FEDERACIÓN DE COLEGIOS DE VALUADORES, A.C.

LIII CONGRESO NACIONAL DE VALUACIÓN

“Valuador Independiente”

Con el lema:

“Independencia del Valuador Profesional.”

Ponencia:

Valoración del impacto ambiental, del “Fracking”,

¿compromiso ético y profesional para la valuación en México?

Por:

Netzahualcoyotl Flores Lázaro

Colegio e Instituto Mexicano de Valuación de Michoacán, A. C.

José Ma. Iglesias No. 207, Col. Chapultepec, Sur, C. P. 59680

Morelia, Michoacán, México, Tel.: 01 351 5156445

netzafl@gmail.com

Tampico Tamaulipas. abril de 2017

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Netzahualcoyotl Flores Lázaro Colegio e Instituto Mexicano de Valuación de Michoacán, A. C.

José Ma. Iglesias No. 207, Col. Chapultepec, Sur, C. P. 59680

Morelia, Michoacán, México, Tel.: 01 351 5156445

netzafl@gmail.com

RESUMEN

Una de las principales motivaciones de la transición energética en los países ha sido la

diversificación de la matriz energética a partir de un mayor uso de las energías renovables y

una menor utilización de los derivados del petróleo. México ha aumentado sus esfuerzos

para impulsar el aprovechamiento de fuentes de energías renovables y tecnologías no

convencionales.

Con las reformas realizadas en agosto de 2014, cambiaron radicalmente el marco en el cual

se desarrollarán las actividades de las industrias energéticas al quedar abiertas en su

totalidad a la entrada de nuevos actores. Los que ya se encuentran en ellas, como Petróleos

Mexicanos (Pemex) y Comisión Federal de Electricidad (CFE), en teoría han empezado a

adaptarse a un entorno competitivo y a las nuevas reglas que se derivan de los cambios

estructurales realizados en diciembre 2013 y de las leyes secundarias que los enmarcan a la

actividad de los actores energéticos. Los resultados no se han visto de manera inmediata: la

implementación de las reformas es un proceso largo con incertidumbre y numerosos

riesgos. En esta ponencia se tomará en cuenta el nuevo marco regulatorio y sus

implicaciones, ambientales, económicas y sociales, sin menoscabo de que sobre todo ello se

abrió también, un proceso largo de estudio, de investigación y de aprendizaje, para

científicos y académicos de instituciones públicas y privadas, y no menos importante un

área de oportunidad, para los valuadores y valuadoras de México.

Entre una enorme gama de cambios en materia energética una de las implementaciones

hechas por el gobierno federal de México, es la aplicación del método no convencional para

explorar hidrocarburos, denominada “Fracking” (fractura hidráulica), esto se sustenta en

que la nueva industria podría hacer una aportación significativa para cubrir las necesidades

de México a largo plazo; por su novedad, la evaluación completa de estos desarrollos

confronta dificultades metodológicas, estadísticas y de conocimiento científico,

3

tecnológico, social y económico. Las regiones de los Estados Unidos y Canadá con

yacimientos de shale gas comprobados son muchas. Sin embargo, dado lo novedoso de su

explotación, no existe historial suficientemente largo para sacar conclusiones sobre

procesos de exploración, picos y declives de producción y técnicas de recuperación de los

recursos.

Las analogías y extrapolaciones de las experiencias varían entre plays o conglomerados de

yacimientos. Las dudas crecen ante la discordancia entre la creciente producción de gas y

precios de mercado inferiores a los costos. También se escuchan advertencias sobre los

potenciales efectos nocivos de su explotación en el medio ambiente y comunidades

aledañas. Hay dudas sobre los posibles efectos de la técnica de “fracturamiento hidráulico”

(fracking) y los disolventes químicos empleados en mantos freáticos y agua potable.

CONCLUSIONES

Es inaplazable seguir profundizando en el conocimiento de la situación de los yacimientos

no convencionales y en la evaluación de sus riesgos (conocidos, potenciales o hipotéticos)

promoviendo estudios rigurosos que permitan adaptar, en su caso, la normativa ambiental

aplicable a las explotaciones que utilizan fractura hidráulica. En especial, habría que hacer

un esfuerzo por homogeneizar la terminología jurídica a nivel comunitario y valorar la

conveniencia de regular requisitos distintos para los títulos mineros en función de la técnica

de extracción, convencional o no. Hasta ahora resulta muy difícil identificar las operaciones

mineras que implican el uso de la fractura hidráulica, como se ha visto en los casos otras

latitudes.

A la vista de estas lagunas e insuficiencias, se considera que sería adecuado, aplicar el

principio de precaución, en tanto no desarrollemos investigación en las exploraciones no

convencionales que vayan a utilizar fractura hidráulica, al menos hasta que se adopte una

posición común sobre la adaptación del marco normativo aplicable y los riesgos de esta

técnica. Que no es del conocimiento común de los técnicos petroleros mexicanos ni de los

valuadores nacionales.

