El fracking en México no es una historia nueva. Documentos publicados por el Instituto Federal de Acceso a la Información y Protección de Datos (Ifai) muestran que se ha realizado por lo menos en los últimos diez años.
Mientras las organizaciones ambientalistas y un grupo de diputados de oposición se han unido para buscar que una ley prohíba el fracking en México, Pemex alega que se ha realizado durante los últimos 40 años. Acota que no usa químicos, sino únicamente agua y arena.
Los contratos firmados durante los últimos 10 años entre la paraestatal y las contratistas que han hecho la perforación lo desmienten.
En México se ha realizado fracking con ácido desde 2003 y las compañías beneficiadas han ganado 6 mil 308 millones de pesos explorando la posibilidad de obtener gas y petróleo no convencional.
Al tiempo en que la Comisión Nacional de Hidrocarburos evalúa cuáles yacimientos de lutitas (shale) entregará a Pemex después de la ronda cero, los contratos de las empresas terminarán el año con ganancias millonarias.
Uno de los objetivos actuales del Plan de Negocios de Pemex es “intensificar la actividad de la evaluación del potencial correspondiente al aceite y gas en lutitas”.
Para ello han firmado varios contratos para realizar fracking en la región norte, justamente donde, de acuerdo a reportes oficiales, se ha incrementado la actividad sísmica.
Los contratos, publicados por el Ifai con información de Pemex, muestran que las compañías perforadoras Baker Hughes, Schlumberger, Halliburton, Weatherford y Calfrac han sido las beneficiarias del proceso para evaluar qué tan cierto es que debajo del subsuelo de la región hay 60 mil millones de barriles de petróleo y gas por extraer.
En la Cámara de Diputados, 87 legisladores del PRD, PT, Movimiento Ciudadano y Nueva Alianza buscan que dentro de la discusión de las leyes secundarias en materia energética se apruebe una iniciativa que busca prohibir y sancionar a quien realice fracking en el país.
La iniciativa está encabezada por el diputado de Nueva Alianza René Fujiwara, nieto de Elba Esther Gordillo, quien ha realizado varios foros sobre las críticas a la explotación del petróleo shale, en los cuales han participado tanto expertos como activistas ambientales.
El futuro según Joaquín Coldwell
“Los campos de lutitas convocarán a decenas de miles de pequeñas empresas. Harán falta suministradores de sustancias químicas, tuberías, agua, transporte, hospedaje, vivienda, infraestructura de transporte.
“Los corredores industriales formarán nuevos cinturones urbanos que se extenderán hacia el sur. Decenas de jóvenes que hoy son niños tendrán empleos bien remunerados si los preparamos adecuadamente”.
La voz ilusionada y sonriente del secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, resonaba en el gran salón de sesiones del Segundo Foro Pemex, organizado por la petrolera.
Describía el futuro luminoso de la industria del shale en México. Le seguía la mirada complaciente del director de la paraestatal, Emilio Lozoya.
Para sustentar sus esperanzas no se refirió a las estimaciones elaboradas por Pemex de que existen en México 60 mil 200 millones de barriles de petróleo y gas shale como recurso prospectivo en el subsuelo, que abarca desde la frontera con Estados Unidos hasta el sur de Veracruz.
Usó, nuevamente y como el resto de los funcionarios de la administración peñista, las estadísticas publicadas en junio de 2013 por la Agencia de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés).
Indican que México es la sexta reserva de gas shale más importante del mundo y la octava de petróleo shale.
La estimación de Pemex dice que “México se sitúa en el cuarto lugar mundial en magnitud de recursos prospectivos técnicamente recuperables de lutitas de un total de 30 países cuyas cuencas fueron evaluadas”.
Con estas cifras fue que se inició en 2010 “de manera sistemática” el plan para evaluar cuánto de esos recursos prospectivos tienen una posibilidad real de ser extraídos y comercializados.
En marzo de este año, fecha en que Pemex presentó a la Secretaría de Energía su solicitud de campos para retener gracias a la ronda cero, se habían perforado 13 pozos de shale.
Los que la petrolera considera más importantes son el Emergente-1, Durian-1, y Percutor-1, que resultaron productores de gas seco, además del Habano-1 y Chucla-1, productores de gas con petróleo.
Estos les permitieron comprobar que el yacimiento de shale de Eagle Ford, ubicado en el sur de Texas, se extiende en el lado mexicano de la frontera.
En el extremo sur de la Cuenca de Burgos, el pozo Anhélido-1 produjo petróleo ligero, lo cual representó para Pemex la esperanza con mayor valor comercial.
Estos 13 pozos permiten que Pemex ya considere que “México deberá jugar un rol clave en el contexto mundial de la exploración y explotación de este tipo de yacimientos”.
El shale significará la segunda actividad más importante de exploración y explotación de yacimientos en México para 2020, de acuerdo con la solicitud de la ronda cero.
Los datos contenidos en dicho documento son la base con la que Pemex ha invertido recursos millonarios durante los últimos tres años para perforar con fracturamiento hidráulico (fracking) los pozos abiertos ya en la región norte.
Son también el primer paso con el que solicitaron quedarse con cuatro áreas de exploración de shale en la ronda cero, que significan recursos prospectivos por 8.9 mil millones de barriles de petróleo y gas, es decir, el 30 por ciento de los recursos prospectivos de todo el país.
Los paquetes petroleros
En octubre de 2012, Pemex contrató a Calfrac por 703.6 millones de pesos para un contrato que vence en diciembre de este año.
La otra beneficiada fue Weatherford, con casa matriz en Suiza, que a su vez perforó pozos exploratorios de shale por un pago de 471.2 millones de pesos.
Con la llegada de la administración peñista, en febrero de 2013, Schlumberger regresó a la actividad en la zona.
Ganó una licitación pública internacional para perforar con ácido y espuma en Chicontepec y otras zonas de la región norte.
El contrato vence en diciembre del próximo año y les permitirá cobrar 580.5 millones de pesos.
En ese mismo paquete de contratos la petrolera firmó con Baker Hughes Operations México para que realizara fracking también con sustentante, ácido y espuma en los mismos yacimientos. Les pagarán 385.5 millones de pesos.
El paquete otorgó otros pozos a Calfrac por un pago de 387.3 millones de pesos, así como a Halliburton por 578.7 millones de pesos. Los contratos estarán vigentes hasta diciembre de 2015.
Contratos desde Fox
> 11 contratos para evaluación de potencial de shale utilizando la técnica conocida como fracking firmó Pemex entre 2003 y 2013
> 417 millones de pesos les pagaron por el primer contrato para realizar fracking en Burgos, en 2003 con la compañía texana BJ Services Company
> 475.6 millones de pesos recibió la contratista Schlumberger en agosto de 2004, cuando fue requerida para realizar fracturamiento hidráulico
> 4 ampliaciones de monto y plazo sobre el contrato obtuvo esa empresa entre 2007 y 2010
> 973.7 millones de pesos licitó Pemex en 2007, con un contrato para realizar fracturamiento hidráulico con ‘sustentante, ácido y espuma’ en pozos de la Región Norte. La ganadora fue nuevamente BJ Services Company
> 2010: Halliburton, otra de las contratistas más recurrentes de Pemex, inició también trabajos exploratorios de shale con fracking en pozos del yacimiento de Burgos y otras zonas de la región norte
> 603.8 millones de pesos fue el monto de ese primer contrato con Halliburton, el cual venció en diciembre de 2012
