca de esquisto en los Estados Unidos de Norteamérica (Faraj, 2013), se han mencionado en repetidas ocasiones, argumentos en pro y en contra de su utilización. Entre los juicios en contra del uso de éste método se encuentran: que es un método en extremo peligroso para el medio ambiente en virtud de la cantidad de productos químicos que se emplean para fracturar la roca, muchos de ellos con un efecto altamente cancerígeno (Valero, 2014); la propensión a la contaminación de los acuíferos subterráneos y superficiales es alta (Greenpeace, 2012); el consumo de agua dulce para la fracturación es también muy alta, por lo que la industria de los energéticos no convencionales tiene que competir por el preciado líquido con la agricultura, la industria manufacturera e incluso con el abasto de las poblaciones cercanas a los desarrollos energéticos (Greenpeace, 2012); el medio ambiente en torno a las plataformas energéticas se ve altamente impactado por la proliferación de partículas de productos químicos que afectan la salud física y mental de los habitantes en amplios perímetros en torno a las plataformas de explotación energética (Ferrante, 2014); no existen sistemas de tratamiento de las aguas residuales del fracking, por lo que éstas son depositadas en ríos, lagunas, lagos, esparcidas en amplias zonas geográficas o inyectadas al subsuelo en perforaciones ad hoc (Ferrante, 2014); al reducir la presión de los pozos por la extracción de los lodos de perforación, fractura y extraer el gas o los petrolíferos de las formaciones rocosas de esquisto del subsuelo, se generan vacíos o cambios de presión en las excavaciones, se producen micro sismos de intensidad creciente y de mayor frecuencia que rompen las tuberías e incluso las recubiertas de concreto de los pozos mismos de gas shale (Gabin, 2011); la quietud de los pequeños poblados se ve interrumpida por el intenso tráfico de enormes vehículos pesados de transporte de insumos, gas y otros petrolíferos y aguas residuales, los cuales también afectan el pavimento de las calles y caminos de acceso que no fueron diseñados para ese nivel de tráfico, entre otros (Kirkland, 2013).

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Entre los argumentos en favor de la industria del gas shale, se menciona la producción de energéticos a costos competitivos que conlleva a reducir el precio de los mismos para la industria eléctrica y manufacturera, el transporte público y privado de personas y mercancías, el consumo en el hogar (Jhonson, 2012); dinamizador de la industria y generadora de empleos que antes no existían (CMAI, 2011); para los importadores netos de energía, el ahorro de divisas y la autosuficiencia energética (CCOO, 2012). Para los exportadores, incremento en sus exportaciones de energéticos y mayor capacidad de inversión en programas de diversificación industrial y expansión de la industria energética (William, 2012); diversificación industrial de productos de química secundaria como plásticos y polímeros de cadena larga, abonos y fertilizantes, productos que hoy se importan (William, 2012), entre otros. De los argumentos a favor y en contra en el uso del método de fracturación hidráulica, de la viabilidad económica, técnica, de la explotación y uso del gas shale atrapado en las formaciones rocosas de esquisto que se encuentran distribuidos en los estados de Coahuhuila. Durango, Nuevo León, Tamaulipas y Veracruz, (SENER, 2012) cuyas reservas recuperables se estiman en varios miles de millones de metros cúbicos de reservas de energéticos no convencionales. (EIA, 2013). Objetivos del estudio 



A partir de éste trabajo, eminentemente de revisión bibliográfica, se pretende iniciar el análisis de cada uno de los aspectos más relevantes de la industria del gas/oil shale que nos ayude a los mexicanos, a esclarecer la conveniencia o no de explotar dichos recursos naturales a la luz de cómo han sido los resultados técnicos, económicos y socioambientales de esta industria en EE.UU y en otros países. Abrir una importante fuente de investigación para quienes participan en programas de investigación y postgrado en las áreas de recursos naturales, medio ambiente, economía energética, salud, finanzas, combate a la pobreza, por mencionar sólo algunos.

Antecedentes del surgimiento de la industria del gas shale En realidad, desde el siglo antepasado, Estados Unidos y Canadá, ya habían descubierto la existencia de hidrocarburos en las formaciones rocosas de los yacimientos tradicionales de gas natural y otros petrolíferos tradicionales. En el caso del primero, existen documentos que mencionan que en las formaciones de esquisto de los Montes Apalaches se inició la producción de gas y otros petrolíferos desde fines del Siglo XIX y años más tarde se impulsaron las extracciones de gas shale en los depósitos de Antrim en el Vaso de Míchigan. En el caso de Canadá, en 1920 se inició la extracción de gas de las formaciones de esquisto en el noreste del territorio. Se menciona que desde 1940, se ha estado extrayendo gas shale en el sureste de Alberta y en el suroeste de Saskatchewan. Sin embargo, en todos los casos, las producciones fueron limitadas en virtud de la falta de métodos y técnicas adecuadas y económicamente viables. Teniendo como punto de partida un estudio geológico de un área geográfica contigua a la ciudad de Dallas, Texas, el Sr. Mitchell comenzó a realizar perforaciones verticales del subsuelo, llegando hasta las formaciones rocosas de esquisto, descubriendo la existencia de diversos tipos de petrolíferos, entre ellos el gas natural pizarra, de esquisto o shale, el cual, con ciertos tratamientos, logra las características energéticas similares al gas natural de los depósitos convencionales. Sin embargo, la existencia comprobada de gas, atrapado por las formaciones impermeables de roca de shale o esquisto no era suficiente para la liberación, recolección y conducción (trasportación) a los depósitos para su tratamiento y posterior transportación a los puntos de uso. Aun cuando Mitchell Energy disponía ya del método de la fracturación hidráulica para perforar la roca y liberar 143