4

CONTENIDO

I. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………… 6

II. OBJETIVOS………………………………………………………………… 7

III. ANTECEDENTES………………………………………………………….. 7

IV. TECNOLOGÍAS ACTUALES DE EXTRACCIÓN DEL GAS SHALE….. 11

V. IMPACTO AMBIENTAL DEL FRACKING………………………………. 15

VI. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA EL DESARROLLO DE TÉCNICAS

DE VALUACIÓN EN MÉXICO…………………………………………………

21

VII. CONCLUSIONES……………………………………………………………. 21

VIII. BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………… 22

5

Semblanza Curricular

Estudios

1983 Ingeniero Agrónomo, Facultad de Agrobiología “Presidente Juárez” Universidad Michoacana

de San Nicolás de Hidalgo. 2001 Maestro en Valuación, UNIVA, Campus GDL. 2004, Pasante de

Doctorado en Geografía, del IG y FFL de la UNAM

Trabajo profesional

Desde 1992 a la fecha Valuador Profesional independiente de Instituciones Públicas y privadas,

Evaluador de Impacto Ambiental en el ámbito Estatal y Federal. Socio-Director de la Empresa

CODET, S. C. Consultoría en: Economía, Geografía y Medio Ambiente.

Docencia

2014 Profesor Investigador del posgrado en Valuación de bienes de la Facultad de Ingeniería, de la

UAQ. Titular de las materias: Val. Agropecuaria, EIA y Valuación Ambiental. 2007. Profesor de

las asignaturas: Val. Agropecuaria y Val. Ambiental la UNIVA, Campus León, Gto. y Zamora.

Mch.

Actividad gremial

2005-2008 Presidente fundador del INVAFMICH, A. C. 2011-2013 Presidente del Consejo

Directivo del Colegio e Instituto Mexicano de Valuación de Michoacán, A. C. de la FECOVAL.

Conferencista

Ha participado desde el 1995 como ponente, panelista y conferencista nacional e internacional en

los principales foros de valuación del país FECOVAL, INVAF y de la UPAV

Reconocimientos

2014 2do Lugar Cuernavaca, 2013 2do Lugar Veracruz, 2009 3er, Lugar, en Cancún, a la mejor

ponencia en congresos de Valuación de la FECOVAL. 2010 Reconocimiento FECOVAL “Agustín

Martínez Torres”, en León, Gto. 2012, 1er lugar al mejor trabajo terminal en Posgrado en

Valuación. Congreso Nacional y Panamericano, Monterrey, N. L. 2011-17, miembro del Consejo

Técnico de la FECOVAL.

Investigación en curso

2016-2017 Riesgo y vulnerabilidad económica en tierras de alta productividad, Valle de Zamora

Michoacán, México. UAQ-UMSNH.

2016-2017 Valuación del impacto ambiental por cambio de uso del suelo, caso cerro de Patamban,

Tangancícuaro, Michoacán”. UAQ-UMSNH.

Investigación terminada

2016. El análisis cualitativo aplicado en la investigación de mercado, en valuación inmobiliaria.

Posgrado en Valuación de Bienes, UAQ. 2014. Análisis de los determinantes de las asimetrías

productivas y organizacionales en el subsector agrícola de las regiones Norte y Sur-Sureste de

México. SAGARPA-UAZ, Colaborador externo. 2013. Valoración Económica de los Bienes y

Servicios Ambientales que proporciona el Golfo de México. INEEC- SEMARNAT y La UAZ.

Colaborador externo. 2012. Identificación de Servicios Ecosistémicos en la Subcuenca del Rio

Turbio, Gto. COLMICH-CIATEC. CONACYT.

Publicaciones en revistas arbitradas nacionales e internacionales

2017. Valoración del agua de riego agrícola en el Valle de Zamora, Michoacán, México.

Netzahualcoyotl Flores Lázaro. Américo Saldívar Valdez, Víctor Manuel Hernández Madrigal,

Oscar Pérez Veyna. INIFAP. Revista Mexicana de Ciencias Agropecuarias. Vol. 8 Núm. 4, 2017

6

2015. Impacto económico producido por subsidencia diferencial en zonas urbanas. Caso de Estudio

Morelia, Mich. Víctor Manuel Hernández Madrigal, Netzahualcoyotl Flores-Lázaro, Cecilia Irene

Villaseñor Reyes y Jesús Arturo Muñiz-Jáuregui. Revista. Ciencia Nicolaita, No. 65.

2014. Depreciation factor equation to evaluate the economic losses from ground failure due to

subsidence related to groundwater withdrawal. Víctor Manuel Hernández-Madrigal, Jesús Arturo

Muñiz-Jáuregui, Víctor Hugo Garduño-Monroy, Netzahualcoyotl Flores-Lázaro, Sócrates

Figueroa-Miranda - Journal; Natural Science Vol. 6 No. 2. 108-113.

I. INTRODUCCIÓN

Una de las principales motivaciones de la transición energética en los países ha sido la

diversificación de la matriz energética a partir de un mayor uso de las energías renovables y

una menor utilización de los derivados del petróleo. México ha aumentado sus esfuerzos

para impulsar el aprovechamiento de fuentes de energías renovables y tecnologías no

convencionales.

Con las reformas realizadas en agosto de 2014, cambiaron radicalmente el marco en el cual

se desarrollarán las actividades de las industrias energéticas al quedar abiertas en su

totalidad a la entrada de nuevos actores. Los que ya se encuentran en ellas, como Petróleos

Mexicanos (Pemex) y Comisión Federal de Electricidad (CFE), en teoría han empezado a

adaptarse a un entorno competitivo y a las nuevas reglas que se derivan de los cambios

estructurales realizados en diciembre 2013 y de las leyes secundarias que los enmarcan a la

actividad de los actores energéticos. Los resultados no se han visto de manera inmediata: la

implementación de las reformas es un proceso largo con incertidumbre y numerosos

riesgos. En esta ponencia se tomará en cuenta el nuevo marco regulatorio y sus

implicaciones, ambientales, económicas y sociales, sin menoscabo de que sobre todo ello se

abrió también, un proceso largo de estudio, de investigación y de aprendizaje, para

científicos y académicos de instituciones públicas y privadas, y no menos importante un

área de oportunidad, para los valuadores y valuadoras de México.

