El agua dulce en el proceso de fracturación hidráulica en México

Resumen

La industria de los hidrocarburos de esquisto ha
alcanzado altas producciones y productividades en los Estados
Unidos y Canadá gracias al desarrollo de las
tecnologías de perforación multidireccional,
multinivel y en racimo. Concomitante con estas tecnologías
de perforación se encuentra la de fracturación
hidráulica de las formaciones de esquisto para liberar los
petrolíferos a todo lo largo de las perforaciones
horizontales. Este método requiere de grandes cantidades
de agua dulce para que mezclada con productos químicos,
sea inyectada a altas presiones para fracturar la roca y que
ésta pueda liberar los hidrocarburos. Por lo tanto, el
agua dulce es un factor primordial en la industria de los
hidrocarburos de esquisto.

Tanto en Canadá como en Estados Unidos,
más del 60.0 % de los pozos de hidrocarburos de esquisto
se localizan en áreas desérticas con muy alto grado
de estrés hídrico. En el caso de México, las
zonas en donde se encuentran los mayores yacimientos de estos
recursos, que es en la Meseta Central, es la región con
menor disponibilidad de agua dulce por habitante y, la poca que
hay ya se encuentra asignada en su totalidad, sin posibilidades
de recurrir a los acuíferos subterráneos virtud a
que éstos ya se encuentran agotados y en veda total. Por
lo tanto, el agua dulce es también un fuerte limitante
para el desarrollo de la industria de los hidrocarburos en esa
región de México.

Palabras Clave: Hidrocarburos de esquisto,
fracturación hidráulica, agua dulce

FRESH WATER IN HYDRAULIC FRACTURING
PROCESS IN MEXICO

Abstract

The shale gas/oil industry has achieved high production
and productivity in the United States and Canada through the
development of multi-directional horizontal technology,
multi-level and cluster drilling. Concomitant with these drilling
technologies is hydraulic fracturing of the shale formations to
release gas/oil along the length of the horizontal perforations.
This method requires large amounts of fresh water that mixed with
chemicals is injected at high pressure to fracture the rock and
release the shale oil/gas. Therefore, fresh water is a major
factor in the shale hydrocarbon industry.

Both Canada and the United States, more than 60.0% of
the shale oil wells are located in desert areas with very high
degree of water stress. In the case of Mexico, areas where the
largest deposits of these resources, which is in the Central
Plateau is the region with the lowest freshwater availability per
capita and the few there is already assigned totally without
possibility of getting from underground aquifers, virtue that
they are already exhausted and almost total closure. Therefore,
fresh water is also a strong constraint to the development of the
shale hydrocarbon industry in this region of Mexico.

Keywords: shale oil/gas, hydraulic
fracturing, freshwater

Introducción

Esta investigación aborda uno de los factores
más importantes del método denominado
"fracturación hidráulica", el cual es uno de los
elementos fundamentales para hacer, técnicamente posible y
económicamente rentable la industria de los
energéticos de esquisto en los Estados Unidos de
Norteamérica y Canadá.

Es éste trabajo de investigación, el
primero que se deprende del artículo-matriz denominado "El
gas de esquisto en la escena energética de México",
en donde se plantea la necesidad de analizar cada uno de los
factores técnicos que nos ayuden a entender las variables
técnico-económicas que intervienen en la industria
de los energéticos no convencionales o de esquisto, cuyas
formaciones rocosas retenedoras de estos energéticos, en
México, se encuentran distribuidas en la Meseta Central
conformada por los estados de Chihuahua, Coahuila, Durango, San
Luis Potosí, Zacatecas y Nuevo León y en los
estados costeros de Tamaulipas, Veracruz y Tabasco, Chiapas y el
norte de Oaxaca.

En éste artículo, pretendemos analizar las
condiciones de disponibilidad y/o las y limitaciones de agua
dulce en éstas macroregiones, tanto de los
acuíferos superficiales cómo subterráneos y
los diversos grados de explotación y/o agotamiento;
valorar los riesgos que tendrá que enfrentar la industria
de los energéticos de esquisto en las zonas
semidesérticas o en las que toda la disponibilidad de agua
ya ha sido asignada para los diversos usos; cuantificar los
volúmenes teóricos de agua que se pueden disponer y
que pudiesen ser proclives de reasignar y canalizarlos para
desarrollar la industria de los energéticos de esquisto
sin afectar a terceros usuarios; exponer las posibles
consecuencias de la sobre-explotación de los
acuíferos locales ya de por sí sobreexplotados y
casi agotados.