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el gas y el aceite de esquisto, era necesario disponer de grandes cantidades de capital de inversión y de crear la tecnología para que la liberación del gas fuese en grandes volúmenes para hacer la operación económicamente rentable. Estos objetivos fueron posibles en el año de 2002 virtud a la asociación de Mitchell Energy con Devon Energy, empresa que además de disponer de suficientes recursos de inversión, era la que disponía de la tecnología de perforación multi-direccional horizontal de la dura roca de esquisto en extensiones de varios miles de metros, propiciando la liberación de grandes volúmenes de gas natural y otros petrolíferos no convencionales. Es decir que, tuvieron que transcurrir más de 20 años para que el método de perforación vertical se complementara con el método de perforación horizontal multidireccional para poder efectuar la fragmentación de la roca más allá de las zonas perforadas y de esa manera provocar la liberación de grandes volúmenes del gas shale, así como de los procesos posteriores de endulzado y demás a los que se somete el gas, hasta su utilización por parte de la industria manufacturera, industria generadora de electricidad, transporte, la misma industria energética y uso doméstico, entre otros.(National Energy Board, 2009 y Jergin, 1992). Después de más de 30 años del descubrimiento de Sr. Mitchell, la industria del gas shale o de lutitta ocupa un papel muy importante en la economía de EE.UU y lo ha proyectado para pasar, de ser, el mayor importador-consumidor mundial de energía a ser un exportador neto de energía en el año de 2022 (Faraj, 2013). ¿Que son las formaciones rocosas de esquisto, pizarra o lutita? El esquisto es una roca sedimentaria que se formó a través del tiempo, con temperaturas, presiones, entre otros factores ambientales, en regiones en donde se dio la acumulación de materiales depositados en forma de barro (arcilla y limo) y que, en términos generales, es la combinación de arcilla, sílice (por ejemplo cuarzo), carbonato (calcita o dolomita), y materia orgánica como se muestra en las Figuras 1 (a) y 1 (b) (National Energy Board, 2009). Las lutitas, generalmente son consideradas como arcillas ricas en materia orgánica en donde las proporciones de los componentes pueden ser bastante variable. Las formaciones de esquisto pueden formar capas delgadas o lamina de piedra arenisca, piedra caliza, o dolomía. La explicación que dan los geólogos es que los lodos fueron depositados en aguas tranquilas y profundas como grandes lagos, mares u océanos. La materia orgánica que se mezcló con lodos o material arcilloso, la constituían algas, materia vegetal o plancton que murió y se hundió hasta el fondo del mar o lago, formando camas de diferentes grosores antes de ser enterrado por otros materiales. (National Energy Board, 2009). a

b

Figura 1.- Formación geológica con capas de roca de esquisto (National Energy Board, Canadá).

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¿Qué es el gas shale o de esquisto? El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos en la que el metano (CH4) es el componente principal con aproximadamente el 85.0 %. Entre los demás componentes menores se pueden mencionar el etano (C2H6), propano (C3H3), butano (C4H10) y pentano (C5H12). Y como impurezas se pueden encontrar otros gases como dióxido de carbono, helio, nitrógeno y ácido sulfhídrico. Por otro lado, el petróleo es una mezcla compleja de compuestos de hidrocarburos naturales que se encuentran en las rocas. El petróleo puede variar entre sólido y gaseoso, pero el término se utiliza generalmente para hacer alusión al petróleo crudo líquido. Las impurezas, tales como el azufre, el oxígeno y el nitrógeno, son comunes en el petróleo. Además existe un grado considerable de variación en lo que respecta al color, la gravedad, el olor, el contenido de azufre y la viscosidad, dependiendo de las formaciones y áreas de donde proviene. (Schlumberger, Oilfield Glossary, 2014) En virtud de que este trabajo se refiere al gas natural no convencional, se hace omisión de los demás hidrocarburos que pueden o no estar en las mismas o en otras formaciones, cavidades porosas rocosas, areniscas u otras. El gas de esquisto se refiere al gas natural que se encuentra atrapado dentro de las formaciones de esquisto en cavidades porosas aisladas, sin comunicación unas de otras. Estas porosidades pueden ser de diversos tamaños, incluso, microscópicas. El esquisto o shale son rocas sedimentarias de grano fino que pueden ser ricas fuentes de petróleo y gas natural, como se mencionó en el apartado anterior. Los gases no convencionales se clasifican en: i.- Gases en areniscas de baja permeabilidad (tight gas); ii.- Gas de esquisto, pizarra o en lutita (shale gas); iii.- Metano en capas de carbón o grisú (coal bed methane); y, iv.- Hidratos de metano (moléculas de metano atrapadas en compuestos helados de agua). Los yacimientos de aceite y gas en lutita, de esquisto o shale, se definen como un sistema petrolero de rocas arcillosas orgánicamente ricas y de muy baja permeabilidad, que actúan a la vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello, como se muestra en la Figura 2 ( SENER, 2012) y que se localizan a profundidades que van de los 400 mts. a 5,000 metros o más.