Entre una enorme gama de cambios en materia energética una de las implementaciones

hechas por el gobierno federal de México, es la aplicación del método no convencional para

explorar hidrocarburos, denominada “Fracking” (fractura hidráulica), esto se sustenta en

que la nueva industria podría hacer una aportación significativa para cubrir las necesidades

de México a largo plazo; por su novedad, la evaluación completa de estos desarrollos

7

confronta dificultades metodológicas, estadísticas y de conocimiento científico,

tecnológico, social y económico. Las regiones de los Estados Unidos y Canadá con

yacimientos de shale gas comprobados son muchas. Sin embargo, dado lo novedoso de su

explotación, no existe historial suficientemente largo para sacar conclusiones sobre

procesos de exploración, picos y declives de producción y técnicas de recuperación de los

recursos.

Por lo anterior, es necesario dimensionar y tomar las medidas para mitigar los impactos

ambientales derivados de su producción con técnicas de la extracción no convencionales.

Es importante que desde diferentes perspectivas se profundice la información y las

propuestas y, sobre todo, que se contribuya a un debate fundamentado.

Por lo anterior, se plantearon los siguientes:

II. OBJETIVOS

2.1 OBJETIVO GENERAL

Identificar los impactos ambientales que se generan con la extracción del gas shale.

2.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

Contribuir al debate sobre la situación actual y las perspectivas de explotación del

gas shale y su utilización como un energético en México.

Poner en contexto la responsabilidad ética y profesional de los valuadores mexicanos

III. ANTECEDENTES

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En 2011, México fue el séptimo productor de aceite en el mundo, sin embargo, la

producción ha empezado a declinar. Con respecto al gas natural, México importa cerca del

20%, sin embargo, se espera que esta cifra se eleve en un mediano plazo, así como el precio

del gas.

De acuerdo con el presidente de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), las

importaciones de gas natural mexicano podrían subir cinco veces a 3.500 millones de pies

cúbicos diarios (Mpc/d) para el 2013, superior a los 500-700Mpc/d de la actualidad.

PEMEX normalmente importa cerca del 20% de la demanda interna desde EU El costo

total para Pemex fue de US$1.080mn en los primeros nueve meses del 2005.

PEMEX, debe aumentar las inversiones en exploración y producción de gas natural el

próximo año para reducir la dependencia de las costosas importaciones de gas

estadounidense.

Aunque es poco probable que EU corte totalmente el suministro de gas natural a México en

caso de emergencia, podría reducir los volúmenes de exportación de gas natural o elevar los

precios, como sucedió tras los huracanes Katrina y Rita en el golfo de México.

De acuerdo con el boletín número 26 de PEMEX del 23 de Marzo de 2011, Petróleos

Mexicanos obtuvo en febrero la primera producción de gas shale con el pozo Emergente 1,

ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila, al noreste del país. Dicho pozo se encuentra

en terminación y alineado a producción a través del sitio de recolección Hidalgo 1, con una

extracción de 2.9 millones de pies cúbicos al día (MMpcd).

El objetivo es evaluar y explotar la formación Eagle Ford en México. De este modo, Pemex

Exploración y Producción (PEP) lleva a cabo la primera etapa de evaluación del potencial

de lutitas gasíferas (gas shale), enfocando la estrategia inicial al área de Sabinas-Burro

Picachos, por su grado de conocimiento e información disponible. 194 La prueba

tecnológica desarrollada por PEP resultó exitosa, por lo que se aplicará en otros

yacimientos del área, a fin de evaluar el potencial existente, similar a la explotación de gas

9

shale en el Sur de Texas, el cual maneja una producción actual de 300 millones de pies

cúbicos de gas al día, así como 40 mil barriles de crudo aproximadamente.

Asimismo, PEMEX tiene considerado perforar diez pozos evaluatorios, en áreas propensas

a contener tanto crudo como gas y condensado. Al mismo tiempo, se llevará a cabo un

programa de reparaciones mayores a pozos existentes en la formación Eagle Ford, y se

analizarán otras unidades potenciales como las formaciones La Peña y Glen rose en el área

de Piedras Negras, Coahuila.

La caracterización obtenida de las áreas prospectivas indica que podrían existir condiciones

favorables en cinco provincias geológicas: Sabinas Burro Picachos, donde se perforó el

pozo Emergente 1; Chihuahua, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, en donde los

estudios exploratorios han identificado lutitas gasíferas potenciales. En función de los

resultados, estas actividades permitirán contar con los elementos necesarios para efectuar la

planeación de infraestructura para la explotación masiva.

PEMEX estima que los recursos de shale gas se hallan entre 150 a 459 MMMMCF de gas,

lo cual representa entre el 2.5 y 7 veces las reservas 3P actuales de gas en el país. De

acuerdo con la EIA los recursos de shale gas de México pueden alcanzar los 681

MMMMCF de gas, lo cual posicionaría la reserva de gas del país como la cuarta más

grande del mundo. Actualmente está en proceso la construcción y terminación de tres pozos

adicionales. En México, Pemex ha identificado cinco provincias geológicas potenciales de

shale gas: Chihuahua, Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. A

partir de estos estudios, Pemex ha estimado de manera preliminar, un potencial de entre 150

y 459 billones de pies cúbicos.

