201702.28
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Trascendencia de la Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de hidrocarburos contenidos en Lutitas publicada por la SEMARNAT. Mtro. Omar Adolfo López Castañeda


Trascendencia de la Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de hidrocarburos contenidos en Lutitas publicada por la SEMARNAT.

Mtro. Omar Adolfo López Castañeda[1]


SUMARIO: Introducción I. Trascendencia de la publicación ‘Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos contenidos en Lutitas’ II. Experiencias en la cuenca de Eagle Ford (Texas). Conclusión.

Introducción

La técnica de fracking para extraer ‘gas shale’ (roca denominada esquisto o lutita) es una técnica desarrollada en Estados Unidos de Norteamérica a mediados del siglo XX, con el propósito de mejorar el caudal de los pozos de muy baja productividad.

Dicha técnica requiere del uso masivo de fluidos de fracturamiento siendo los más comunes los fluidos en base de agua, base de aceite, las emulsiones y los sistemas espumados.

A nivel mundial, el agua es comúnmente utilizada como el componente principal del fluido de fracturamiento, por su bajo costo, fácil manejo y excelentes propiedades.

Como punto de partida, se abordan algunos temas de interés respecto de la reciente publicación de la Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos contenidos en Lutitas publicada por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales. Se advierten de los potenciales riesgos ambientales e implicaciones respecto al uso del agua como fluido de fracturamiento de roca para la extracción del ‘gas shale’.

Finalmente, se advierten algunas experiencias respecto del aprovechamiento del recurso hidráulico en la zona geológica de Eagle Ford en Texas, Estados Unidos de América.

  1. Trascendencia de la publicación Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos contenidos en Lutitas

El pasado mes de marzo de 2015, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de su Dirección General de Energía y Actividades Extractivas, publicó la primera edición de la Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos contenidos en Lutitas (en adelante, ‘la Guía’).

Figura 1. Portada de la Guía

Curiosamente, la publicación de este documento se produjo justo antes de que la nueva Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, también conocida como Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (en lo sucesivo ‘ASEA’), asumiera plenamente sus competencias. En la Guía se sistematizan obligaciones ambientales establecidas en leyes, reglamentos y normas oficiales mexicanas relacionadas, y se emiten recomendaciones como resultado del análisis y discusión de un grupo de trabajo conformado por especialistas de diferentes ámbitos en los sectores de la energía y el medio ambiente.

Como es sabido, en la etapa de perforación para la exploración y extracción de hidrocarburos asociados a lutitas, se llevan a cabo tres actividades fundamentales: la perforación vertical, la perforación horizontal y la fracturación hidráulica (fracking). Si bien esta técnica aún se encuentra en perfeccionamiento, hace poco menos de una década tuvo sus avances más considerables, dando lugar a una auténtica revolución en la producción de hidrocarburos, fundamentalmente en los Estados Unidos. Los desarrollos actuales se centran en la consecución de pozos mucho más largos en su sección horizontal (de secciones originalmente de 100 metros de longitud a más de 4 kilómetros), lo cual permite maximizar la eficiencia en la producción de aceite y gas natural.

Figura 2. Fracturación hidráulica y perforación horizontal

El agua es comúnmente utilizada como el componente principal del fluido para la fracturación de la roca, por su bajo costo, fácil manejo y excelentes propiedades. A manera de ejemplo, la perforación de un solo pozo utilizando las técnicas anteriormente descritas puede demandar la utilización masiva de entre 9 y 29 millones de litros (29 mil metros cúbicos) de agua, en función de la profundidad, extensión y permeabilidad del yacimiento. Por ello, como parte de los estudios básicos de sus proyectos, los operadores petroleros en México deberán definir la fuente que suministrará el agua, consultando la disponibilidad del recurso en las cuencas o acuíferos, determinada y publicada por la Comisión Nacional del Agua (en lo sucesivo ‘CONAGUA’). En caso de que la disponibilidad sea nula o insuficiente, los operadores podrán optar por la adquisición de derechos, el uso de agua residual o la importación de agua desde cuencas o acuíferos circunvecinos.

Figura 3. Composición del fluido de fracturación

Entre otras zonas de México, en la región noreste, la cual comprende los estados de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas, se han identificado importantes reservas de aceite y gas contenidos en lutitas, que suelen encontrarse en el subsuelo a profundidades de entre mil y cinco mil metros. De acuerdo al Sistema Nacional de Información del Agua (SINA), la cuenca hidrológica del Río Bravo, que comprende dichos estados, es de las cuencas con menor disponibilidad del recurso hídrico. En esta región hidrológico-administrativa se tienen identificados 102 acuíferos, de los cuales 18 se identifican como sobreexplotados y 8 se encuentran bajo el fenómeno de salinización de suelos y aguas subterráneas salobres. Y es que en esta zona del país el clima es predominantemente seco, con una temperatura media de 20º C, y la precipitación pluvial es escasa e irregular, registrándose una media anual de 480 mm. (38% menor que la precipitación media anual nacional).