La
Fracturación Hidráulica: el método de
extracción de los hidrocarburos de
esquisto

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
(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 múltiple función que se puede sintetizar
en: a.- Perforación mixta y multidireccional de los pozos;
b.- Inyectar una mezcla de agua, arena y productos
químicos para fracturar la roca; y, c.- Colectar y
conducir el gas y el petróleo liberado por las lutitas y
transportarlo hacia el exterior. A todo este complejo proceso se
le denomina "método de fracturación
hidráulica" o "fracking".

Como ya se mencionó, el método de
fracturación hidráulica es un sistema complejo de
elementos tecnológicos en el que juegan un papel de
capital importancia los siguientes componentes: i). Método
de perforación vertical y horizontal multidireccionado;
ii). El entubado de los pozos así como los recubrimientos
para aislar los pozos del contacto con los acuíferos,
superficiales y subterráneos; iii). Las emulsiones
inyectadas a presión para fracturar la roca y recuperar
los hidrocarburos extraídos, cuyo componente principal es
agua dulce; iv). 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.

Perforaciones
verticales, horizontales, multidireccionales multinivel y en
racimo u octopus

La perforación vertical de los pozos empleando
equipos con cabezal giratorio, es una tecnología que se
emplea desde hace muchos años en la industria de la
perforación de pozos petroleros tradicionales o
convencionales. Sin embargo, en la industria de los
energéticos no convencionales los volúmenes de gas
o de petróleo que se podían 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. (Royal
Society for Protection of Birds, 2014)

Fue la tecnología de perforación
horizontal a varios cientos y/o 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 1. 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.

Figura No. 1 Perforaciones
verticales orientadas, horizontales y
multidireccionales

Como se puede observar en la Figura No. 1(a), las zonas
de influencia en términos de metros cúbicos
estimulados y de cuenca de captación de hidrocarburos no
convencionales de un pozo vertical a otro con perforación
horizontal, simplemente no tiene punto de comparación en
cuanto a las áreas estimuladas y cuenca de
captación de gas o de cualesquier otro hidrocarburo no
convencional. (National Energy Board, 2009). Y, si se compara el
primero con un pozo multi-horizontal y/o multi direccional como
se ilustra con la Figura 1(b) las producciones y productividades
por unidad de perforación se multiplican varias
veces..

Figura No. 2: Ampliación de
áreas de fracturación, estimulación y de la
cuenca de captación de hidrocarburos de esquisto con la
técnica de multiperforación

Las tecnologías desarrolladas por los
especialistas de las empresas petroleras para incrementar las
perforaciones, tanto verticales cómo las horizontales,
así como las áreas de formaciones estimuladas y las
cuencas de captación de hidrocarburos, han traído
consigo un inusitado crecimiento de la industria, virtud a las
altas producciones de hidrocarburos que se están
obteniendo. Las Figuras 2(a), 2(b) y 2(c) y 2(d) nos muestran la
diversidad de alternativas que se han implementado para perforar
amplias áreas en las formaciones de esquisto e incrementar
las producciones, y por ende los ingresos y la rentabilidad de la
industria de los hidrocarburos no convencionales. La Figura 2(c)
nos muestra el método denominado de " racimo u octopus" el
cual consiste en perforar múltiples pozos verticales a
partir de un único sistema de control de salida. Sin
embargo, las excavaciones horizontales-multidireccionales tienen
comunicación entre ellas. De este modo el sistema de
perforaciones por unidad de espacio se ha quintuplicado. ( Kohol,
2014)

Los compuestos
inyectados a presión para la fracturación
hidráulica de la roca de esquisto

De acuerdo con el reporte conjunto de la Royal Society
(2013) y The Royal Academy of Engineering (2014), ambas radicadas
en el Reino Unido, la emulsión que se emplea en el proceso
de la fracturación hidráulica para estimular la
liberación de gas/oil de esquisto, está compuesta
en un 94.60 %, de agua dulce. A través del agua dulce 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; y,
e).- Surfactantes: para reducir la viscosidad de la mezcla de
aditivos inyectados a presión. Figura No.3 y Cuadro
No.1