El escenario Inercial considera una inversión casi constante, con un crecimiento de tan solo

1.4 por ciento anual en el periodo 2012-2026, mientras que el escenario ENE requiere que

la inversión crezca 4 por ciento anual en promedio en el mismo periodo. En 2011, Pemex

perforó con éxito el pozo Emergente 1, ubicado en el Municipio de Hidalgo, Coahuila, con

lo que se pudo comprobar que dicho yacimiento es continuidad del play Eagle Ford,

identificado en Estados Unidos. Adicionalmente, Pemex tiene cuatro pozos en perforación

y terminación que son: Montañés-1, Nómada-1 Percutor-1 y Hábano. Estos nuevos pozos

están programados para el 2012 en las provincias de Picachos, Sabinas y Burgos, en el

10

Estado de Coahuila. Además, Pemex Exploración y Producción (PEP) realiza estudios para

perforar pozos en las provincias de Tampico-Misantla, Tamaulipas, y en Agua Nueva y

Pimienta, Tamaulipas.

Fig. 1. Localización de las principales reservas de shale gas en México

¿Qué es el gas Shale?

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado gaseoso,

en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. Se compone principalmente

de gas metano en 95%, con cantidades variables de etano, propano, butano y otros gases. Es

ampliamente utilizado a nivel mundial en los sectores eléctrico, petrolero, industrial,

residencial, servicios y transporte. La producción y exploración de gas se clasifica en

yacimientos convencionales y no convencionales.

El petróleo y el gas no convencionales se encuentran en forma de gotas atrapadas en una

formación impermeable de rocas de lutitas o esquisto, por eso se llama “petróleo de lutitas”

o “gas de lutitas” o de esquistos (Ferrari 2014), no se pueden extraer sin el empleo de una

tecnología especial, distinta de las técnicas clásicas utilizadas durante el auge de los

hidrocarburos en el siglo XX. Según la definición del Instituto Geológico y Minero de

11

España (IGME), el hidrocarburo no convencional “no puede ser producido con rentabilidad

a menos que el yacimiento sea estimulado por fractura hidráulica masiva o recurriendo a la

perforación de multilaterales desde un pozo principal”.

El término hidrocarburo no convencional es poco afortunado, ya que “no convencional” no

es un rasgo intrínseco del recurso (tanto el gas como el petróleo obtenidos son,

composicional y genéticamente, exactamente iguales), sino de las características geológicas

del yacimiento donde se ubica, de las condiciones en las que están atrapados en la roca

madre y de la técnica empleada para su extracción. Como se señaló, la explotación de un

yacimiento no convencional exige la estimulación de la roca madre donde se encuentra

atrapado el recurso, y para eso se utiliza una técnica de estimulación conocida como

fractura hidráulica (del inglés hydraulic fracturing o fracking) que dicho de una forma

simplista consiste en inyectar a muy alta presión millones de litros de agua mezclados con

productos químicos y arena en los yacimientos del subsuelo, a unas profundidades en torno

a los dos kilómetros, para conseguir que la roca se rompa y libere el recurso a través de una

serie de pozos (cientos de ellos) excavados en la superficie.

Figura 2.-Provincias petroleras

IV. TECNOLOGÍAS ACTUALES DE EXTRACCIÓN DEL GAS SHALE

12

La fracturación hidráulica no es nuevo. La primera aplicación comercial de la fracturación

hidráulica como una tecnología de tratamiento bien diseñado para estimular la producción

de petróleo o gas probablemente ocurrió ya sea en el campo Hugoton de Kansas en 1946 o

cerca de Duncan Oklahoma en 1949. En los siguientes sesenta años más, el uso de

hidráulica fracturación se ha convertido en una tecnología de rutina que se utiliza con

frecuencia en la realización de pozos de gas, en particular los que participan en lo que se

llama “la producción no convencional”, tales como la producción de los llamados depósitos

de esquisto “apretada”. El proceso se ha utilizado en más de 1 millón de pozos productores.

A medida que la tecnología sigue desarrollándose y mejorando, ahora los operadores se

fracturan hasta 35.000 pozos de todo tipo (vertical y horizontal, petróleo y gas natural) cada

año. La fracturación hidráulica ha tenido un enorme impacto en la historia energética de

Estados Unidos, sobre todo en los últimos tiempos. La capacidad de producir más petróleo

y gas natural de los pozos de mayor edad y el desarrollo de la nueva producción que se

creía imposible ha hecho el proceso valioso para la producción de energía interna de

Estados Unidos. Sin fracturación hidráulica, tanto como el 80 por ciento de la producción

no convencional de tales formaciones como esquistos de gas sería, sobre una base práctica,

imposible.

Para muchos países como México, Hay una nueva palabra de moda en el mundo de los

hidrocarburos, un nombre que se repite una y otra vez: fracking. Aunque se nos puede

hacer extraño este término anglófono, el fracking, o fracturación hidráulica, es una técnica

que se está aplicando cada vez más a nivel mundial para aprovechar ciertos yacimientos de

gas llamados no convencionales que, aunque de más difícil extracción, han entrado con

fuerza en la escena energética, social y mediática. De hecho, pese a las incertidumbres y

cifras contradictorias sobre las reservas reales de gas no convencional, la Agencia

Internacional de la Energía estima que la reserva de estos tipos de gas representa ya la

mitad de la base estimada de recursos de gas natural (2011).

