¿Fracking en México? La verdad detrás de las pruebas técnicas de Pemex avaladas por Sheinbaum
La presidenta Claudia Sheinbaum avaló pruebas técnicas para determinar si existe agua salada profunda utilizable en yacimientos no convencionales, con el objetivo de, en un futuro, realizar fracturación hidráulica, es decir, fracking. Esta autorización no implicó que Pemex hubiera recibido luz verde para realizar esta práctica que busca extraer gas, así lo reiteró la secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Alicia Bárcena.
La diferencia, de acuerdo a especialistas consultados por el gobierno de México, es central: los trabajos planteados buscan conocer las condiciones del subsuelo antes de discutir una eventual fracturación hidráulica. El objetivo es identificar volúmenes de agua salada, su composición química y su aislamiento respecto de los acuíferos que abastecieron a comunidades del norte del país.
La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales sostuvo durante su comparecencia en la Cámara de Diputados el pasado 6 de octubre que todavía no existían condiciones para autorizar el uso de fracturación hidráulica en México. También señaló que haría falta actualizar las reglas de la ASEA, emitir lineamientos para pozos no convencionales y establecer una norma sobre el tratamiento del agua salada.
Las pruebas propuestas no buscaban extraer gas de los yacimientos
José Antonio Hernández Espriú, investigador de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), explicó durante la presentación del primer informe del comité científico sobre la viabilidad del fracking en México, que la propuesta consiste en perforar pozos profundos con fines de investigación hidrogeológica, como primer paso para caminar hacia esta técnica. No se trató de pozos diseñados para extraer gas ni de pruebas piloto de producción.
La primera tarea habría sido confirmar la existencia de cuerpos de agua salada en formaciones geológicas profundas. También se habría tenido que comprobar que esos depósitos contaran con el volumen necesario y con características hidroquímicas compatibles con un eventual proceso de fracturación hidráulica.
El planteamiento parte de que no se utilizará agua destinada al consumo humano ni a la agricultura. La alternativa considerada fue el aprovechamiento de agua salina profunda, aunque su disponibilidad real no había sido confirmada mediante perforaciones directas.
Los estudios previos, elaborados con herramientas geofísicas y estimaciones indirectas, habían identificado indicios sobre la presencia de estas formaciones. La fase autorizada buscó pasar de esas aproximaciones a mediciones directas en el subsuelo.
El riesgo está en la conexión entre agua salada y acuíferos de consumo
La condición más delicada de las pruebas es demostrar que los cuerpos de agua salada estuvieran hidráulicamente desconectados de los acuíferos someros. Si existiera comunicación entre ambas capas geológicas, el movimiento de fluidos podría llevar sales, sustancias o contaminantes hacia fuentes de agua dulce.
Hernández Espriú advirtió que los acuíferos subterráneos no siempre permanecían aislados entre sí. En ciertas zonas, el agua podía circular de un horizonte geológico a otro, lo que obligaba a descartar cualquier conexión antes de considerar la extracción de gas no convencional.
La investigación también tendría que verificar que el agua salada profunda no estuviera conectada con los yacimientos de gas que eventualmente serían explotados. El objetivo fue evitar que la actividad modificara las condiciones del subsuelo o generara rutas de contaminación hacia mantos utilizados por la población.
En el norte del país, uno de los objetivos de exploración se ubicó en la formación Eagle Ford, una continuidad geológica de la zona productora de gas en Texas. La existencia de recursos en esa área no resolvía, por sí sola, los problemas de disponibilidad de agua, seguridad ambiental ni rentabilidad.
La línea base es necesaria para medir daños posteriores
Antes de cualquier proyecto de extracción, los especialistas plantearon, como parte de su primer informe, construir una línea base hídrica y ecosistémica. Esa medición habría permitido conocer la calidad del agua superficial y subterránea antes de intervenir el territorio.
La propuesta incluyó monitorear ríos, arroyos, pozos someros, norias, manantiales y acuíferos. También contempló una red de pozos de observación y estudios geofísicos para detectar cambios en la calidad o el comportamiento del agua durante las etapas posteriores.
Sin una línea base, cualquier afectación futura habría sido difícil de atribuir a la actividad petrolera. El registro previo permitiría comparar la presencia de sales, contaminantes u otras alteraciones en las fuentes de abastecimiento humano.
La discusión técnica también incluyó el monitoreo de actividad sísmica y la limitación de sustancias químicas peligrosas. La eventual aplicación de fracking quedó sujeta a que se demostrara la protección de acuíferos, ecosistemas y agua para consumo humano.
Pemex todavía debe probar que el gas puede extraerse con ganancias
La autorización de estudios hidrogeológicos tampoco resolvió la viabilidad energética del proyecto. Para pasar de recursos prospectivos a reservas, Pemex tendría que perforar pozos exploratorios, evaluar la respuesta de los yacimientos y aplicar técnicas de ingeniería de yacimientos.
Los recursos prospectivos representaban una estimación general sobre el gas que podría existir bajo tierra. Las reservas requerían evidencia más precisa sobre la cantidad recuperable, las condiciones de extracción y la posibilidad de comercializar el combustible.
Después de esa etapa, Pemex tendría que determinar si los costos de perforación, fracturación, tratamiento de agua, transporte y manejo ambiental permitían sostener el proyecto. La existencia de gas en el subsuelo no garantizaba que su explotación resultara rentable.
El grupo técnico también recomendó que cualquier decisión futura incorporara tecnologías de menor afectación ambiental. La revisión tendría que ser permanente, debido a que los métodos de perforación, monitoreo y tratamiento de agua cambiaban con rapidez en la industria de hidrocarburos no convencionales.
La evaluación gubernamental ubicó a la cuenca Sabinas-Burro-Picachos como la única zona donde, en su caso, podría analizarse la viabilidad del fracking. Al mismo tiempo, los especialistas recomendaron prohibir la extracción de gas no convencional en la Cuenca de Tamaulipas.
La autorización atribuida a Sheinbaum quedó limitada a pruebas para conocer el agua disponible en el subsuelo. El fracking no había sido aprobado como método de extracción, y la eventual explotación permaneció condicionada a estudios hidrogeológicos, reglas ambientales, viabilidad económica y protección comprobable de los acuíferos.
Infobae
