Valoración de activos ambientales

Transcripción

1 Valoración de activos ambientales Valoración de Activos Ambientales en el supuesto caso de explotación de gas shale en los 24 municipios pertenecientes a la Cuenca de Burgos del estado de Coahuila.

2 Valoración de activos ambientales 1 LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DE MÉXICO LA REFORMA ENERGÉTICA EXPLORACIÓN DEL GAS Y ACEITE SHALE EL ORIGEN DEL SHALE GAS HISTORIA DE LA EXTRACCIÓN DEL SHALE GAS FORMA DE EXTRACCIÓN DEL SHALE GAS CARACTERÍSTICAS DE UN POZO DE EXTRACCIÓN DE SHALE GAS Fractura hidráulica PLATAFORMAS DE EXTRACCIÓN CARACTERÍSTICAS E INSUMOS DE UN POZO DE EXTRACCIÓN DE SHALE GAS PRODUCCIÓN A NIVEL MUNDIAL Y POTENCIAL DE MÉXICO DE SHALE GAS PERSPECTIVA MUNDIAL EXPLOTACIÓN Y POTENCIAL PRODUCTIVO DEL SHALE GAS PARA MÉXICO CUENCA DE TAMPICO Escenario Geológico Propiedades del Reservorio de gas y aceite Shale Valoración del Recurso gas y aceite Shale PLATAFORMA DE TUXPAN Propiedades de los reservorios de gas y aceite Shale Valoración de recursos Shale en la plataforma de Tuxpan Plataforma de Tuxpan y el polígono de La Limonaria, Veracruz CUENCA DE BURGOS Escenario geológico CUENCA SABINAS Valoración del recurso IMPACTOS AMBIENTALES DERIVADOS DE LA EXPLOTACIÓN DEL SHALE GAS USO DE AGUA DURANTE EL PROCESO DE FRACTURA HIDRÁULICA Químicos usado en la mezcla del hidro-fracking Las aguas residuales del hidro-fracking EMISIÓN DE GASES A LA ATMÓSFERA SISMICIDAD COMO POSIBLE CONSECUENCIA DEL FRACKING OTROS EFECTOS SOBRE EL AMBIENTE POR LA EXPLOTACIÓN DEL GAS SHALE VIDA SILVESTRE Y EL HÁBITAT CAMBIO DE USO DE SUELO Y ABANDONO DE POZOS Sustancias radiactivas en fluidos utilizados en el fracking que retornan del subsuelo IMPACTO POR RUIDO, A LAS VÍAS DE COMUNICACIÓN Y VISUAL MÉTODO EN LA CONSTRUCCIÓN DE ESCENARIOS DE POSIBLE AFECTACIÓN DE LOS ACTIVOS AMBIENTALES EN LOS 24 MUNICIPIOS PERTENECIENTES A LA CUENCA DE BURGOS LA EVALUACIÓN MULTICRITERIO VENTAJAS DEL EMC DESVENTAJAS DEL EMC ASIGNACIÓN DE PESOS A LOS ACTIVOS AMBIENTALES MÉTODO DE EVALUACIÓN APLICADO CON LOS SISTEMAS DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA RESULTADOS... 89

3 Valoración de activos ambientales 6.1 ESCENARIOS PROBABLES DE AFECTACIÓN EN EL CASO DE EXPLOTACIÓN DE SHALE GAS Y ACEITE EN LOS 24 MUNICIPIOS DE LA CUENCA DE BURGOS, EN COAHUILA Fauna Silvestre Hidrología Medio humano Vegetación ANP, AICAS y Sitios RAMSAR Posible escenario de afectación general de los activos ambientales REFLEXIONES FINALES DE LA EXPLOTACIÓN DEL GAS Y ACEITE SHALE ABREVIATURAS Y SIGNIFICADOS LITERATURA CONSULTADA