El «fracking» o «fracturación hidráulica» es una técnica utilizada para la extracción de gas

natural procedente de yacimientos de «hidrocarburos no convencionales». Los

hidrocarburos no convencionales son aquellos hidrocarburos que se encuentran en rocas de

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baja permeabilidad, a una gran profundidad, para los que no es posible el empleo de las

habituarles tecnologías extractivas. Dado que suele tratarse de formaciones geológicas de

esquistos, se le viene denominando como «gas de esquistos». La técnica se basa en la

construcción de conductos subterráneos de gran profundidad de más de dos kilómetros-, en

primer lugar, verticales, hasta llegar a la roca y, a partir de ahí, horizontales, a lo largo de la

estructura geológica. Una vez hecho esto, se inyecta, a través de los conductos, un

compuesto líquido de agua, aditivos químicos y arena a altísima presión para fracturar la

estructura geológica en la que el gas natural está atrapado. El gas de esquisto es, de esta

forma, liberado y reconducido a la superficie a través de estos conductos, donde es

almacenado y preparado para que pueda ser objeto de aprovechamiento energético.

¿Cuál es el proceso? ¿En que consiste exactamente?

El primer paso para que se dé la extracción del gas mediante la técnica del fracking es el de

llegar hasta la zona de extracción. Huelga decir que en este proceso se movilizan una

cantidad enorme de camiones, bien antes de comenzar con la extracción (hacer los caminos

necesarios, transportar el material,…), y bien durante la misma (según el instituto Tyndall,

hacen falta unos 4000-6000 camiones para una sola plataforma de 6 pozos).

Una vez construida la plataforma (ocupa una zona de 1 o 2 hectáreas) se empieza

agujereando de forma vertical. Estos agujeros se sumergen unos kilómetros tierra a dentro,

destrozando todo lo que encuentran en su camino (rocas, acuíferos,…).

14

Figura 3 Proceso del Fracking

Una vez accedido a la capa que se quiere perforar, se empieza agujereando de forma

horizontal, utilizando para ello explosivos que consiguen crear pequeñas grietas. Acabado

con las grietas horizontales, se da comienzo a la fase de la fractura hidráulica (fracking o

estimulación mediante fractura). La fractura hidráulica se da mediante fluidos con

productos químicos y agentes apuntaladores que son bombeados a muy alta presión (entre

600 y 700 atmosferas de presión), abriendo las grietas. El fluido inyectado es en un 98%

agua y apuntaladores (generalmente arena), que se utilizan para apuntalar los agujeros

creados. El 2% restante son diferentes productos químicos con diferentes funciones: reparto

homogéneo de los apuntaladores, para facilitar el regreso del fluido, evitar la corrosión,

limpiar agujeros y tubos y antioxidantes utilizados como biocidas y bactericidas, entre otras

muchas (se utilizan entre 200 y 300 productos químicos diferentes).

Para esta fase de fractura hidráulica cada pozo puede consumir más de 30.000.000 de litros

de agua, y con este dato podemos calcular la cantidad de químicos que se utilizan: 600.000

litros. Además, tenemos que tener en cuenta que la necesidad de agua y de químicos es

continua mientras que se dé la fractura. Y lógicamente, el efecto que esto supone para la

biodiversidad, para el consumo humano o industrial es elevadísimo.

15

Una vez reducido la presión generada por la fractura hidráulica, el fluido retorna a la

superficie. En ese fluido, además del gas y las substancias presentes en las rocas, también

regresan metales pesados y partículas radiactivas, muy toxicas para el medio ambiente y el

ser humano. Por último, en la superficie, el fluido extraído se procesa y se separa el gas de

las demás substancias. Según estimaciones, se retorna a la superficie una parte pequeña y

muy variable (entre el 8 y 35%), mientras que todo lo demás que bajo tierra.

Figura 4. Densidad de pozos necesaria para la extracción del gas no convencional.

V. IMPACTO AMBIENTAL DEL FRACKING

La Evaluación del Impacto Ambiental (EIA), permite integrar al ambiente un proyecto o

una actividad determinada; el procedimiento ofrece un conjunto de ventajas al ambiente y

al proyecto; lamentablemente, esas ventajas sólo son apreciables después de largos períodos

de tiempo y se concretan en economías en las inversiones y en los costos de las obras, en

diseños más perfeccionados e integrados al ambiente y en una mayor aceptación social de

las iniciativas de inversión o bien para desarrollo sustentable. A nivel mundial los primeros

intentos por evaluar el impacto ambiental surgen en 1970 en Estados Unidos. En México,

16

este instrumento se aplica desde hace más de 20 años. Actualmente, en muchos países, la

EIA es considerada como parte de las tareas de planeación.

La EIA es una condición previa para definir las características de una actividad o un

proyecto y de la cual derivan las opciones que permiten satisfacer la necesidad de

garantizar la calidad ambiental de los ecosistemas donde estos se desarrollarán.

(SEMARNAT, 2002).

Para saber el impacto ambiental del fracking hay que estudiar los distintos puntos de vista,

aunque siendo objetivos el fracking nació cómo actividad meramente económica a costa del

medio ambiente.

Los impactos socio-ambientales de la explotación petrolífera moderna pueden calificarse

como muy graves, ya sea analizando en términos globales la dinámica de las economías

industrializadas modernas o analizando las diferentes experiencias locales, regionales o

nacionales. Estos impactos socioambientales tienen repercusiones planetarias, aun cuando

algunos se originen en ecosistemas muy puntuales, pero se minimizan debido a la

centralidad de los hidrocarburos para la vida moderna.