Figura 2.- Sistemas Petroleros Convencional y No Convencional o de Esquisto (The U.S. Energy Information Administration y U.S. Geological Survey Fact Sheet 0113-01). 145

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Distribución mundial de reservas de gas y petrolíferos de esquisto En materia de energéticos de esquisto, en el ámbito mundial, la casi totalidad de las evaluaciones cuantitativas y cualitativas tienen un solo origen: la Agencia de Información de Energía (IEA) del gobierno de los Estados Unidos. Desde que se inició el acelerado crecimiento de la industria del gas natural de esquisto en EE.UU. la IEA inició las evaluaciones en el ámbito nacional y posteriormente en el internacional para conocer en donde se localizan las mayores concentraciones de este tipo de formaciones geológicas así como los volúmenes de cada uno de los tipos y calidades de los energéticos naturales, a fin de cuantificar la recuperabilidad técnica y económica de los mismos. Cada año, conforme se va teniendo mayor precisión en la información disponible, se van modificando las evaluaciones anteriores, de tal modo que los cálculos estimados en abril del 2011 son muy diferentes a los obtenidos en junio de 2013. Así tenemos que según el informe de la EIA de Estados Unidos en abril de 2011 (EIA, 2011) estimó que las reservas mundiales de gas de lutitas, es de aproximadamente 6,622 TPC (trillones de pies cúbicos SIM) (EIA, 2013) recursos técnicamente recuperables ligeramente superiores a las reservas mundiales 1P de gas natural que ascienden a 7,360 TCF. En la revisión de las estimaciones que la EIA hizo en el 2013 y que continúa afinando aún más en el 2014, está incluyendo otros energéticos de origen rocoso en lutitas que no había contemplado con anterioridad y está incluyendo otras regiones de otros países, lo que ha traído importantes modificaciones a sus cálculos de abril del 2011. Figura 3 (EIA, 2013).

Figura 3.- 48 importantes yacimientos de gas de esquisto en 38 países (EIA-USA, 2013).

Las estimaciones actuales contemplan a 41 países (9 más que en el 2011 o anterior), 95 cuencas ( 48 anteriores), 137 formaciones (69 anteriores) , 7,299 TCF (6.622 anteriores) y 345 millones de barriles de petróleo (32 millones anteriores). (EIA, 2013) El Cuadro 1 nos muestra los 10 países que poseen, a febrero de 2014, las mayores reservas de gas en lutita del mundo con los correspondientes volúmenes potenciales de gas y otros petrolíferos recuperables. (EIA, 2013).

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Cuadro 1.- Países con mayores reservas de gas y petróleos de esquisto en el mundo (EIAU.S.A. 2013) 1012 cf

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Desarrollo de la industria del gas de esquisto en Canadá y Estados Unidos El desarrollo que la industria del gas y otros petrolíferos de esquisto ha alcanzado, primeramente en los Estados Unidos de Norteamérica y en segundo lugar en Canadá, no tienen punto de comparación con ninguna otra región del mundo. Ello obedece a la conjugación de factores técnicos, económicos, geopolíticos y de otra índole que han operado con ese objetivo y que han hecho posible que el mayor importador de energéticos, como lo es EE.UU. esté planeando alcanzar la autosuficiencia en gas natural para 2022 y convertirse en un exportador neto de hidrocarburos para el 2030. (Faraj, 2013) Entre los diez países con mayores reservas de hidrocarburos en lutitas, se encuentran Canadá, Estados Unidos de Norteamérica y México. Las reservas de los tres países en conjunto, a febrero de 2014, suman 2, 279 Bcf, es decir, ese volumen representa casi el 29.2 % del total de las reservas mundiales. (EIA, 2013) Para fines de análisis, mencionaremos que virtud a que las reservas de gas natural convencional canadienses están disminuyendo de manera acelerado, se han establecido políticas públicas para iniciar el proceso de explotación comercial de las formaciones de esquisto más importantes. Sin embargo, las inversiones canalizadas a esta industria, continúan siendo insuficientes para el potencial que podría alcanzar en el mediano plazo. Una gran cantidad de proyectos no se han concretado por la falta de infraestructura de conducción y distribución de gas shale, desde las zonas de extracción hasta los puntos de uso, de interconexión con otros gasoductos transnacionales y/o las terminales de embarques para exportación. Se puede decir que en Canadá, los proyectos de explotación de gas de esquisto están en la etapa de exploración y validación para iniciar, en el corto plazo la consolidación de la industria. 147

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El caso de la industria del gas y otros energéticos de esquisto en los EE.UU., es una industria que se está expandiéndose rápidamente. Baste decir que solamente en el año del 2006 se perforaron 35,000 de estas unidades (Halliburton, 2008), manteniendo esa cifra como un promedio anual en los últimos 8 años.