Figura 4. Prospección de recursos de ‘gas shale’ en México

La SEMARNAT señala en la Guía que para determinar la existencia de acuíferos no identificados por la CONAGUA, los operadores petroleros pueden realizar exploración geofísica 3D, realizar registros geofísicos de pozos y caracterizar el subsuelo desde la superficie hasta la profundidad total de la perforación, para conocer la estratigrafía, la litología y la estructura geológica. La exploración geofísica permitirá definir el grado de fracturación natural de las formaciones comprendidas entre los estratos de lutita y los acuíferos. A fin de evitar controversias con la autoridad, la SEMARNAT recomienda proporcionar los resultados de la exploración geofísica a la CONAGUA para identificar los acuíferos y los posibles riesgos de afectación o, en su caso, la posibilidad de explotación de los mismos para la actividad. Inclusive, en el documento se recomienda que los operadores petroleros soliciten a la CONAGUA que los datos obtenidos en la exploración y en la perforación exploratoria sean interpretados conjuntamente por personal especializado del proyecto y de la CONAGUA.

La SEMARNAT indica a los operadores petroleros que lleven a cabo actividades precautorias para definir el estado base de los aspectos hídricos, entre otras: (i) levantar el censo de los pozos, describiendo sus características constructivas y régimen de operación, así como los cuerpos y corrientes de agua existentes en la zona, recabando datos conforme lo determine la CONAGUA; (ii) determinar, mediante ensayos de laboratorio, las características físico-químicas del agua, y (iii) construir e instrumentar pozos de monitoreo de agua con las características que fije la CONAGUA.

En caso de que los resultados del programa de exploración de los operadores petroleros revelen la existencia de acuíferos, deberán caracterizar la calidad del agua dentro de la profundidad total programada. La CONAGUA definirá si se trata de fuentes de agua apta para otros usos o si puede ser captada para alimentar a los pozos de extracción de hidrocarburos contenidos en lutitas.

Para la etapa de fracturación del pozo, una vez obtenida la autorización en materia ambiental y, en su caso, el cambio de uso de suelo forestal, y habiéndose comprobado la disponibilidad del agua, los operadores petroleros deberán solicitar a la CONAGUA las concesiones sobre los volúmenes de agua subterránea o superficial requeridos para la fracturación y demás usos inherentes a la extracción de hidrocarburos, así como los permisos para la construcción de infraestructura hidráulica como los pozos necesarios para suministrar el agua.

La SEMARNAT recomienda que el agua residual de la fracturación no se descargue en cuerpos receptores, aun cuando haya sido tratada. La disposición que se le dé tendrá que ser la reutilización para la estimulación de pozos de extracción o, en su caso, el depósito en pozos de inyección o en formaciones geológicamente estables, de acuerdo a la normatividad aplicable. La autoridad recomienda que el 90% del fluido de retorno se recicle en el proceso y se reutilice para fracturación.

Asimismo, la SEMARNAT señala, en el documento, que es conveniente que los operadores mantengan un monitoreo de los pozos de inyección, así como de la calidad del agua de los acuíferos circundantes, cada año y hasta por un periodo de 10 años posterior al cierre y abandono del proyecto. Y no se debe ignorar que la fracturación hidráulica presenta riesgos adicionales advertidos por los científicos, por ejemplo, en materia de venteo de metano e impactos diversos a las comunidades vecinas.

  1. Experiencias en la cuenca de Eagle Ford (Texas)

La extensión geológica de la cuenca de Eagle Ford hacia México, en particular en su zona de influencia en la zona noreste que comprende los estados de Nuevo León, Coahuila y Tamaulipas, permite abrir un amplio abanico de posibilidades técnico-jurídicas para desarrollar campos de extracción en esta zona del país. Además de lo anterior, la innegable experiencia de los operadores petroleros que contribuyeron con el shale boom en la cuenca de Eagle Ford abre la posibilidad de que inviertan en campos no convencionales para la extracción de hidrocarburos provenientes de lutitas. Sin embargo, como lo señala Alejandra Bueno:

Las compañías estadounidenses productoras de hidrocarburos en campos no convencionales cuentan con sofisticadas tecnologías propias, prácticas de negocios y regulaciones muy diferentes a las que existen en la industria extractiva convencional. Es precisamente en el estado de Texas donde se ha logrado la más alta producción de hidrocarburos proveniente de estos campos, y donde la industria respectiva ha ido desarrollándose y adaptándose. Las propias empresas son las primeras en reconocer el clima regulatorio favorable que existe en Texas, en contraste con otros estados. La industria da cuenta de que este factor es crítico para determinar sus áreas de operación a futuro, tan importante como la riqueza y la viabilidad geológica del subsuelo. Texas tiene décadas regulando la extracción de petróleo y gas y recientemente ha ido creando regulaciones específicas aplicables a la extracción de hidrocarburos provenientes de campos de lutitas, las cuales se encuentran en constante movimiento, tal como el avance tecnológico impulsado por las propias empresas. El shale boom se ha desarrollado con la colaboración estrecha de industria y reguladores, quienes comprenden la operación y las condiciones que requiere el proceso. Además la academia ha participado activamente con un papel neutral, validando y en ocasiones manifestando preocupación por ciertos procesos o sus consecuencias, obligando a la industria a mejorarlos y replantearlos.