Figura 5. Imagen subterránea de cómo afecta el fracking en el subsuelo.

17

LAS PREGUNTAS DEL CONFLICTO

Da acuerdo a Benedet et al, (2013) algunas de las preguntas que surgen cuestionando la

viabilidad de estos proyectos se expresan en las siguientes manifestaciones:

¿Se agotarán las reservas de agua?

¿Se contaminarán con gas los acuíferos?

¿El agua vale más que los hidrocarburos?

¿El hallazgo de estos recursos aplazará el desarrollo tecnológico de energías alternativas

al petróleo?

¿Los territorios ancestrales de las comunidades de los pueblos originarios serán

impactadas en forma negativa?

¿Cuánto impacto ambiental y social se puede admitir para lograr el autoabastecimiento

energético?

La SEMARNAT en su GUÍA DE CRITERIOS AMBIENTALES PARA LA

EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS CONTENIDOS EN

LUTITAS (2015); identifica los siguientes impactos ambientales:

El proceso de extracción por fractura hidráulica, de no hacerse bajo condiciones de

protección ambiental, puede provocar diversos impactos; entre éstos, los más relevantes

son: competencia por el agua, contaminación de los acuíferos, contribución al

calentamiento global, contaminación del suelo, contaminación atmosférica, afectación a la

infraestructura carretera y habitacional, así como pérdida de la biodiversidad.

Disminución de disponibilidad del agua en ecosistemas y para uso y consumo de los

seres humanos. Debido a que se requieren de 9 a 29 millones de litros para la fractura de

un solo pozo, en función de la profundidad, extensión y permeabilidad del yacimiento,

cuando se perforan varios pozos en una región determinada, se compite por el agua para

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otros usos, comprometiendo el derecho humano al agua, es decir al agua para consumo

doméstico, así como el agua destinada para la producción agrícola y el sostenimiento de

ecosistemas.

Contaminación de los acuíferos. Cuando llega a presentarse un fallo en la estructura del

pozo inyector (cementación y revestimiento), y éste se encuentra en la proximidad de los

acuíferos, éstos pueden contaminarse con las sustancias químicas adicionadas al agua de

fracturamiento o por el hidrocarburo extraído. Existen más de 750 tipos diferentes de

químicos en el fluido de perforación, entre los cuales algunos se consideran cancerígenos,

otros pueden afectar al sistema endócrino, causar daños en el sistema nervioso, o provocar

alergias.

Es importante tomar en consideración que, además de los químicos citados arriba, el

líquido

de perforación se combina en el proceso de fractura con sustancias disueltas en el

sedimento de la lutita, como son metales pesados, metaloides, y metano lo que provoca

reacciones químicas imprevistas de naturaleza nociva para la salud humana y de otros

organismos. Por último, esta mezcla se encuentra en riesgo de entrar en contacto con

elementos radioactivos presentes en la profundidad de las rocas, como es el caso del radón.

Contaminación del suelo. Los insumos tóxicos utilizados en el proceso de fracturamiento

y

los lodos que brotan del pozo deben ser tratados en apego a consideraciones de seguridad,

ya que, de no hacerlo, al producirse derrames, éstos pueden afectar severamente al suelo

inhibiendo su vocación productiva, y al lixiviarse, pueden llegar a contaminar los acuíferos

subyacentes.

Contaminación por radiactividad de aguas de retorno en procesos de extracción de

hidrocarburos a partir de fractura hidráulica. La mezcla utilizada en pozos de fractura

hidráulica es reutilizada en el mismo pozo en múltiples ocasiones. En el subsuelo, entra en

contacto con el agua milenaria que se encuentra en la roca, así como con otras substancias

19

de este estrato geológico, altamente corrosivas o radioactivas, las cuales se mezclan y

empiezan a cambiar la conformación de la mezcla inyectada, pudiendo llegar a

concentraciones elevadas. Cuando estas aguas contienen altas concentraciones de bromuro

y son tratadas en las plantas de tratamiento comunes, construidas para las aguas residuales

domésticas, al entrar en contacto con el cloro de las últimas etapas del tratamiento, éste

reacciona creando trihalometanos, un químico que causa cáncer y aumenta el riesgo de que

los seres humanos en contacto con este líquido presenten problemas reproductivos y de

desarrollo.

Contaminación del aire y contribución al cambio climático. La explotación del gas y

aceite de lutitas puede contribuir a la aceleración del cambio climático debido a las

emisiones de gas metano, carbón negro y bióxido de carbono, que se producen por

ineficiencias en la extracción, procesamiento, almacenamiento, traslado y distribución. El

metano es un gas que presenta un efecto invernadero veinticinco veces más potente que el

dióxido de carbono (CO2). La extracción de hidrocarburos puede generar emisiones de

otros contaminantes como los compuestos de azufre; además, la actividad en el traslado de

maquinaria y equipo contribuye a incrementar las emisiones de material particulado de

diferentes características.

Afectación a la infraestructura carretera y habitacional. El intenso tránsito de camiones

de carga por carreteras y caminos vecinales ocasiona su deterioro acelerado; así mismo, los

trabajos de reinyección de fluidos pueden ocasionar movimientos telúricos.

Pérdida de la biodiversidad. El desmonte de grandes áreas, la construcción de caminos, el

intenso tráfico de vehículos, el polvo, el ruido e intensidad lumínica, pueden afectar a las

especies vegetales y animales inhibiendo su capacidad reproductiva, de alimentación, de

resistencia a condiciones adversas y a depredadores naturales.