Figura No.3 Componentes Porcentuales
de las Emulsiones Empleadas en la

Fracturación Hidráulica

Fuente: The Royal Society and The Royal Acadeny
of Engeneering

Cuadro No. 1

Productos Químicos
Básicos y su Función

Fuente: The Royal Society and The
Royal Acadeny of Engeneering

Es necesario mencionar que las dosis y los componentes
químicos que se aplican se mantienen en secreto de las
empresas petroleras usuarias y solamente se declaran algunos de
los más de 800 productos químicos diversos. Las
dosis y los productos químicos varían según
sean los materiales de la roca de esquisto que mantiene atrapado
el gas; el grosor de la formación rocosa; la dureza de la
roca; los componentes de las formaciones rocosas; la
concentración de hidrocarburos; el tipo y peso
específico del hidrocarburo; 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.

El agua dulce en
la fracturación hidráulica

Cómo se mencionó en el apartado anterior,
uno de los componentes más importantes del método
de "fracturación hidráulica" es el empleo de
grandes cantidades de agua dulce, la cual desempeña varias
funciones, todas ellas de fundamental importancia técnica,
entre las que podemos mencionar las siguientes: a).- enfriar los
cabezales rotativos de los taladros; b).- mantener las presiones
hidrostáticas del pozo a todo lo largo de las
perforaciones verticales, horizontales y multidireccionales; c).-
ser portadora de la presión para la fragmentación
de la roca; d).- ser el medio de transporte de los productos
químicos para actuar en las rocas y de la arena hacia las
fracturas para mantenerlas abiertas, e).- extraer hacia el
exterior el producto de los cortes ; f).- impulsar la salida al
exterior de los hidrocarburos en forma de gas o de
líquidos, según sea el caso; entre
otras.

Por ser la disponibilidad el agua dulce, uno de los
elementos más críticos a los que se enfrenta el
desarrollo de la industria de los energéticos de esquisto,
tanto en los Estados Unidos cómo en Canadá, y, muy
posiblemente en un futuro no muy lejano, también la
industria mexicana, es que merece que se analice con mucha
responsabilidad la gestión de éste factor de
producción tan escaso en la mayor parte de las
micro-áreas en donde se localizan las mayores formaciones
rocosas de esquisto y que es en donde está teniendo lugar
la más intensa actividad productora de éste nuevo
recurso energético.

Cualquiera que sea la problemática y los riesgos
o dependencias para satisfacer la demanda de agua dulce de la
industria energética de esquisto, éstas caen dentro
de alguna de las siguientes tres categorías:

a.- Dependencia de los volúmenes físicos
existentes; este tipo de riesgos se relaciona con la
disponibilidad física de agua en un lugar determinado,
venga ésta de acuíferos superficiales o
subterráneos. En caso de limitaciones extremas en la
disponibilidad de agua, por muy costosas que resulten, las
empresas pueden implementar estrategias tecno-económicas
para solucionar las necesidades, como pueden ser: importar agua
de lugares distantes al costo que sea; someter las aguas
residuales a procesos químicos o microfiltrado para su
re-uso o reciclado, entre otras;

b.- Dependencia de asignaciones legales: cada uno de los
sectores productivos o industrias usuarias de agua dulce,
disponen de una asignación histórica legal para
satisfacer sus necesidades y asegurar su permanencia y o
crecimiento. Las entidades gubernamentales responsables de las
asignaciones de volúmenes de agua, convierten en leyes y
normas obligatorias dichas decisiones. De esa manera se asegura
el abasto a la población urbana y rural, a la agricultura,
ganadería, industria manufacturera, producción de
energía eléctrica, (plantas hidroeléctricas,
termoeléctricas, nucleares, etc.), minería,
acuacultura, etc.;

c.- Dependencia social o de percepción: como los
sectores usuarios históricos perciben a un nuevo usuario.
Sobre todo, cuando el nuevo usuario-competidor dispone de
ventajas comparativo-técnico-económicas para
comprar y obtener, al precio que sea, los volúmenes del
factor de producción necesarios para operar en condiciones
de ventaja.

