AUTOR: PENILAY RAMÍREZ.
Por un lado, desde EU alertan por los peligros de la explotación del gas lutita en México. Pero por otro –de acuerdo a The Washington Post– los empresarios norteamericanos se frotan las manos esperando las leyes secundarias
Antes del 30 de abril, miércoles de la próxima semana, el Ejecutivo federal debe presentar una propuesta de legislación secundaria en materia energética.
Se discutirá, a decir del presidente de la Comisión de Energía del Senado, David Penchyna, probablemente en un periodo extraordinario de sesiones.
Del otro lado de la frontera con Estados Unidos, la prensa, los empresarios, las organizaciones ambientalistas e instituciones educativas también tienen puesto el ojo en México.
Los empresarios ven con agrado el curso que han tomado las negociaciones de las leyes secundarias durante los últimos dos meses.
Prevén una regulación “más laxa” que les permita aprovechar en su beneficio los millonarios recursos que tiene México por explotar, principalmente en aguas profundas, petróleo y gas en lutitas (shale).
La experiencia estadounidense registrada por organizaciones y grupos de investigación, sin embargo, tiene en rojo sus alertas sobre esta nueva ola de inversión, que llegaría a finales de este año.
Desde los mismos sitios donde México pretende emular sus experiencias de perforación hidráulica, en el caso del shale, alertan que las consecuencias ya son notorias. En particular las que se refieren al aumento de la actividad sísmica en las zonas donde se ha explotado el shale en territorio estadounidense.
El reportaje publicado por el diario The Washington Post el sábado 19 de abril confirma las sospechas:
“Los cambios radicales en las políticas energéticas mexicanas están abriendo el país a las empresas extranjeras y a las empresas de fracking estadounidenses”, se lee en el artículo.
Otras voces piden mirar exactamente hacia la experiencia estadounidense para comprender los riesgos de iniciar una explotación a gran escala de esos yacimientos en este lado de la frontera.
Seguros contra temblores
Los vendedores de seguros tienen desde hace pocos años un nuevo campo de negocio en los poblados de Oklahoma.
Las grandes compañías aseguradoras comienzan a mirar con aliento una nueva oportunidad, inesperada e incomprensible, que les representaría pronto buena parte de sus ingresos.
Desde el año pasado, las aseguradoras comenzaron a ofrecer a los habitantes que viven cerca del gran yacimiento de shale de Woodford, un seguro contra terremotos.
A los vendedores no les interesa mucho qué provoca esta nueva suerte repentina para vender seguros contra sismos.
Saben, por experiencia de los terremotos recientes en el área y la cantidad de casas que han sido afectadas. Están enterados también que los pueblos cercanos al yacimiento no fueron construidos para soportar movimientos de tierra.
¿Por qué están sucediendo ahora estos terremotos? En principio, los activistas y geólogos en Estados Unidos dijeron que se trataba de la presión en el interior de la tierra provocada por el fracking, la técnica de fractura hidráulica con la que se perforan los pozos de lutitas (shale).
Ahora saben que estos sismos son de menor magnitud. La nueva preocupación de la comunidad científica y de los activistas estadounidenses son los terremotos provocados por las aguas residuales del fracking, que se reinyectan en la tierra.
México no está ajeno a esta inyección letal debajo de su territorio. El propio Pemex reconoció, primero en 2012 y luego en marzo de este año, que existen “pozos letrina” donde se está inyectando el agua residual de los pozos exploratorios de shale.
Intentaron apaciguar los temores de quienes se interesan en el tema, con el argumento de que estos pozos están “perfectamente sellados”.
Pero la inyección de este residuo de letrina a dos mil metros bajo la superficie de la tierra comienza a mostrar ya sus consecuencias.
Los registros oficiales del Servicio Sismológico Nacional muestran que tan solo en Nuevo León pasaron de dos sismos en 2006 a 70 en 2013.
En los primeros dos meses y medio de este año ese organismo ha detectado 39 movimientos de tierra en ese estado. Antes, en tres años, entre 2009 y 2011, apenas fueron 14.
El aumento de los sismos coincide cronológicamente con la instalación de pozos para exploración de shale, los cuales usan una técnica que Pemex ha utilizado durante los últimos 40 años, solo que aumentada.
Mientras la fractura tradicional que hizo la paraestatal en los pozos constaba de una etapa por pozo, la exploración del shale requiere que se realice la misma estimulación al subsuelo en unas 15 veces por pozo.
Esta estimulación que Pemex conoce como “multietapas” es considerada por especialistas de Estados Unidos como el preámbulo de un aumento preocupante de la actividad sísmica, sobre todo si se realizara en Veracruz, donde hay antecedentes de movimientos naturales de tierra.
Pozos letrina
A mediados de 2010 Pemex inició la perforación del pozo Emergente-1 para explorar la presencia de gas shale. Fue abierto en Hidalgo, Coahuila. Obtuvo gas y condensado de petróleo.
Una solicitud de información que respondió la paraestatal a Reporte Indigo por medio del IFAI en noviembre de 2012, muestra que desde entonces se han inyectado residuos del material utilizado para el fracking en el subsuelo de la región.