Figura 4.- Localización de las Concentraciones de Esquisto en EE.UU (EIA-USA, 2013).

En el año de 2 000 la producción de gas de esquisto representó el 1.0 % del consumo total nacional de EE.UU., participación que aumentó al 35.0 % en el año de 2012 y que se proyecta que llegue al 50.0 % para el año de 2030. Se menciona que en la cuenca de Marcellus, en el nor-este de la Unión Americana, en el año de 2,000 había 27 pozos perforados, actualmente operan en esa zona, más de 15,000 pozos maduros en plena producción. Similares crecimientos se han registrado en todas las formaciones o “Shale Plays”, motivo por el cual se tienen firmes planes de crecimiento en las inversiones para que la industria crezca aún más en sus aportaciones a la producción total de gas y oil shale como se muestra en la Figura No. 5 y subsiguientes. (Faraj, 2013). El ritmo de crecimiento alcanzado en Marcellus se ha extendido en casi todos los 48 Estados de la Unión en donde existe potencial petrolero para llegar, al 2014, con la operación de más de 500,000 pozos en activo. Esa cifra no considera los pozos que han dejado de ser explotados y se encuentran en un estado de recuperación temporal. Han sido muchas las voces que se han alzado para manifestar que el boom petrolero Norteamericano es solamente una burbuja especulativa en materia energética para lograr otros fines geopolíticos, argumentos que se deberán investigar para conocer, si es posible, los verdaderos objetivos. Al día de hoy, un importante número de países que disponen de formaciones rocosas de esquisto han iniciado trabajos de perforación de pozos con fines exploratorios para evaluar con mayor precisión las existencias reales y potenciales de gas y de otros petrolíferos de origen rocoso. Sin embargo, hasta hoy ningún otro país, que no sea Estados Unidos y un poco Canadá, están explotando sus recursos naturales en lutita. 148

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Figura 5.- Cuencas Producción de Gas Shale.

Los Estados Unidos de Norteamérica tienen planeado que para el 2040 el gas de lutita representará más del 50 % de su consumo y para el año del 2022, cuando satisfaga totalmente su demanda interna, iniciará el proceso exportador creciente, para convertirse, en el 2035 en un país líder exportador de petrolíferos naturales no convencionales con 7.4 MMCF/día como se ilustra en las Figuras 6 y 7 (EIA, Annual Energy Outlook, 2012).

Figura 6.- Producción y demanda en USA (“Annual Energy Outlook 2012” EIA).

La rápida expansión de la oferta de gas de esquisto, en los Estados Unidos de Norteamérica, ha generado una disminución en los precios de mayoreo para los diversos usos, entre los que se encuentra: la generación de energía eléctrica, la industria, el transporte, la calefacción y el uso en el hogar. Virtud a esta disminución en los costos de producción del gas de esquisto, estos se vienen reflejando en la disminución de los costos y el precio de la energía eléctrica, de la calefacción y muy pronto, en el uso como carburante de automóviles y otros vehículos de transporte personal y colectivo.

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Figura 7.- Producción, consumo y exportación de shale gas en EE.UU (Annual Energy Outlook 2012” EIA).

El Gas de esquisto en México y su futuro En el estudio de la EIA (World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, Appendix B) se analiza puntualmente cada una de las formaciones de roca de esquisto existentes en México, identificándose 5 cuencas principales que son: Burgos, Sabinas, Tampico, Tuxpan y Veracruz las cuales se muestran en Figura 8 y que coincidentemente son las mismas que PEMEX ha validado y registrado. (EIA, 2013). De acuerdo con el informe citado, la Agencia de Información de Energía de los EE.UU (EIA), estimó que las reservas mexicanas de gas shale, al mes de abril del 2011, era de 681.0 billones de pies cúbicos (Bcf). Sin embargo en los nuevos cálculos de mayo de 2013, estos se modificaron para estimar que las existencias de ese energético son menores, alcanzando los 545.0 Bcf. En ésta última estimación se estimaron, también, las reservas de otros hidrocarburos en lutita, cuantificación que no se habían considerado anteriormente. Entre el gas y el oil shale, convertidos a unidades de gas, se calcula que México dispone de reservas en lutitas para satisfacer su demanda de hidrocarburos, de acuerdo con la tendencia de los últimos 20 años, para aproximadamente 60 años. Es por ello que la EIA de EE.UU. menciona en el multicitado estudio, que México presenta condiciones excepcionales para desarrollar una industria de gas y otros hidrocarburos de origen en lutitas, virtud a los volúmenes de gas y otros hidrocarburos en lutitas como se muestra en el Cuadro 2 (SENER, 2012). Petróleos Mexicanos (PEMEX) inició los trabajos exploratorios de shale gas-oil a principios del año 2010. Identificó 5 provincias geológicas con potencial para producir hidrocarburos contenidos en shale: 1) Chihuahua, 2) Sabinas-Burro-Picachos, 3) Burgos, 4) Tampico-Misantla, 5) Veracruz. PEMEX concluye en una primera instancia, que en cuanto a los recursos prospectivos no convencionales, una estimación preliminar de estos arrojó un volumen de 683 billones de pies cúbicos de gas natural, de los cuales 681 billones son de esquisto, cantidad similar a los que estima la Energy Information Administration de Estados Unidos y los otros 2 billones corresponden a recursos prospectivos documentados de gas grisú que se encuentran asociados a las formaciones de carbón, principalmente en la Cuenca de Sabinas, Coahuila. México se encuentra en una etapa en la que se realizan inversiones para identificar y estimar estos recursos potenciales. (Estrada, 2011).