En cualesquiera de los tres tipos de dependencia o
riesgo, el empleo del recurso agua dulce, tiene implicaciones
multifactoriales de carácter económico,
tecnológico, político, social, cultural y
ambiental.

Este trabajo se limita a analizar la parte de la
problemática a la que se enfrenta la industria de los
energéticos en lutita, que es, cómo resolver la
disponibilidad, actual y futura de agua dulce para ejecutar con
eficiencia la fracturación hidráulica de los varios
miles de pozos que se pretende perforar en la región con
energéticos de esquisto (REE) en México en los
próximos años. (Shale World, 2013)

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 económicamente
incosteable su operación, se calcula que rondan entre los
9,000 y 30,000 m3 (9.0 – 30.0 millones de Lts. ) de agua,
(The Royal Society for Protection of Birds, 2014) esta
variabilidad depende de muchos factores específicos del
pozo, como ya se hizo mención en otro apartado.

Elementos teóricos del agua
cómo factor técnico en los procesos productivos de
hidrocarburos no convencionales.

En virtud de que los volúmenes de agua que se
emplean en el método de fracturación
hidráulica son muy altos; que un alto porcentaje de las
plataformas de explotación de hidrocarburos de esquisto se
localizan en zonas de alto y muy alto grado de estrés
hídrico ( Freyman, 2014); que la industria de los
hidrocarburos no convencionales está compitiendo,
ventajosamente, con otras actividades económicas
tradicionales como son la industria manufacturera, la
agricultura, la ganadería e incluso con las necesidades de
los habitantes de esas zonas ( Greenpeace, 2012); que vista el
agua como una mercancía que tiene un precio en el mercado
y que en el método de fracturación
hidráulica, el agua es un componente del proceso de
producción y que, dependiendo de la eficiencia de su uso
es un factor que contribuye a determinar el volumen de ganancias
de la industria (Ferrante, 2013) ; y, que ante un mercado del
agua dulce con una demanda creciente y una oferta
estática, si no es que decreciente (CNA, 2010); el que
tenga dinero para comprarla será el que disponga de la
mercancía. Ante este mercado con una marcada
orientación neoclásica o como se le ha dado en
llamar, neoliberal, es que se aborda el tema del agua dulce como
factor de producción de la industria de los hidrocarburos
de esquisto.

Desde una visión neoclásica de la
economía, el surgimiento de la industria de hidrocarburos
no convencionales, por un lado, aleja los fantasmas del
agotamiento del petróleo y de la finitud de los recursos
naturales o terrestres. Y, por el otro, convierte al país
que lo explota, en una potencia capaz de ejercer su
hegemonía política y económica en una buena
parte del mundo.

La cuestión de extraer mucho o poco hidrocarburo
de esquisto, una vez conocidas las reservas de cada país
tiene, su ubicación y localización
geográfica, su cuantificación y su
concentración, etc. el resto es una relación de
costo/ingreso, y su resultado final está basado en
índices de eficiencia en el empleo de los insumos. Y en la
industria de hidrocarburos no convencionales, el agua dulce es un
importante insumo.

.De acuerdo con el principio de " sustituabilidad de los
factores " y la sobrevaloración de las posibilidades
tecnológicas, no se conoce ni tiene cabida ninguna
degradación del medio natural que no fuera o reversible o
compensada monetariamente. Es decir, que desde el enfoque
neoclásico, cualesquier externalidad negativa se puede
compensar con la valoración monetaria "justa" en caso de
que no se puedan mitigar sus efectos, empleando la
tecnología.( Fischetti, 2013; Jackson, et al. 2013) Y,
yendo más allá, el proceso de mitigación de
cualesquier daño al medio natural resultaría
positivo, sí con ello se generan nuevas actividades
económicas que antes no existían; es decir, mayor
empleo, mayor consumo de mercancías y productos que
vendrán a contribuir a generar mayor actividad
económica.