La respuesta de Pemex indica que los líquidos que quedan como residual de la producción del pozo Emergente-1 se reciben y almacenan temporalmente en la estación de recolección Hidalgo-1 “para su posterior inyección en el pozo letrina Pandura 3 de la ERG Pandura 1 y actualmente se inyecta en el pozo Reynosa 12 de la ERG Reynosa 1”.
Esta respuesta indica que por lo menos existen dos pozos letrina asociados con cada pozo de shale abierto por Pemex.
Pemex no detalló la ubicación de estos pozos letrina ni de las estaciones de recolección, que pueden estar a varios kilómetros de distancia, de acuerdo con el historial de la paraestatal para otros tipos de pozos.
En esta misma solicitud de información –hasta ahora inédita en su parte referida a la información de los pozos letrina– Pemex contestó que el pozo Percutor-1 tenía una situación similar.
Percutor 1 fue abierto en Progreso, Coahuila, y produjo únicamente gas seco. La Comisión Nacional de Hidrocarburos lo catalogó como un productor comercial.
Pemex considera que “confirmó la continuación de la zona de Eagle Ford en la región de Sabinas”, de acuerdo con un informe a inversionistas de enero del año pasado.
Este pozo desechaba sus aguas residuales en el pozo letrina Pirineo 351, ubicado en la estación Pirineo 1, de acuerdo con la respuesta de Pemex.
La existencia de estos dos pozos letrina fue el primer indicio obtenido oficialmente por Reporte Indigo de que Pemex sí estaba inyectando los residuos de la exploración del shale en el subsuelo de la región de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas.
El segundo llegó el 10 de marzo, cuando el director general de la petrolera, Emilio Lozoya, compareció ante la Cámara de Diputados.
Como parte de las respuestas a los legisladores, indicó que sí existen pozos letrina en la exploración del shale.
Lozoya respondió por escrito que “un pozo convencional en México tiene usualmente una etapa, mientras que los pozos shale pueden tener de 10 a 15 etapas”.
Es decir, un pozo de shale requiere (y desecha) tres veces más agua que uno de fracturación hidráulica tradicional y el subsuelo es fracturado 15 veces más con esta técnica que la que Pemex ha usado durante las últimas cuatro décadas.
Para los especialistas que estudian la relación entre la inyección de aguas residuales de shale y los terremotos en EU, estos pozos letrina son el verdadero peligro.
Un reporte de enero de este año de la organización Earthworks, con sede en Washington, asienta que en EU se han vinculado científicamente terremotos importantes con la inyección de aguas residuales del fracking en Arkansas, Colorado, Ohio, Oklahoma y Texas.
“El mayor de ellos fue un terremoto de magnitud 5.7 en Praga, Oklahoma, el más grande en la historia del Estado. Destruyó 14 hogares”.
Lo que aún no saben los científicos es qué magnitud máxima pueden tener estos sismos, a qué distancia de un pozo perforado podrían producirse, por qué se dan terremotos en unos pozos y en otros no, ni cuánto tiempo se mantendrá el riesgo de sismos después de la inyección de aguas residuales.
Revelan inyección
Pemex respondió una solicitud de información hecha por Reporte Indigo. En ella la paraestatal da a conocer que sí se han inyectado residuos del material utilizado para el fracking en el subsuelo de la región.
Puertas abiertas para el shale
“Los cambios radicales en las políticas energéticas mexicanas están abriendo el país a las empresas extranjeras y a las empresas de fracking estadounidenses, pero el shale en México descansa debajo de algunos de los sitios más fuera de la ley en el país”.
Con esta afirmación inicia el reportaje publicado el sábado 19 por The Washington Post, fechado desde el pozo de shale Batial-1, en Tamaulipas.
El pozo fue perforado en junio del año pasado y el contrato para evaluar su potencial fue entregado por Pemex a la compañía Weatherford, con casa matriz en Suiza.
“Se cree que la formación de shale de Eagle Ford continúa cientos de millas hacia México, donde se le conoce como la Cuenca de Burgos”.
El contrato con esta empresa de servicios se firmó en octubre de 2012 y le garantizará un pago de 471.2 millones de pesos para realizar “trabajos de fracturamientos hidráulicos con sustentable y espuma” en la Cuenca de Burgos y otras zonas de la región Norte del país.
El reportaje de The Washington Post evalúa cuáles son los riesgos para los empresarios estadounidenses al explotar shale en México, especialmente por la violencia.
El diario apunta a que del lado mexicano sólo han sido perforados 25 pozos de shale, mientras en el EU ya van más de 5 mil 400.
“Un proyecto de ley de energía histórica aprobada por el Congreso de México en diciembre está dirigido a corregir esta disparidad”, publicó el rotativo.
Cifras alegres
El director de Pemex Exploración y Producción, Gustavo Hernández dijo al diario estadounidense: “creemos que los volúmenes que tenemos son enormes”.
En su presentación a inversionistas de abril de este año, Pemex afirmó que ya tenía identificados seis yacimientos potenciales de petróleo y gas shale.
Estarían ubicados en Chihuahua, Sabinas, Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz.