Por su parte, México cuenta sin duda con recursos atractivos en sus yacimientos, que lo sitúan entre el cuarto y el sexto lugar en el mundo en términos de reservas de petróleo y gas de lutitas.[2]

Sin embargo, la participación activa de los órganos reguladores, en Texas, ha propiciado que los operadores petroleros actúen conforme a las normas, especificaciones técnicas y regulaciones acordadas por los diferentes actores de la industria. Las diferencias entre los sistemas jurídicos de ambos países, representa un reto adicional a los técnicamente identificados tales como (i) una base de datos confiable en materia de geología y formaciones rocosas, (ii) disponibilidad del agua como recurso hídrico para las operaciones extractivas. A manera de ejemplo, se destaca la observación de Alejandra Bueno respecto de dichas diferencias:

[E]s la enorme diferencia jurídica entre Estados Unidos y México donde, en el primero, los particulares son por lo general los dueños de los derechos minerales y de superficie, mientras que en México siempre se tendrá que tratar al menos con dos actores: el Estado mexicano respecto a los derechos minerales, y los dueños de las superficies. Esta diferencia impacta la operación en gran medida. En Estados Unidos el proceso inicia comprobando con el regulador (en el caso de Texas, la Railroad Commission) que existe un contrato válido para operar, también conocido como el lease, entre el dueño de los derechos minerales y el operador. Es entonces cuando se otorgan los permisos correspondientes e inicia la perforación y fracturación, lo que hoy en día puede tener una duración menor a los 55 días (es importante notar que un permiso será requerido por cada pozo a perforar). En México, sabemos que el proceso inicia con la licitación de el o los bloques y la subsecuente firma del CEE, que implicará a su vez la aprobación por la CNH del programa mínimo de trabajo y del plan de desarrollo; y posteriormente sigue la negociación para la ocupación superficial que requiera la operación. Dado que la actividad extractiva tendrá prioridad por ser de utilidad pública, los operadores terminarán trabajando en los bloques asignados mediante la celebración de un contrato con los dueños de los derechos de superficie o, en caso de no llegar a un acuerdo entre las partes, mediante resolución judicial o administrativa. Aun si no se presentaran complicaciones en la ocupación de las superficies, sin duda estas diferencias implicarán al menos una buena dosis de adaptación de las prácticas a las que está acostumbrada la industria en los Estados Unidos.

Conclusión

Indudablemente la experiencia de los Estados Unidos será clave para adoptar las mejores prácticas en la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, de manera que México aproveche sus enormes recursos de manera sustentable.

Es trascendental el papel de la ASEA como agencia especializada para llevar a cabo la regulación de las labores extractivas de hidrocarburos no convencionales provenientes de campos de lutitas. Asimismo, la CONAGUA será un actor importante en el desarrollo de dichas prácticas extractivas, ya que como se ha mencionado, el agua es el recurso más importante como fluido de extracción del gas proveniente de la roca lutita.

Otras dependencias tendrán, sin duda, igual importancia y destacada participación de dichas labores extractivas. Se mencionan, de manera enunciativa, a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la Secretaría de Energía (SENER), la Secretaría de Desarrollo Agrario, Territorial y Urbano (SEDATU), así como las autoridades ambientales en los niveles jurisdiccionales municipal, estatal y federal.

El probable escenario de una competencia por el agua entre –por ejemplo– ejidatarios o comuneros con los operadores petroleros será una controversia en la que, sin duda, la SEDATU y las autoridades agrarias actuarán como mediador para la resolución de dichos problemas. La experiencia en la extracción de minerales en varias partes del país podría ser un antecedente para la resolución de dichas controversias.

[1] Licenciado en Ciencias Jurídicas y Maestro en Derecho de Amparo por la Universidad del Norte y la Universidad Autónoma de Nuevo León; desde el año 2005 se desempeña como Abogado Asociado en Cacheaux, Cavazos & Newton.

[2] Bueno, Alejandra. “Los Retos de la Inclusión de Recursos no Convencionales en la Ronda Uno”. En: Mexican Energy Law, no. 5, Abril 2016, Cacheaux, Cavazos & Newton.

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