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Figura 8.- Localización Geográfica de Formaciones de Esquisto en México (EIA-USA 2013).

Cuadro 2.- Reservas de Gas y Petrolíferos de Esquisto en México (EIA/ARI/ USA, Mayo 2013)

En 2011, el consorcio paraestatal mexicano, estimó un potencial, considerando principalmente recursos de gas natural, en un rango de 150 a 459 Bcf, con un recurso medio de 297 Bcf, equivalente a alrededor de 60,000 millones de barriles de petróleo equivalente (MMMbpe). En 2012, la paraestatal actualizó sus estimaciones para la cuenca de Sabinas-Burro-Picachos-Burgos y Tampico-Misantla, en donde los resultados arrojaron que la proporción de aceite de lutitas es más de la mitad de los recursos totales. Cabe mencionar que el recurso medio en términos de crudo 151

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equivalente, de 60 MMMbpe, es el mismo volumen que el de las estimaciones de la EIA elaboró y publicó en abril de 2011, como se muestra la Figura 9 en el que se presentan las calidades de los reservorios de hidrocarburos en las formaciones rocosas de lutita. (SENER, 2012.

Figura 9.- Estimación de Hidrocarburos de Esquisto en México (SENER 2012).

PEMEX estima que en los próximos tres años, requerirá de $ 30 mil millones de pesos para trabajos de exploración de gas shale, para la apertura de 195 pozos, de los cuales a diciembre de 2013, ya había gastado $ 300 millones en la apertura exploratoria. Hasta hoy, la paraestatal ha explorado por gas shale en los estados de Chihuahua, Veracruz, Sinaloa, y Tamaulipas. Se tienen proyectos para extender las exploraciones a Nuevo León, Coahuila, Durango y San Luis Potosí, entre otros. PEMEX, también considera que los requerimientos de capital para explotar los yacimientos de gas shale y oil shale alcanzan los $ 600 mil millones de dólares en los próximos 50 años. (SENER, 2012). A partir del 1° de febrero de 2014 se re-iniciaron los trabajos de exploración en los municipios de Nava y Guerrero, en el estado de Coahuila en cuyos municipios se está explorando la existencia de gas y oil shale en una extensión de 1, 500 Km2 o 140,000 has., en donde se lleva un avance del 25 % en la perforación de algunos pozos. En otras áreas se están abriendo caminos y brechas para transportar los equipos especializados de perforación e iniciar otras nuevas perforaciones. (SENER, 2012). La fracturación hidráulica: el método de extracción del gas e hidrocarburos de esquisto Como se mencionó anteriormente, los yacimientos de aceite y gas en lutitas se definen como un sistema petrolero de rocas arcillosas orgánicamente ricas y de muy baja permeabilidad, que actúan a la vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello. (National Energy Board, 2009) Es extensa la gama de productos petrolíferos que se encuentran en las mismas formaciones rocosas o bancos, entre los que se encuentra el petróleo liviano y el gas shale como componentes principales, mejor conocidos como hidrocarburos no convencionales o de esquisto, que son extraídos de los bancos de roca de esquisto, encontrándose éstos a profundidades que van de los 400 a los 5,000 metros de profundidad o más metros. (Halliburton, 2008) Para que el sistema funcione como yacimiento se requiere crear permeabilidad a través de la perforación de pozos mixtos, tramos verticales y tramos horizontales que cumplen con una doble función: a.- inyectar una mezcla de agua, arena y productos químicos para fracturar la roca; b.colectar y conducir el gas y el petróleo liberado por las lutitas y transportarlo hacia el exterior. A todo este proceso se le denomina “método de fracturación hidráulica” o “fracking”. El método de fracturación hidráulica es un sistema complejo de elementos tecnológicos en el que juegan un papel de capital importancia los componentes: i). Método de perforación vertical y horizontal multidireccionado; ii). El entubado de los pozos así como los recubrimientos para aislar 152

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los pozos del contacto con los acuíferos; iii).Requerimiento de agua dulce; iv Las emulsiones inyectadas a presión para fracturar la roca y recuperar el gas extraído; v). Disposición y tratamiento de las emulsiones residuales. Cada uno de los componentes técnicos del método denominado fracturación hidráulica es motivo de una investigación específica, misma que emprenderemos para integrar todos los elementos que nos permitan formarnos una idea clara de la misión y de la visión, así como los valores éticos, sociales y económicos que deben operar dentro de la industria de los hidrocarburos no convencionales en México. i)