4 - Valoración de activos ambientales 4 1. LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DE MÉXICO. La energía es indispensable en el desarrollo y crecimiento de la economía de cualquier país, no sólo por su aplicación universal en las actividades humanas, sino también por su relación con la competitividad de la economía, sus efectos en el medio ambiente, la calidad de vida de las personas, las relaciones entre naciones y la geopolítica mundial. En el aspecto social, la energía es un medio que utiliza el ser humano de maneras diversas para satisfacer sus necesidades, así como para alcanzar los objetivos deseados; en este último caso la energía no es un fin en sí mismo. La generación y producción de fuentes de energía garantiza el desarrollo armónico y estable de la sociedades, por lo que la búsqueda y aprovechamiento de nuevas fuentes es una tarea constante en todos los gobiernos. El uso de las energías primarias no renovables como el petróleo, el gas natural y el carbón son las más predominantes en consumo en el mundo y, en el caso el petróleo, es la base energética de prácticamente todos los países. Las reservas mundiales de petróleo son limitadas y se encuentran concentradas en pocas regiones. Las reservas probadas se situaron en 1,688 miles de millones de barriles a finales de 2013; esa cifra es 62% más alta que hace 20 años, y 26% mayor que hace una década. Cinco países concentran poco más del 60% (Venezuela, Arabia Saudita, Canadá, Irán e Irak) de las reservas probadas mundiales y entre los diez primeros se conjunta poco más del 80% (Los cinco siguientes son: Kuwait, Emiratos Árabes, Rusia, Libia y Nigeria). A detalle, el Medio Oriente reúne el 47.9% de dichas reservas, le sigue Centro y Sudamérica con un 19.5%; Norteamérica con un 13.6%; Europa y Eurasia con 8.8%; África con 7.7%; y Asia-Pacífico con apenas el 2.5%.Los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) concentran alrededor del 72% de las reservas mundiales de petróleo, mientras que el resto se encuentra en los países que no pertenecen a esa organización (20.3%) y en los estados que conformaron la desaparecida Unión Soviética, con el 7.8% (Cuadro1) 39.

5 - Valoración de activos ambientales 5 De esas reservas probadas por país, Venezuela se ubicó en el primer lugar con 17.8%del total. Arabia Saudita concentró 15.9% de las reservas mundiales en México se ubicó en el décimo octavo lugar, con 0.7% del total mundial. La relación reserva-producción (R/P) se ubicó en 52.9 años a nivel mundial. Manteniendo las mismas condiciones de producción y descubrimientos de 2012, los países de la OPEP dispondrían de 88.5 años de petróleo crudo, mientras que la relación R/P para los países de la OCDE sería de 33.4 años 31 Cuadro1. Reservas de Petróleo en el mundo, Fuente: Modificado por Navarro et al. Fuentes BP Statistical Review of World Energy, June 2014 British Petroleum.

6 - Valoración de activos ambientales 6 En el caso del petróleo crudo, 5 países son los principales productores, destacando por su importancia Rusia (10,427 barriles diarios), Arabia Saudita (9,813) y los Estados Unidos (6,401); México se ubica en el décimo lugar con una producción de 2,548 miles de barriles diarios, ligeramente por encima de Venezuela (2,479). (Figura 1) Figura 1. Principales países en producción de petróleo crudo, 2012 (Fuente. Anuario Estadístico de PEMEX, 2013).

7 - Valoración de activos ambientales 7 En cuanto a los países productores de gas natural, destacan los Estados Unidos (25,727), Rusia (22,620) e Irán (5,566); México se ubica en el 13 o lugar con una producción de miles de millones de pies cúbicos (figura 2). Figura 2. Principales países productores de gas natural, 2012 (datos al 1 de enero de 2012) (Fuente. Anuario Estadístico de PEMEX, 2013).

8 - Valoración de activos ambientales 8 Estados Unidos es el principal destino de las exportaciones mexicanas de petróleo, seguido del continente europeo. Sin embargo, la variación de las exportaciones entre 2011y 2012 fue negativa para los dos destinos con un porcentaje de y respectivamente, lo cual significó un balance no favorable en los ingresos de divisas por el concepto de ventas de petróleo. (Cuadro 2) Cuadro 2. Volumen de exportaciones de petróleo crudo por destino geográfico en miles de barriles diarios (Fuente. Anuario Estadístico de PEMEX, 2013). Como se muestra en el siguiente cuadro, de igual forma, los ingresos globales por la venta del crudo han disminuido registrando una variación porcentual entre 2012 y 2011 de -5.2% en los ingresos petroleros. Cuadro 3. Valor de exportaciones de petróleo crudo por destino geográfico en millones de dólares (Fuente. Anuario Estadístico de PEMEX, 2013).