20

Otros impactos ambientales

• Los pozos agotados: una vez acabada la extracción, las empresas aseguran que

sellan los pozos para que no se produzcan fugas de gases. Pero nada más lejos de la

realidad. La experiencia demuestra todo lo contrario, ya que son corrientes las fugas de

gases en este tipo de pozos.

• Ocupación de tierras, destrucción y fragmentación de hábitats: para poder extraer la

cantidad de gas prevista en la CAV, y teniendo en cuenta la productividad del fracking en

EEUU, se deberían de construir más de 2000 pozos, ocupando cada pozo entre 1 y 2

hectáreas. Junto a ello, los caminos que se deberían crear para tantos pozos, fragmentarían

de forma masiva el paisaje y los ecosistemas presentes en nuestras tierras.

• Accidentes: si vemos las estadísticas, el 2% de los pozos suelen tener accidentes y el

12% suele quebrantar la ley. Cada año, reciben miles de multas por malas prácticas y

quebrantamiento de leyes.

21

• Terremotos: en EEUU los sismos de baja y media intensidad se han relacionado con

el fracking. Por ejemplo, en Ohio, se cerraron 6 pozos la noche del 31 de diciembre de 2011

por culpa de un terremoto de 4 puntos en la escala Ritcher.

VI. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA EL DESARROLLO DE TÉCNICAS

DE VALUACIÓN EN MÉXICO.

Todo lo anterior comentado en los diferentes capítulos constituye un área de oportunidad en

todas las fases del proceso desde los estudios previos, durante la operación incluso hasta el

cierre y etapa de abandono. Si embargo es necesaria la adopción de metodologías para

evaluar en términos económicos el beneficio costo de los negocios, entre las actividades

tradicionales, conservación de los recursos naturales con visión de largo plazo vs la renta de

corto plazo que ofrece la industria petrolera no convencional, en tanto no desarrollemos las

tecnologías propias acordes a nuestra realidad nacional.

Los valuadores estamos en la disyuntiva de solo ser espectadores de la actividad económica

que ya está en México o ser actor en la toma de decisiones.

VII. CONCLUSIONES

Es inaplazable seguir profundizando en el conocimiento de la situación de los yacimientos

no convencionales y en la evaluación de sus riesgos (conocidos, potenciales o hipotéticos)

promoviendo estudios rigurosos que permitan adaptar, en su caso, la normativa ambiental

aplicable a las explotaciones que utilizan fractura hidráulica. En especial, habría que hacer

un esfuerzo por homogeneizar la terminología jurídica a nivel comunitario y valorar la

conveniencia de regular requisitos distintos para los títulos mineros en función de la técnica

de extracción, convencional o no. Hasta ahora resulta muy difícil identificar las operaciones

mineras que implican el uso de la fractura hidráulica, como se ha visto en los casos otras

latitudes.

A la vista de estas lagunas e insuficiencias, se considera que sería adecuado, aplicar el

principio de precaución, en tanto no desarrollemos investigación en las exploraciones no

convencionales que vayan a utilizar fractura hidráulica, al menos hasta que se adopte una

22

posición común sobre la adaptación del marco normativo aplicable y los riesgos de esta

técnica. Que no es del conocimiento común de los técnicos petroleros mexicanos ni de los

valuadores nacionales.

VIII. Bibliografía

AGENCIA INTERNACIONAL DE LA ENERGÍA (2011), Are we entering a golden age

of gas? Special Report. World Outlook Energy 2011. EIA.

Benedet, J. S. D. S. M., & Claverol, M. G. (2013). Valoración de la técnica de fracturación

hidráulica y su aplicación a la extracción de gas no convencional en las cuencas carbonífera

y jurásica de Asturias. Trabajos de Geología, 33(33).

De la Vega Navarro, A., & Ramírez Villegas, J. (2015). El Gas de Lutitas (Shale Gas) en

México: Recursos, explotación, usos, impactos. Economía UNAM, 12(34), 79-105.

Marzo, M. (2008). Recursos convencionales y no convencionales de petróleo y

gas. Enseñanza de las Ciencias de la Tierra, 16(3), 218-228.

Ley de hidrocarburos. DOF. Nueva Ley publicada en el Diario Oficial de la Federación el

11 de agosto de 2014 TEXTO VIGENTE Última reforma publicada DOF 15-11-2016,

fecha de recuperación y consulta mayo de 2017.

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LHidro_151116.pdf

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente,

capítulo I, 2002, Consultado en enero de 2017,

http://www.semarnat.gob.mx/ssfna/Legislación%20Ambiental/Rfederales/Impacto.htm

SEMARNAT (2015) GUÍA DE CRITERIOS AMBIENTALES PARA LA

EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS CONTENIDOS EN

23

LUTITAS. Dirección General de Energía y Actividades Extractivas. Primera Edición,

México, D.F.

Primera edición 2015.

Sarlingo, M. (2013). IMPACTOS SOCIOAMBIENTALES DEL FRACKING.

OPACIDAD, POLÍTICA AMBIENTAL Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS NO

CONVENCIONALES. Atek Na [En la tierra], 3, 237-269.