Perforación vertical, horizontal, multidireccional y multinivel

La perforación de los pozos verticales empleando un equipo con cabezal giratorio, es una tecnología que se emplea desde hace muchos años en la industria de la perforación de pozos petroleros. Sin embargo, los volúmenes de gas o de petróleo que se podía capturar con pozos verticales era muy reducido por lo limitado de las áreas estimuladas por la rotura de la roca. Sobre todo, teniendo en cuenta que las capas de las formaciones de lutita son variables en espesor y en concentración de hidrocarburos, cómo se mostró anteriormente. Fue la tecnología de perforación horizontal a varios cientos y miles de metros de profundidad la que permitió ampliar considerablemente el área de captura y captación del gas y del petróleo liberado de las lutitas. Pronto las perforaciones verticales y horizontales se multiplicaron a diversas profundidades y distancias y hacia diversas direcciones teniendo cómo ducto vertebral uno o varios pozos verticales como se muestra en la Figura 10 Fue el desarrollo de la tecnología para roturar pozos con esa multitud de variedad de perforaciones lo que vino a revolucionar la industria de los energéticos naturales de esquisto, primero en los Estados Unidos de Norteamérica y posteriormente en Canadá, y en el futuro, en un sinnúmero de países con recursos naturales de este tipo.(RSPB, 2014). Como se puede observar en las Figuras 10 (a) y 10 (b), las zonas de influencia en términos de metros cúbicos de un pozo vertical a uno multi - direccional horizontal, simplemente no tiene punto de comparación en cuanto a la cuenca de captación de gas o de cualesquier otro hidrocarburo no convencional. (National Energy Board, 2009 y RSPB, 2014). ii)

El entubado de los pozos así como los recubrimientos para aislar los pozos del contacto con los acuíferos

La ingeniería de construcción de los pozos para producir gas y petróleo de lutita, es de los aspectos técnicos más sensibles de esta industria, es por ello que se trata, por todos los medios de aislar, en todo lo posible, el sistema operativo del pozo y el medio físico que lo rodea. La pérdida de esa capacidad de aislamiento entre el pozo y el medio externo, es uno de los factores que provoca la afectación del medio físico y de terceros, quienes ven dañado su hábitat físico y su interés económico. Como ejemplo de ello, las autoridades locales, estatales y federales en los Estados Unidos de América, tienen documentadas una inmensa cantidad de quejas, reclamos, juicios legales por los daños de que han sido objetos los habitantes de las zonas en donde se están explotando los hidrocarburos de esquisto. (Griswold, 2011) Con objeto de evitar en todo lo posible afectar el medio externo, es que la tecnología constructiva de los pozos para shale gas/oil, ha diseñado técnicas que consiste en encapsular o entubar los pozos

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con tubos de diversas cédulas o grosores además de otros materiales y aislamientos en cada uno de los transectos, según la profundidad que se pretenda proteger. (Gaecía Portero J, 2012)

(a)

(b)

Figura 10.- Capacidad del área de fracturación de un pozo vertical vs pozo horizontal (Junne Warren Publishing, 2008).

iii)

Requerimiento de agua dulce

Uno de los componentes más importantes del método de “fracturación hidráulica” es el empleo de grandes cantidades de agua dulce para enfriar los cabezales de los taladros, mantener las presiones hidrostáticas del pozo a todo lo largo de las perforaciones verticales y multidireccionales, ejercer la presión para la fragmentación de la roca, extraer hacia el exterior el producto de los cortes, etc. Aún y cuando los rangos en los volúmenes de agua empleada, desde que se inicia la perforación vertical del pozo incluyendo la operación del mismo hasta que se presentan los agotamientos que hacen incosteable su operación, desde el punto de vista económico de la unidad, se calcula que rondan entre los 9,000 y 30,000 m3 (9.0 – 30.0 millones de Lts.) de agua (RSPB, 2014). Esta variabilidad depende de muchos factores específicos: de la ingeniería del pozo, de la estructura geológica de las capas de las formaciones rocosas, del número de aplicaciones de fracturación, de la concentración de petrolíferos por metro cúbico de lutita, etc. Recordemos que cada pozo es muy diferente al otro más cercano. Es decir, que no hay dos pozos iguales. Recientemente la organización CERES, una ONG radicada en los Estados Unidos de América y que se especializa en analizar y atender áreas con limitaciones de agua, con datos de FracFocus.org (RSPB 2014), realizó una investigación sobre los consumos de agua de 25,000 pozos productores de gas shale en el período de enero de 2011 a septiembre de 2012. El empleo de agua ascendió a 65.8 (10 -9) millares de millones de galones, o sean 250.0 (10 -9) millares de millones de litros de agua, cantidad similar a la consumida por los 2.5 millones de habitantes de la ciudad de Chicago, Illinois durante un año. (54). El 41.0 % del total de los pozos analizados y cuyos consumos de agua fueron cuantificados se localizan en zonas de alta y muy alta limitación de agua dulce, como son los casos los estados de Texas y Colorado. (RSPB, 2014). La alta demanda de agua dulce de la industria energética de lutita la sitúa como una fuerte competidora por el vital líquido con la industria manufacturera, la agricultura y la ganadería e incluso con las poblaciones humanas consumidoras. Es por ello que se tiene que analizar el costo/beneficio social y económico de destinar agua a cada uno de los diversos sectores consumidores.