9 - Valoración de activos ambientales 9 El volumen de las reservas totales de hidrocarburos en México al 1º de enero de 2013 era de 44,530 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). La participación de las reservas totales de hidrocarburos sumaron 31.1% a reservas probadas, 27.7% a reservas probables y 41.2% a reservas posibles. En este contexto, las reservas probadas alcanzaron 13,868 mmbpce, las reservas probables 26,174; y las reservas posibles 18, En cuanto a los precios del petróleo, en 2012 los precios de referencia presentaron fluctuaciones ocasionadas por la volatilidad política y económica global, lo cual se reflejó en una tendencia descendente más pronunciada que la del año Por su parte, el precio de la mezcla de crudos mexicanos siguió una tendencia similar a la de los crudos marcadores, mostrando un alza de 0.7% con respecto a 2011, alcanzando dólares americanos por barril de petróleo (US$/b). Entre los factores que contribuyeron al alza de precios fueron las sanciones internacionales que recibió Irán a finales de 2011 y mediados de 2012 motivados por su programa nuclear; la fragilidad de la recuperación económica en Europa; y los altos costos del petróleo en monedas europeas. Por el contrario, existieron factores que motivaron los comportamientos a la baja, tales como la expectativa de reducción en la demanda por el incremento en inventarios de petróleo en Estados Unidos; la desaceleración en el crecimiento de la actividad industrial en China y la consiguiente disminución en su demanda de petróleo; y el aumento en la producción de la OPEP para controlar el nivel del precio del crudo. En 2012, el crudo West Texas Intermediate (WTI) registró volúmenes de producción históricamente altos en los campos de Oklahoma en Estados Unidos, sin embargo, siendo que en esas fechas no contaba con la capacidad suficiente para transportarlo por ductos a otros mercados se provocó una sobre oferta en el lugar de producción con el consiguiente precio a la baja. (Figura 3)

10 - Valoración de activos ambientales 10 Figura 3. Precios de los crudos WTI, Brent, Mezcla Mexicana de exportación, (Fuente SENER, 2013). Entre los meses de noviembre y principios de diciembre de 2014 los precios del petróleo mexicano han descendido hasta alcanzar los $51.62 dólares (13/dic/2014) por barril, el precio más bajo desde 2009; cabe señalar que en lo que va del 2014 la mezcla mexicana se ha depreciado un 44.2%. El panorama de la explotación de petróleo es, en general, poco promisorio para México ya que las reservas probadas han ido disminuyendo paulatinamente. El diagnóstico sobre la situación de PEMEX, presentado por la Secretaría de Energía, muestra que esta empresa pasó de ser la sexta empresa más importante del mundo en 2004, a ser la octava en 2007 y dados los actuales ritmos de extracción, en la actualidad se cuenta con reservas probadas únicamente para 9.2 años 30. De acuerdo a algunos especialistas, son cuatro los factores que mayormente han contribuido a la disminución de las reservas y los niveles de producción del crudo mexicano 37 : 1.- La declinación del principal yacimiento (Cantarell en Campeche). 2.- Fallas financieras,

11 - Valoración de activos ambientales La baja inversión tecnológica que PEMEX ha tenido para desarrollar nuevas tecnologías de extracción, siendo que la mayoría de sus recursos prospectivos que se encuentran en aguas ultra profundas. 4.- Las restricciones que presentaba el marco regulatorio en cuanto a la incorporación de nuevas fuentes de inversión. De acuerdo de datos del INEGI en 2013, los descubrimientos de nuevos pozos de crudo y gas prácticamente se han reducido o se mantienen sin crecimiento; por ejemplo en 2007 se descubrieron 4 campos de crudo, mientras que en 2012 sólo se descubrieron 2; en cuanto a descubrimientos de campos de gas, en 2010 se descubrieron 10 campos mientas que en 2012 sólo 7. (Cuadro 4) Cuadro 4. Campo en producción y descubiertos, Serie ANUAL (Tomado de: El sector energético en México, 2013, Inegi). Dada su importancia en la economía nacional, el sector energético de nuestro país constituye una palanca de desarrollo que requiere de una planeación estratégica y responsable, donde los esfuerzos sectoriales se encuentren alineados hacia objetivos comunes que coadyuven al equilibrio del mercado y la sustentabilidad mediante planes, programas y metas bien definidas en el mediano y largo plazo 32.