El diario afirmó en su artículo que el volumen de petróleo por explotar en los pozos de shale en México es de 60 mil millones de barriles.
Sin embargo, el dato no proviene de ningún reporte oficial de Pemex y no coincide con lo que publicó en junio del año pasado la Agencia de Información Energética de EU (EIA, por sus siglas en inglés).
La agencia colocó a México como la octava reserva mundial de petróleo shale, con 13 mil millones de barriles como recurso prospectivo.
Dos expertos consultados por Reporte Indigo afirmaron que estos recursos tienen menos de un 10 por ciento de posibilidad de ser efectivamente extraídos, ya que aún ni siquiera son clasificados como reservas.
En las estimaciones sobre el potencial de gas shale, la EIA ha corregido a la baja tres veces su estimación para México.
En junio de 2013 los calculó en 545 trillones de pies cúbicos (15 mil 433 millones de metros cúbicos). Las ubicó como las sextas más importantes del mundo.
De 2 a 88 sismos
En Nuevo León, el Servicio Sismológico Nacional registró una elevación de los sismos en 2012, cuando se contabilizaron 88 movimientos de tierra mientras el año anterior habían ocurrido sólo dos.
En julio de ese año se perforó el primer pozo de shale en el estado, el Arbolero 1, que resultó productor comercial de gas seco, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
La coincidencia de las fechas va hasta en los meses. Antes de la perforación del pozo, entre enero y julio de 2012, sólo se registraron cuatro sismos en el estado, mientras después de que se abrió aumentó la cifra en 84 eventos en apenas seis meses.
Durante 2013 se perforaron en Nuevo León los pozos para shale Kernel 1, en Melchor Ocampo, Durián-1, en Anáhuac, y el Tangram-1 en el municipio de China. Ninguno ha sido productor comercial de petróleo, sólo de gas seco.
De los meses en que fueron abiertos al corte realizado por el Servicio Sismológico Nacional el 18 de marzo de este año habían ocurrido en la zona 109 movimientos de tierra.
En 2013 también Pemex perforó los pozos de shale Chucla-1, en Hidalgo, Coahuila, Nuncio-1, en Burgos, Tamaulipas, y Gamma-1, en Guerrero, Coahuila. Todos son cercanos entre sí y se encuentran a pocos kilómetros de la frontera con Estados Unidos.
Otros cinco pozos permanecían aún en proceso de perforación en enero de este año: el Serbal-1, Batial-1, Céfiro-1, Mosquete-1 y Nerita-1.
Para los estudiosos de la organización ambientalista Shaky Ground, la distancia entre el pozo perforado y el lugar donde se produce el sismo aún es incierta.
Este organismo publicó el 13 de marzo un informe en California sobre el aumento del riesgo de terremotos.
Les preocupa la inyección de millones de galones de aguas residuales cerca de las fallas tectónicas activas que colindan con ciudades importantes, como Los Ángeles y Bakersfield.
El informe estimó que la extracción de petróleo en el yacimiento de shale de Monterey podría producir casi nueve mil galones de aguas residuales contaminadas.
El argumento que sostiene esta preocupación es que “la inyección de aguas residuales puede reducir la fricción natural de las fallas tectónicas y desencadenar terremotos”.
Los activistas en California acusan que las autoridades no han estudiado la relación entre la inyección de aguas residuales y el aumento de los terremotos en otras partes de EU, por lo que buscan que se prohíba la utilización de esa técnica en esa región estadounidense.
El informe encontró que actualmente 87 pozos de aguas residuales en California están dentro de una milla de distancia con una falla tectónica activa, 350 pozos están en un rango de cinco millas y 834 pozos se acercan a menos de 10 millas.
Pemex anunció en la comparecencia del 10 de marzo que no existían químicos asociados con la perforación del shale en México y se estaba fracturando solamente con agua y arena a presión.
La activista Claudia Campero, representante en México de las organizaciones Blue Planet Project y Food and Water Watch, considera que ello no es posible y que es indispensable la presencia de los químicos para poder fracturar la roca de lutitas.
Pozos de shale perforados por Pemex en 2013
> Chucla-1
Productor comercial
Gas y petróleo
Hidalgo, Coahuila
En actividad desde 30 de marzo de 2013
> Durián-1
Productor comercial
Gas seco
Anáhuac, Nuevo León
En actividad desde 5 de julio de 2013
> Nuncio-1
Productor comercial
Gas seco
Burgos, Tamaulipas
En actividad desde 23 de noviembre de 2013
> Gamma-1
Productor no comercial
Gas y petróleo
Guerrero, Coahuila
En actividad desde 22 de diciembre de 2013
> Serbal-1
Aún en perforación
> Tangram-1
Productor comercial
Gas seco
China, Nuevo León
En actividad desde 31 de diciembre de 2013
> Kernel-1
Productor comercial
Gas seco
Melchor Ocampo, Nuevo León
En actividad desde 31 de diciembre de 2013
> Batial-1
En perforación
> Céfiro-1
En perforación
> Mosquete-1
En perforación
> Nerita-1
En perforación
Fuente: Reporte enero 2014 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
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