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iv)

Las emulsiones inyectadas a presión para fracturar la roca y recuperar el gas extraído

De acuerdo con el reporte conjunto de la Royal Society y The Royal Academy of Engineering (RS&RAE, 2012) la emulsión que se emplea en el proceso de la fracturación hidráulica para estimular la liberación de gas shale es, en un 94.60 %, agua dulce a través de la cual se ejerce la presión para fracturar la roca, el 5.23 % es arena, la cual cumple la función de mantener abiertas las fisuras de las rocas fracturadas, y solamente el 0.17 % son productos químicos, los cuales se agrupan en 5 divisiones con las siguientes funciones: a).- Anticorrosivos: ayudan a prevenir la corrosión de las tuberías que cubren las paredes del pozo en toda su extensión multidireccional; b).Ácidos: para ayudar en el inicio del proceso de la fracturación de la roca, sobre todo cuando es de poro muy cerrado; c).- Biocida: para eliminar cualesquier bacteria que pudiera producir sulfuro de hidrógeno, el cual también es corrosivo de metales; d).- Reductores de fricción: los cuales ayudan a disminuir la fricción en las paredes de la tubería que reviste el interior del pozo con los aditivos que se le inyectan a presión para estimular la fracturación y liberación del gas; y, e).- Surfactantes: para reducir la viscosidad de la mezcla de aditivos inyectados a presión como se mencionan en el Cuadro 3. Es necesario mencionar que las dosis de los componentes químicos varían según sean los materiales de la roca de esquisto que mantiene atrapado el gas; el grosor de la formación, la dureza, los componentes, etc. Recordemos que ninguna formación de lutita es similar a otra. Puede haber muchas diferencias físicas y químicas de las formaciones de roca de un pozo a otro, por más cerca que estén uno del otro. Cuadro 3.- Funciones de las substancias químicas empleadas en la fracturación hidráulica (USRHCEC, 2011)

v)

Disposición y tratamiento de las emulsiones residuales

Una vez que el pozo ha sido terminado y se ha aplicado la fracturación hidráulica de la roca de esquisto, en su primera etapa, la emulsión empleada empieza a ser extraída de todo el sistema, por lo cual se empieza a despresurizar el sistema. Se estima que de la emulsión inyectada solamente se recupera entre un 10 y un 40 % del total empleado. En las primeras semanas posteriores a la conclusión es cuando se extraen los mayores volúmenes a una tasa de ~ 1,000 M3 /día. Después de las primeras semanas cuando el flujo de extracción es alto, comienza a decrecer hasta estabilizarse en 2 – 8 M3 por día. (RSPB. 2014). Las emulsiones residuales extraídas son portadoras, no solo de los productos químicos de formulación, sino también de aquellos productos que se desprendieron de las formaciones rocosas 155

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de la lutita, entre los que se pueden mencionar metales pesados (mercurio, plomo, etc.) radón, radio o uranio y otros elementos radiactivos, además de otros iones como calcio, potasio y carbonatos que emergen a la superficie haciendo de las emulsiones unos compuestos hipersalinos con una elevada carga de STD (sólidos totales disueltos). Aún y cuando las emulsiones recuperadas varían de un pozo a otro, dependiendo de las formulaciones de los productos químicos iniciales en el método de fracturación, factores geológicos, entre otros, la concentración de sólidos disueltos puede provocan que esas soluciones residuales puedan llegar a concentraciones de STD de hasta 100,000 p.m., es decir, casi cuatro veces más salinos que el agua de mar. Al no existir en las zonas productoras de gas shale de EEUU. ninguna planta de tratamiento de aguas residuales para esos niveles de concentración de STD ni con la capacidad para tratar esos inmensos volúmenes de emulsiones con altos niveles de contenidos de materiales radiactivos, se ha optado, por acuerdo con las autoridades de los gobiernos federales y estatales, las siguientes opciones: a).- depositar los lodos residuales en pozos profundos en la corteza terrestre en zonas determinadas por la EPA ( Environment Protection Agency); b).- depositar los lodos residuales en albercas expuestas al sol y al aire para su deshidratación; c).- esparcir los lodos residuales en zonas alejadas de los centros poblacionales; d).- tratar los lodos residuales en plantas de tratamiento y reusando el agua obtenida en la perforación de otros pozos; e).- otras. (Griswold, 2011) Se argumenta por un importante número de organizaciones ambientalistas que ninguno de los métodos de disposición de los lodos residuales de la industria de los hidrocarburos de esquisto en los Estados Unidos de América satisfacen las más mínimas normas de protección y seguridad ambiental, mucho menos los daños a la salud de los habitantes aledaños a las plataformas petroleras (Greenpeace, 2012) Reacción de algunos gobiernos locales norteamericanos y extranjeros En términos generales, se han desplegado importantes campañas publicitarias por parte de las empresas vinculadas con la explotación del gas y aceite de lutitas, como son la banca, empresas de exploración, de modelaje en el comportamiento de la producción, de análisis cuantitativos y de modelaje del comportamiento físico de los pozos, de perforación, de transportación, comercializadoras de gas y petróleo, de refinación, incluso entidades gubernamentales quienes le apuestan a la consolidación de una poderosa industria de los energéticos naturales dentro de la Unión Americana, entre cuyos objetivos se tiene el ejercicio de su poder para controlar los recursos de otros países en los que se han descubierto cuantiosos recursos no convencionales. Por el otro lado, los ciudadanos que habitan en las poblaciones y comunidades en donde operan las plataformas de perforación y extracción de hidrocarburos de lutita, también han desplegado una dinámica actividad denunciado algunos de los riesgos y los efectos que se están presentando en sus comunidades. Con objeto de tener elementos fehacientes que ayuden a evaluar los diferentes aspectos que se aduce produce el método de la fractura hidráulica en la Unión Americana, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) inició una amplia investigación de los efectos que se han registrado a raíz del establecimiento del “método de fractura hidráulica”, cuyos resultados iban a publicarse a fines del 2012, sin embargo, su publicación será hasta mediados del 2014 (CCOO, 2012, 4) o quizá hasta fechas posteriores. Mientras se publican los resultados del prometido estudio, estados como Nueva York, ya han declarado una moratoria a la explotación de los hidrocarburos naturales de lutita en ciudades como Búfalo City y Pittsburgh, Pennsylvania ha procedido con la misma cautela. De la misma manera han procedido otros países como Canadá en Quebec, Alemania, Inglaterra, y Sud África, los cuales han declarado moratorias para el empleo de ese sistema de extracción del gas y petróleo de esquisto, hasta no disponer de mayores elementos técnicos. Países como Francia, 156