12 - Valoración de activos ambientales La Reforma Energética Lograr la sustentabilidad energética es uno de los de los grandes retos de México, es el eje central para el desarrollo económico y social, y fortalece la seguridad energética del país. Para lograr dicha sustentabilidad es necesario por un lado fortalecer la capacidad que se tiene para mantener un superávit energético que brinde la certidumbre de que las actividades productivas podrán seguir desarrollándose con consecuencia y con insumos energéticos de calidad; y por el otro, tomando medidas de previsión relacionadas con la accesibilidad a los mercados, la internación de los productos y el almacenamiento preventivo, principalmente enfocadas en aquellos energéticos cuya dependencia de las importaciones pueda crecer a niveles que impliquen riesgos asociados a la continuidad del suministro 1. Para lograr esto, México tiene que invertir en la ampliación de la infraestructura energética y abrirse a nuevas fuentes de energía tanto renovable como no renovable ya que a pesar de que la inversión en el sector de energéticos de hidrocarburo en exploración y producción se ha incrementado, la producción de petróleo ha disminuido (Figura 4). 12, 28 Figura 4.-Inversión de Pemex vs producción de petróleo Tomado de

13 - Valoración de activos ambientales 13 Dentro de las fuentes no renovables, actualmente no se está explotando adecuadamente el petróleo y gas existentes en las rocas de lutitas. En 2012, en Estados Unidos se autorizaron más de 9 mil pozos para producir petróleo y gas de lutitas, mientras que en México sólo se autorizaron tres. Lo mismo sucede con el petróleo que está en campos maduros (campos que tienen cada vez menos presión natural para que salga el petróleo), los cuales serían más rentables si se aplicara la tecnología adecuada. La Reforma Energética aprobada propone abrir la inversión de empresas privadas mediante asignaciones para la exploración y explotación de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, y la inversión que se obtenga de esta reforma permitirá a México consolidar un modelo de aprovechamiento de hidrocarburos sostenible a largo plazo y con vista al bienestar de las futuras generaciones. Las metas que persigue la Reforma Energética son 12 : a.- Mejorar la economía de las familias: Bajarán los costos de los recibos de la luz y el gas. Al tener gas más barato se podrán producir fertilizantes de mejor precio, lo que resultará en alimentos más baratos. b.- Aumentar la inversión y los empleos: Se crearán nuevos trabajos en los próximos años. Con la inversión de nuevas empresas y las menores tarifas eléctricas se estima una creación de cerca de medio millón de empleos más en este sexenio, y 2.5 millones más para c.- Reforzar a Pemex y a CFE: Se le dará mayor libertad a cada empresa en sus decisiones para que se modernicen y den mejores resultados. Pemex y CFE seguirán siendo empresas 100% de los mexicanos y 100% públicas. d.- Reforzar la rectoría del Estado como propietario del petróleo y gas, y como regulador de la industria energética. Por otra parte, los objetivos directos en materia de hidrocarburos que se lograrán con la nueva política de hidrocarburos son:

14 - Valoración de activos ambientales 14 a) Lograr tasas de restitución de reservas probadas de petróleo y gas superiores al 100%. Ello significa que el incremento de la producción estaría acompañado del descubrimiento de igual o mayor volumen de reservas. b) Incrementar sustancialmente la producción de petróleo en los próximos diez años. c) En el caso del gas natural, la producción aumentaría de los 5 mil 700 millones de pies cúbicos diarios que se producen actualmente, a 8 mil millones en 2018, y a 10mil 400 millones en Una de las condiciones para que esto suceda es la implementación e impulso de nuevas fuentes conocidas en los dos grandes rubros de las energías renovables y no renovables. A continuación se analiza la fuente de hidrocarburos no convencionales conocida como Shale gas & oil desde el punto de vista de su origen, distribución en México, potencial de producción e implicaciones; para finalizar con una valoración sobre los posibles escenarios de las afectaciones ambientales. En el transcurso de 2013, PEMEX enfocó sus esfuerzos exploratorios en tres áreas para la extracción de hidrocarburos: Cuencas del Sureste Se perforaron pozos como el Xux-1DL, Miztón-1 Sini-1 y Tson-201 cuya producción promedio inicial fue cerca de 2.8 mil barriles diarios. Con estos descubrimientos se continuó ampliando y confirmando el patrimonio petrolero en las Cuencas del Sureste. Aguas Profundas En el Proyecto Área Perdido, los pozos Maximino-1 y Exploratus-1 continuaron confirmando el potencial en dicha región del Golfo de México. Cabe mencionar que Maximino-1 es el pozo con el mayor tirante de agua en México, con 2,919 metros; lo que también evidencia el desarrollo de algunas capacidades de la empresa en nuevas regiones productoras de alta complejidad. Se obtuvieron importantes avances en el Proyecto Lakach, como la terminación del pozo Lakach-21, que es el primer pozo de desarrollo en aguas profundas de México. Lakach es un campo de gas no asociado con una reserva total de 850 mil millones

15 - Valoración de activos ambientales 15 de pies cúbicos. Se espera iniciar la explotación del campo Lakach hacia finales del año Recursos en Lutitas En el noreste mexicano, particularmente en la Cuenca de Burgos, continuaron los esfuerzos exploratorios para obtener mayor información sobre el potencial de los recursos en lutitas en dicha región del país. El éxito de la actividad exploratoria en la Cuenca de Burgos corrobora la expansión de zonas y eras geológicas productoras en los Estados Unidos de América hacia territorio Mexicano, específicamente la zona Eagle Ford. 2. EXPLORACIÓN DEL GAS Y PETRÓLEO DE LUTITAS (SHALE GAS & OIL) 2.1. El origen del Shale gas & oil El Shale gas & oil proviene de rocas sedimentarias llamadas lutitas, que son granos finos de color negro de origen orgánico que al acumularse forman las rocas. Dichas rocas sedimentarias alguna vez fueron lodo compuesto por plancton marino, fosfatos y silíceas, además de materia orgánica de otro tipo, depositados en el fondo de aguas quietas como zonas lacustres y el fondo del océano, el cual fue sepultado de forma sucesiva. Estas rocas tienen propiedades biogénicas, es decir que cuentan con capacidad de fermentación anaerobia para formar otros compuestos. En la fase de entierro superficial, a pocos cientos de metros, el lodo se transforma en pizarra o esquistos, cuyas bacterias se alimentan de la materia orgánica disponible (normalmente menos del 5% y hasta un 10% del volumen dela roca) para liberar metano biogénico 40. Los esquistos son un conjunto de rocas metamórficas de bajo a medio grado de metamorfismo, pertenecientes al grupo de silicatos. Se caracterizan por poseer estructura foliada y composición química variable, con una estructura molecular de 1 átomo de silicio y 4 de oxígeno. Dentro de los esquistos más comunes podemos encontrar esquisto de mica, hornablenda, clorita, y talco. Los esquistos provienen de arcillas o lodos, su estructura foliada permite que sean fácilmente separados en delgadas láminas, manteniendo su composición. 3

16 - Valoración de activos ambientales 16 El Shale gas & oil también se forma en rocas enterradas entre los 450 y los 5,000 metros, donde el calor y la presión sobre la materia orgánica forman moléculas de hidrocarburos y generan metano termogenético, añadiendo alrededor de 30 C a la roca cada 1,000 metros de profundidad. Cuando la temperatura alcanza los 60 C, la materia orgánica se descompone en un aceite y posteriormente se reduce a su constituyente más simple, el metano. 2, 40 Debido a la baja densidad del gas, éste suele deslizarse a través del esquisto formando depósitos convencionales de gas natural. Sin embargo, la alta impermeabilidad de esta roca bloquea el paso de grandes cantidades de gas, las cuales son absorbidas por la arcilla del esquisto, dando lugar al Shale Gas. El gas se almacena de tres maneras: absorbido por el kerógeno (fracción orgánica contenida en las rocas sedimentarias, y que es materia productora de petróleo), atrapado en poros de sedimentos de grano fino intercalados en las lutitas, o confinado en sus fracturas internas. Este tipo de gas no convencional se halla a mayores profundidades que las otras fuentes de gas natural convencionales y se encuentra ampliamente dispersado de forma horizontal (Figura 5), este hecho junto con la impermeabilidad del esquisto imposibilita una fácil extracción del mismo. Por lo tanto, a pesar de ser una fuente de energía conocida en Suiza y Austria desde el siglo XIV, sólo los avances tecnológicos de la era moderna, traducidos en mejoras en los métodos de extracción, han permitido la extracción masiva y comercial del Shale Gas 1.