A la luz de los principios neoclásicos de que la
eficiencia en la función producción, es una
relación entre entradas y salidas (in put – out
put), costos e ingresos o insumo-producto, entonces el resultado
económico o rentabilidad estaría determinado por
los costos, que en este caso es la variable independiente. Sin
embargo, en la industria energética no funciona ese
principio. La rentabilidad de la industria de los
energéticos dependen de otros factores muy diferentes a la
función producción concebida por los
neoclásicos, como podrían ser: la
especulación en los mercados globales de los
energéticos; la intimidación armamentista y
geopolítica; entre otros. Sin embargo, siguiendo la misma
línea ortodoxa, se han elaborado algunos indicadores que
nos muestran cómo la explotación de los
hidrocarburos no convencionales encuentran su fuente de utilidad
en otros ámbitos de control e influencia política,
económica, financiera, militar y tecnológica,
elementos que nada tiene que ver con la visión
neoclásica, siendo ésta la visión que
sustenta el sistema económico que está
desarrollando la industria de los energéticos no
convencionales en los Estados Unidos y Canadá.

Por lo que se refiere a la Unión Europea,
ésta aún no ha validado el sistema económico
que abra, masivamente, la posibilidad total para el desarrollo y
aplicación de la fracturación hidráulica
como técnica de producción de hidrocarburos de
esquisto. Y, no es porque no deseen disminuir su dependencia
energética, principalmente de Rusia en lo que se refiere
al gas natural, sino que su valoración del riesgo que se
corre, de afectar negativamente sus recursos naturales, la vida
silvestre, y en general el medio natural, es mucho más
alta que en los EE.UU y Canadá. Alemania, por ejemplo,
abrió una moratoria para que en tanto no se disponga de la
información confiable y la legislación suficiente
que les dé la certeza de que el método de
fracturación hidráulica puede operarse dentro de
altos niveles de seguridad, no se permitirá la
perforación de pozos ni con fines exploratorios, mucho
menos de carácter comercial. En los casos de Francia y
Bulgaria, allí se prohibió totalmente la
perforación de pozos de hidrocarburos que empleen el
método de fracturación hidráulica. En
Inglaterra y España, las normatividades son tan estrictas
que los avances son muy ligeros, aún y cuando existen
apoyos económicos y financieros para desarrollar proyectos
con fines de exploración.

Tomando como punto de partida el concepto de
rentabilidad de la industria de los hidrocarburos no
tradicionales, se han elaborado conceptos como la Tasa de
Rentabilidad Energética o TRE, la cual se define como la
relación entre la cantidad de energía empleada para
obtener una cantidad de energía producida. Si valuamos en
términos monetarios las cantidades de energía,
tanto la utilizada como la producida, encontramos tendencias
decrecientes de las tasas de rendimiento o TRE. En el caso de los
hidrocarburos convencionales explotados en los EE.UU a principio
del siglo pasado, la TRE era de 1 a 100; Actualmente en esta
misma industria se estima que es 1 a 10. Y, en la industria de
los hidrocarburos no convencionales como es el gas de esquisto,
la TRE es de 1 a 2. Es decir que con una unidad de energía
solamente se producen 2 unidades de energía. Que a precios
actuales, el millón de BTU que se vende en los EE.UU a $
4.00 U.S Dollars, es capaz de generar 2 millones de BTU con un
valor de mercado de $ 8.00 U.S. Dollars, la cual resulta muy poco
rentable en comparación con la industria de los
hidrocarburos tradicionales.