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Bulgaria e Italia, han prohibido totalmente el empleo del “fracking” cómo sistema de producción de gas y otros petrolíferos de esquisto. (European Parliament, 2011) Ante esta situación de presión por parte de algunos gobiernos pertenecientes a la Unión Europea y de un sinnúmero de grupos y organizaciones ambientalistas, la Comisión del Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria del Parlamento Europeo, le solicitó al Instituto Wuppertal para el Clima, el Medio Ambiente y la Energía un “Estudio sobre el impacto de la extracción del petróleo y gas de pizarra mediante la técnica de fractura hidráulica sobre el medio ambiente y la salud humana” (European Parliament 2011). Entre las conclusiones y recomendaciones más importantes resaltan la inexistencia de una normatividad adecuada para éste tipo de método de extracción de hidrocarburos empleando el método de fracturación hidráulica. (RSPB, 2014, 12) En éste estudio reciente publicado en Inglaterra queda de manifiesto que la legislación de Estados Unidos de Norteamérica, en materia de extracción de gas y petrolíferos de esquisto es extremadamente laxa y superficial, lo que se diferencia de las legislaciones de la Unión Europea y del propio Reino Unido. Por ejemplo, menciona el estudio, algo que es inaceptable para las leyes inglesas y europeas, es la disposición de los lodos residuales, permitiendo en EE.UU. se inyecten a la corteza terrestre o se expongan al sol en piscinas para su deshidratación. (RSPB, 2014, 16 ) y concluye expresando la falta de reglamentaciones para tener un control real de las operaciones e información verídica de los elementos y cantidades de productos químicos, así como los sistemas y componentes técnicos, paso por paso, que emplean en el método de fracturación hidráulica para la extracción de gas y petróleo de esquisto. CONCLUSIONES La reforma energética del gobierno de México contempla abrir el sector energético, entre ellos los hidrocarburos de lutita, al capital privado, nacional y extranjero. La Oficina de Información Energética de los EE.UU (EIA) es la entidad referente para la valuación y valoración de los recursos energéticos de lutita en el mundo. La industria de los energéticos de lutita ha alcanzado un alto desarrollo en los EE.UU, creando valor en la economía y nuevas fuentes de empleo, aprovechando un recurso que se encontraba inexplotado. Las autoridades ambientales de los EEUU (EPA) han permitido que las empresas vinculadas a la industria energética de esquisto actúen fuera de todo control ambiental y sin prestar atención a las quejas de los ciudadanos que han visto afectado su medio ambiente, su salud y sus propiedades. En México, PEMEX ha iniciado perforaciones exploratorias en los estados de Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas y Veracruz, cómo el preludio de una actividad industrial que fortalezca la economía energética. Con este trabajo se pretende abrir un tema para investigar y aportar elementos para entender mejor la industria de los hidrocarburos de lutita y todos los aspectos ignorados, que por cierto, son muchos.

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Síntesis curricular J. Antonio Mártir Mendoza Licenciado en Economía por la Universidad Nacional Autónoma de México, M. Phil., por la Universidad de Bradford, W. Yorkshire, U.K., Experto en Planeación de Economía Pesquera por la Organización de la Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación (FAO-ONU), en Roma Italia. Actualmente se desempeña como Facilitador Educativo e Investigador de la Universidad Autónoma Indígena de México. Tel. +01 668 1 76 82 46 Exts. 1601 o 1602. Correo electrónico: [email protected].

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