17 - Valoración de activos ambientales 17 Figura 5.- Esquema simplificado de localización y extracción de Shale gas 2.2. Historia de la extracción del Shale gas & oil. Estados Unidos fue el pionero en materia de investigación acerca de la extracción rentable de este gas. La primera perforación para extraer gas de esquisto se realizó en la localidad americana Dunkirk en el año 1821 en rocas de esquisto devónicas a una perforación de 9.5 m de profundidad, que durante varios años abasteció de gas la localidad de Fredonia en el Estado de Nueva York y fue suficiente para iluminarla. Los Presidentes Ford y Carter priorizaron la exploración de gas de cara a la crisis energética de los setentas, pero si bien no había una conciencia general de que grandes campos de esquisto como el campo Devónico en Nueva Inglaterra y el Texas Barnett Shale tenían amplias reservas de gas natural, tampoco había una tecnología rentable para extraerlo.

18 - Valoración de activos ambientales 18 En un importante esfuerzo iniciado en 1976, el Centro de Investigación de Energía Morgantown (MERC), un laboratorio dentro de la Oficina de Minas, puso en marcha el Proyecto de Shale Gas del Este para mapear y poner a prueba muestras de núcleos de yacimientos de gas no convencionales. MERC contrató a decenas de universidades y empresas privadas para demostrar la posibilidad de recuperación de gas de formaciones de esquisto y otras reservas de gas no convencional. En 1976, dos ingenieros de MERC, Joseph Pasini III y William K. Overby, Jr., patentaron una técnica de perforación direccional temprana que abriría la recuperación de gas natural. A mediados de la década de los setentas, el Departamento de Energía (DOE) de ese país realizó una serie de acuerdos con empresas privadas para el desarrollo de tecnologías para la extracción de gas natural. En la década de 1980 la compañía Mitchell Energy se basó en técnicas de mapeo y de investigación del propio Departamento para entender la compleja geología de las formaciones de esquisto. En 1991, Mitchell se asoció con el DOE y la Federal Gas Research Institute (GRI) para desarrollar herramientas que evaluaron efectivamente las formaciones de fragmentos en el Barnett Shale en Texas; el campo tejano que ahora produce más del 6% de todo el gas natural doméstico. Datos de imágenes microsísmicas del GRI resultaron de gran utilidad desde principios de los noventas y hasta 1997, cuando Mitchell Energy finalmente logró la extracción de gas de esquisto económicamente usando una aplicación innovadora de fracturación llamado fracking con agua slick. El fracturamiento hidráulico masivo, los pozos horizontales, el mapeo 3-D y de imágenes sísmicas, además de tecnologías de componentes; y proyectos de estudio de sitio, caracterización y demostración, fueron las claves para la recuperación de gas de esquisto como lo conocemos hoy en día 40. El éxito de esta empresa permitió la inclusión agresiva de otras compañías, de tal manera que para el año 2005, Barnett Shale estaba produciendo casi medio trillón de pies cúbicos por año de gas natural. Estos resultados, junto con los obtenidos en otras cuencas de los Estados Unidos, confirmaban lo que los productores anhelaban: el Shale gas como alternativa rentable y comercial de producción era una realidad 3.