GLOSARIO DE TERMINOS

Símbolo Significado Unidades

K

Permeabilidad del yacimiento mD

Cf Conductividad de la fractura mD-pies

Xf Longitud de la fractura Pies

Wf Ancho de la fractura Pies

Xs Peremabilidad de la zona dañada mD

hf Altura de la fractura Pies

Co Concentración del apuntalante en la fractura lb/pie2

Pe Presión estatica Psi

Pwf Presión de fondo fluyente Psi

re Radio de drenaje M

rw Radio del pozo Pies

24

A Area de drenaje Acres

Rs Relacion de solubilidad Scf/bls

POES Petróleo original in si tu Bls

S Factor de daño

H Espesor neto Pies

βO Factor volumetrico del petróleo Bls/stb

𝝁 Viscosidad Cp

∆Ps Caída de presión por daño Psi

Gf Gradiente de fractura psi/pie

Pc Presión de cierre Psi

Pbd Presión de fractura Psi

Ph Presión hidrostatica Psi

Pnet Presión neta Psi

Pex Presión de extensión o propagación de la fractura Psi

P ci = ISIP Presión de cierre instantanea Psi

Pf Perdidas de presión por fricción total Psi

Ps Presión de tratamiento en superficie o cabeza Psi

Ptf Presión de fricción total Psi

Ppf Presión de fricción en los punzados Psi

𝝈c Esfuerzo de cierre de la fractura

P tort Presión de tortuosidad Psi

𝑽 Realción de Poisson

E Modulo de Young

Pr Presión de poro Psi

25

Pb Presión de burbuja Psi

Y g´Y O Gravedad especifica del gas y petróleo

S w, S O Saturación de agua y petroleo Fracción

∅ Porosidad Fracción

Fm. AT Formación Atlanta

Fm.ST Formación Santo Tomas

J d Indice de productiviad de la fractura adimencional

F CD Conductividad de la fractura adimensional

F r Factor de recobro

ppg / ppa Libras por galon añadido (pound per galon) Lb/gal

Bpm Barriles por minuto

Ty Temperatura de yacimiento °F

Sxs Sacos de arena

VAN Valor actual neto Dólares

TIR Tasa interna de retorno Porcentaje

Q oi Caudal inicial de petróleo Bppd

SA-GELMAX#

A# ·25#

Fluido de fractura con carga polimerica 25

C formacion, Comprensibilidad de la formación 1/psi

𝑪 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐

Comprensibilidad del fluido

1/psi

𝑪 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 Compresibilidad total (1/psi)

GUAR: Goma guar refinada, es un polimero utilizado para viscosificar el agua y formar el

agente gelificante.

PAD o Colchón: Es el fluido que no tiene material sustentante en suspensión, tiene como

objetivo iniciar y propagar la geometría de la fractura.

Apuntalante (propante): Arenas mezcladas con fluido fracturante, con el propósito de

mantener abierta la fractura después del tratamiento, se los clasifica de acuerdo a sus

propiedades físicas como tamaño y esfericidad para generar una conductividad eficiente

para la producción del fluido que va del reservorio al pozo.

26

Fluido de limpieza o desplazamiento (flush): Tiene por objeto desplazar la suspensión

desde el pozo hasta la punta de la fractura, cuidándose de que no exista un

sobredesplazmiento ya que podría presentarse un estrangulamiento de la fractura, que

ocasionara disipación de la presión de fracturamiento y el consiguiente cierre de la fractura.

By pass: Traspasar el daño de formación.

Capacidad de aporte o flujo: Es la habilidad del reservorio para transmitir fluidos, se

obtiene del producto de la permeabilidad y el espesor total. Se usa para pronosticar la

máxima rata de producción de un pozo.

Campo Maduro: Son campos que han producido durante un cierto periodo y su

producción está declinando, los cuales requieren métodos de recuperación mejorada (EOR)

para recuperar su rentabilidad.

Radio de drenaje: Ayudan a identificar visualmente, mediante mapas de burbuja, las zonas

que no han sido drenadas hasta el momento, estos se utilizan en los pozos infill para la

identificación y selección de áreas prospectivas.

Conductividad: Es una medida de la habilidad de la fractura para transmitir fluidos.

Conductividad Adimensional: Es una medida del contraste de la capacidad de flujo entre

la fractura y la formación.

Fracturamiento Hidráulico: El trabajo de fracturamiento hidráulico de un pozo consiste

en la inyección de un fluido a presión denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a

la que se encuentra la roca que se quiere fracturar y generar con ello un camino o canal con

mayor conductividad.

Gradiente de fractura: Gradiente de presión bajo el cual una formación se rompe y admite

fluido del pozo.

Permeabilidad: Capacidad que posee la roca para permitir el paso del fluido a través del

medio poroso.

Porosidad: Es la relación que existe entre el volumen de huecos vacíos y el volumen total

de la roca, es decir es el volumen de roca que puede tener fluidos.

TIR: Tiempo de recuperación de la inversión, Es el tiempo que transcurre desde la

realización de dicho trabajo hasta la recuperación de toda la inversión que se utilizó en el

mismo.

27

Tortuosidad: Son las pérdidas de presión por fricción cuando no estén los perforados

alineados con la dirección de la fractura.

Viscosidad: Es la resistencia que posee un fluido a fluir y disminuye al aumentar la

temperatura

Flowback: Prueba de cierre forzado se lo realiza post fractura, con la finalidad de

minimizar el retorno del material apuntalante a la boca del pozo afectando la cantidad de

fractura creada.

Leak off: E s el fenómeno que se da durante la propagación de la fractura cuando el fluido

entra a la formación productora produciéndose un filtrado o pérdida de fluido

Volumen limpio: Volumen de fluido de fractura sin apuntalante.

Volumen sucio: Volumen de fluido de fractura con apuntalante.