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