Desde la perspectiva de la ortodoxia neoclásica,
de ninguna manera resulta contradictorio el fortalecimiento de la
soberanía y la autosuficiencia energética de un
país con la degradación de su medio ambiente y de
sus recursos naturales; la afectación de la salud de sus
habitantes; la alteración de la quietud en las zonas de
explotación de hidrocarburos; la afectación del
valor de los terrenos y del patrimonio de los ciudadanos que
habitan en las cercanías a las plataformas de
explotación de hidrocarburos de esquisto; o incluso,
afectar los recursos que son patrimonio de toda la humanidad o de
una parte de ella. El ejemplo más palpable de lo anterior
lo encontramos en el caso de la industria de los hidrocarburos de
esquisto de los Estados Unidos de Norteamérica el cual ha
actuado con una visión totalmente ortodoxa. Los EE.UU.
iniciaron en la década de los 90´s un acelerado
proceso de expansión de la industria de los
energéticos no convencionales que los llevó a
explotar las formaciones rocosas de lutita en 48 de los 50
estados de la Unión Americana, afectando todo el entorno
biofísico de amplias zonas geográficas, incluso de
extensas zonas con asentamientos poblacionales rurales y urbanos.
Todo lo anterior se ha justificado con la enorme
activación de la economía norteamericana: se ha
generado un flujo de inversión hacia la industria
energética ; se ha creado una importante cantidad de
nuevas fuentes de empleo de alta calificación con altos
salarios; los gobiernos locales, estatales y federal han
incrementado sus ingresos via recaudación de impuestos; la
industria de la petroquímica secundaria ha recibido un
fuerte impulso al disponer de materias primas suficientes y a
bajos costos; la industria generadora de electricidad dispone de
suficientes combustibles y a costos más bajos; las
empresas perforadoras de pozos y de servicios a la industria de
hidrocarburos han incrementado su actividad y sus utilidades; se
han creado nuevos servicios a la industria energética que
le facilitan nuevas empresas prestadoras de esos servicios como
son; modelación, sistemas de control, sistemas de
medición de flujos, transporte de agua dulce y de aguas
residuales, etc., entre otras muchas fuentes de dispersión
de ingresos. Sin embargo, lo más importante es que en un
futuro cercano, para el año 2022, EE.UU alcanzará
la autosuficiencia en gas natural y otros hidrocarburos
fósiles, reduciendo su dependencia de importador de
energéticos e iniciando con ello una etapa como
país exportador neto de energéticos y de
tecnología para la explotación de
energéticos no convencionales, extendiendo su influencia
política, económica y tecnológica a
países europeos, asiáticos y africanos. Sin
embargo, la evaluación de los daños producidos al
medio natural local y la liberación de grandes cantidades
de gas metano y otros gases de efecto invernadero que contribuyen
al calentamiento global, entre otros daños globales
generados por el método de la fracturación
hidráulica, descansarán en el olvido.(Howarth, et
al, 2011).

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, 2012, 2013, y, 2014)
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 BPC (billones de pies cúbicos SIM)
(EIA, 2013) recursos técnicamente recuperables ligeramente
superiores a las reservas mundiales 1P de gas natural que
ascienden a 7,360 BCF.

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 mil millones de barriles de petróleo (32
mil millones anteriores). (EIA, 2013)

Figura No. 4 Yacimientos Importantes
de Esquisto en 38 Países

Fuente: EIA-USA, 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)

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)

Para fines de análisis, mencionaremos que virtud
a que las reservas de gas natural convencional canadienses
están disminuyendo de manera acelerada, 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 última etapa de
validación para iniciar, en el corto plazo, la
explotación comercial y consolidación de la
industria. En este momento se está construyendo una
extensa red de gasoductos para conducir, hasta los puertos
terminales, tanto hacia el Pacífico cómo hacia el
Atlántico para, en el corto plazo iniciar la
exportación de gas de esquisto.

El caso de la industria del gas y otros
energéticos de esquisto en los EE.UU., es una industria
que se está expandiéndo 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 5 Localización de las
Concentraciones de Esquisto en EE.UU

Fuente: 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

Figura No. 6 Corredor de pozos de
hidrocarburos de esquisto en los EE.UU.

Fuente: Shale World Bulletin mayo de
2014

para que la industria crezca aún más en
sus aportaciones a la producción total de gas y oil shale.
(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, como
se muestra en la Figura No. 6. Esa cifra no considera los pozos
que han dejado de ser explotados y se encuentran en un estado de
recuperación temporal.

Demanda de agua
dulce en la explotación de hidrocarburos de lutita en
Canadá y Estados Unidos

En un estudio publicado en febrero de 2014, ( Freyman,
et al. 2014) realizado por la organización CERES, una ONG
radicada en los Estado Unidos, la cual se especializa en atender
las zonas con problemas de disponibilidad de agua dulce en ese
país, con información de FracFocus.org, (entidad de
los EE.UU que recaba toda la información de la industria
de hidrocarburos que emplea fracturación hidráulica
de ese país así como de otras empresas de otros
países que voluntariamente proporcionan información
especializada relacionada) realizó el análisis
más amplio y profundo de las tendencias y
cuantificación de la demanda de agua dulce de 39,294 pozos
de hidrocarburos en 8 regiones y en 48 de los 50 estados de la
Unión Americana, los cuales fueron perforados en el
período que comprende de enero de 2011 a mayo de 2013,
así como de 1,341 pozos del oeste de Canadá, los
cuales fueron perforados en los períodos que van de
diciembre de 2011 a julio del 2013 para el caso de Columbia
Británica y de diciembre de 2012 a julio del 2013 para la
provincia de Alberta.

