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Listas, reglas para recursos shale
La ASEA publicó finalmente la regulación ambiental que pretende detonar la extracción de hidrocarburos shale en México, que se ubica en el sexto lugar global de recursos de este tipo, con 545 billones de pies cúbicos de gas en recursos remanentes en tierra.
La Agencia de Seguridad Energética y Ambiental (ASEA) publicó finalmente la regulación ambiental que pretende detonar la extracción de hidrocarburos shale en México, que se ubica en el sexto lugar global de recursos de este tipo, con 545 billones de pies cúbicos de gas en recursos remanentes en tierra, para cuya explotación existe un catálogo de 35 estándares internacionales que se deberán cumplir en lo que respecta al uso del agua y protección de las áreas cercanas a los yacimientos.
Las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos en Materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para realizar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales en tierra, publicada en el Diario Oficial de la Federación, establecen que a partir de septiembre de este año todos los operadores deberán probar ante la ASEA la ejecución de diversas actividades de planeación y medición.
Dicha regulación obliga a que cualquier empresa que explore o desarrolle campos no convencionales deberá enviar a la ASEA para su aprobación, 45 días antes del inicio de cualquier actividad, una evaluación de riesgos mediante un formato estándar, misma que deberá estar disponible para la ASEA en cualquier momento y deberá ponderar al menos: las emisiones de materia y energía al suelo, al agua y a la atmósfera, así como la de gas metano, la generación de residuos, el uso de agua, combustible, energía y otros recursos naturales, el ruido, el olor, el polvo y la vibración en el yacimiento.
También debe contar con un informe geológico, así como uno de infraestructura existente en el sitio. En el arranque de cualquier actividad, deberán enviar a la ASEA los programas de perforación junto con análisis climatológicos.
Sobre las actividades de fractura hidráulica la más polémica en estos yacimientos, puesto que puede provocar filtraciones que contaminan los mantos acuíferos, así como desplazamiento de tierra y sismos los operadores deberán dar aviso a la ASEA 48 horas antes de cada operación, y contar con un catálogo completo de la composición de fluidos y aditivos, con el porcentaje que añadirán al agua en cada perforación. La regulación no explica de dónde se podrá obtener el agua para estas actividades.
Asimismo, sólo se podrán construir presas naturales de dimensiones menores para almacén de agua de primer uso, ya que el agua utilizada deberá guardarse en envases metálicos y reutilizarse ya sea en estos yacimientos o en otras actividades petroleras. Todas las actividades deberán contar con un tercer verificador autorizado.
Inició en el 2010
Pemex, con explotación Shale marginal
Entre el 2010 y febrero del 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) ya ha perforado 18 pozos exploratorios en busca de hidrocarburos shale, de los cuales siete no resultaron productivos y para efectos comerciales estuvieron secos, pero dos resultaron productores comerciales de gas y condensados, mientras que uno resultó productor de crudo y ocho más tuvieron éxito para efectos comerciales en la explotación de gas seco.
Con ello, la estatal ya cuenta con una producción, aunque marginal, de 2 millones de pies cúbicos diarios menos de 0.3% del total nacional gracias a los pozos Anélido, de gas asociado en Tamaulipas; Emergente y Percutor, de gas no asociado en Coahuila, y Habano, de gas y condensados, también en Coahuila.
En septiembre del año pasado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos autorizó el primer plan de exploración del nuevo régimen para que Pemex busque hidrocarburos de lutitas o shale en la cuenca de Tampico, Misantla, donde la estatal comprometió una inversión de 70 millones de dólares para la perforación de hasta 45 pozos horizontales con la técnica de fractura hidráulica o fracking.
A lo largo de 122 días, los planes establecieron abarcar una superficie de más de 11,000 kilómetros cuadrados en cinco áreas ubicadas en Veracruz: Pitepec, Amatitlán, Soledad, Miahuapán y Miquetla, donde Pemex planteó una expectativa de añadir 71.16 millones de barriles de petróleo crudo equivalente a las reservas del país, que corresponden a 0.5% de las reservas probadas hasta el cierre del año pasado.
A partir de septiembre de este año, la estatal junto con cualquier privado que obtenga contratos en la Ronda 2.4 o 3.2, que adjudicarán recursos no convencionales en diciembre del 2017 y octubre del 2018, deberán apegarse a la nueva normatividad de la ASEA.