Con el análisis del volumen de agua que
demandaron los 40,635 pozos perforados con fracturación
hidráulica a la fecha señalada, tanto en EE.UU
(donde operan más de 500,000 pozos de gas/oil shale). como
en Canadá ( donde operan aproximadamente 4,000 pozos de
gas/oil shale), podemos asígnale alta credibilidad a las
conclusiones obtenidas entre las que podemos mencionar las
siguientes:

Durante el período analizado, los 39,294 pozos
perforados en los EE.UU. con fracturación
hidráulica, demandaron 97,000 millones de galones de agua
dulce (367,000 millones de litros) de los cuales, más de
la mitad de ese volumen se empleó en el Estado de Texas,
seguido por Pennsylvania, Oklahoma, Arkansas, Colorado y Dakota
del Norte;

Son más de 250 empresas perforadoras y de
servicios las que operan en los Estados Unidos, destacando por
los volúmenes de agua consumidos la empresa Chesapeake
(CHK) con más de 12,000 millones de galones, seguida por
OEG Resources, XTO Energy, entre otras. Llama la atención
la empresa Halliburton la cual proporcionó a sus clientes
casi 25,000 millones de galones de agua dulce;

Aproximadamente, la mitad de los pozos perforados con
fracturación hidráulica en EE.UU. en el año
de 2011 se localizan en zonas de alto y muy alto estrés
hídrico. Y, de éstas, el 55.0 % se localizan en
zonas donde simplemente no hay agua ó desérticas.
En los casos de los pozos perforados en Colorado y California, el
97 % y 96 % de los shale gas/oil se encuentran en zonas de
extremo estrés hídrico. En los Estados de Nuevo
México, Utah y Wyoming, la mayoría de los pozos de
shale gas/oil se localizan también en zonas de alta y muy
alto estrés hídrico. Y, en el caso del Estado de
Texas, en donde se presentan las más altas concentraciones
de pozos de shale gas/oil de todo Estados Unidos, el 52 % de la
totalidad de los pozos se localizan en zonas de profundo ó
extremo estrés hídrico.

La mayor parte de los pozos perforados con fractura
hidráulica en el período estudiado, se abastecieron
con agua dulce de acuíferos subterráneos, los
cuales están menos controlados y vigilados que los
depósitos o acuíferos superficiales. Sin embargo,
el 36 % de los 39,294 pozos analizados están situados en
zonas donde los acuíferos subterráneos ya se
encuentran en niveles de agotamiento total. Incluso, en algunas
zonas se han empezado a salinizar los terrenos superficiales por
el exceso de extracción de agua con extremadamente altas
concentraciones de carbonatos, sulfatos y metales
pesados.

Geolocalización de los hidrocarburos
no convencionales en México

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 No. 7 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 mil millones de pies cúbicos
( Bcf Americanos). 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 mil millones de pies cúbicos (Bcf Americanos). En
ésta última estimación se calcularon,
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 hirocarburos de origen en lutitas COMO SE MUESTRA
EN EL Cuadro No.2 (SENER, 2012).

Petróleos Mexicanos (PEMEX) inició los
trabajos exploratorios de gas-oil de esquisto a principios del
año 2010. Identificó 5 provincias geológicas
con potencial para producir hidrocarburos contenidos en luitas:
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 mil millones de pies
cúbicos de gas natural, de los cuales 681 mil millones son
de esquisto, cantidad similar a los que estima la Energy
Information Administration de Estados Unidos y los otros 2 mil
millones 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).

Figura 7. Localización
Geográfica de Formaciones de Esquisto en
México

Fuente: EIA-USA 2013

Cuadro No. 2

Mayores Reservas de
Petrolíferos de Esquisto en México

Fuente: EIA/ARI/ USA, Mayo 2013