19 - Valoración de activos ambientales Forma de extracción del Shale gas Las tecnologías actuales de extracción son dos: la perforación horizontal (horizontal drilling) y la fractura hidráulica (hydraulic fracturing), las cuales funcionan de manera complementaria: a.- Perforación horizontal: Permite llegar a la zona donde se ubica el Shale gas. Se realiza inicialmente una perforación vertical hasta llegar al yacimiento, tras lo que el perforador gira horizontalmente para introducirse y taladrar los pozos de Shale. b.-fractura hidráulica: Este procedimiento conocido también como fracking o hidrofracking consiste en bombardear fluidos que contienen agua, arena, gases comprimidos y sustancias químicas, entre otros, a presiones suficientemente altas como para incrementar la porosidad y permeabilidad de las rocas creando fracturas artificiales para que el gas escurra hacia la superficie 4. La tecnología de fracturación hidráulica consiste básicamente en la aplicación de una mezcla formada por 90% agua, 8-9% arena (agente de apuntalamiento) y un 1-2% de mezcla de aditivos de alta viscosidad que disminuyen la fricción, a altas presiones y durante un periodo corto de tiempo (horas). El objetivo es crear fracturas en la formación rocosa que permitan el movimiento de gas a través de las mismas. La arena arrastrada gracias a los aditivos es fundamental para prevenir el cierre de las fracturas al disminuir la presión del gas. En algunos casos, la fracturación se inicia bombeando un tratamiento ácido (agua con HCl) para disolver parte de la roca, abriendo de esta forma sus poros con lo que el fluido avanza posteriormente más rápido por el estrato. Tras unas horas el fluido se bombea a la superficie para su recuperación; pudiendo variar en gran medida su volumen, entre el 15 y el 80% del total inyectado, por lo que hasta un 85% puede permanecer bajo tierra. La localización de la zona de fracturas en el interior del pozo puede controlarse empleando unos tapones inflables de gran resistencia a ambos lados de la región que se quiere fracturar. Esto permite que un pozo sea progresivamente fracturado a lo largo de su longitud, reduciendo las pérdidas de fluidos de fracturación a través de las áreas ya fracturadas (figura 6).

20 - Valoración de activos ambientales 20 Figura 6. Esquema de un pozo de extracción Shale con perforación horizontal Las longitudes laterales perforadas van desde los 1,000 m hasta los 3,000 m y su costo es hasta tres veces superior al de un pozo vertical, pero al ser el contacto con el reservorio de gas mucho mayor, este gasto queda compensado. Además, se reduce el número de pozos necesarios y, en consecuencia, el número de gasoductos, carreteras e instalaciones de producción en general, minimizando el impacto ambiental de la actividad sobre la población. El empleo conjunto de ambas técnicas genera diferencias respecto a la extracción de gas convencional en cuanto al número de pozos y su distribución en los yacimientos. Una nueva técnica importante y adecuada para la explotación de Shale gas es el Pad de perforación, donde hay varios pozos perforados y completados en una sola ubicación. Esto reduce al mínimo la necesidad de carreteras y reduce la huella global de las operaciones; es especialmente importante en áreas pobladas o tierras de cultivo y otras zonas

21 - Valoración de activos ambientales 21 ambientalmente sensibles; y, también permite un mayor nivel de sofisticación en el manejo de materiales 5 (Figura7). Figura 7. Pad o almohadilla de extracción de Shale gas con varios pozos perforados en una sola ubicación. Además de las técnicas antes citadas, existe toda una serie de importantes avances en la adquisición, procesamiento e integración de datos sísmicos y geológicos que han permitido realizar representaciones en 3D del propio reservorio. Lo anterior ha ayudado a modernizar yacimientos de gas no convencional, lo cual es más difícil de llevar a cabo que en el caso de los convencionales ya que tardan más tiempo en estabilizarse, y ha facilitado la selección de las zonas con mayores fracturas naturales que conduzcan a un mayor rendimiento en la producción de gas. Paralelamente se han producido mejoras en las técnicas habituales de perforación y cementación de pozos Características de un pozo de extracción Shale Los pozos de explotación deben conectar con la superficie la mayor extensión del yacimiento posible. En la mayoría de los yacimientos convencionales un pozo vertical

22 - Valoración de activos ambientales 22 soluciona esta exigencia, pues el espesor de la capa del yacimiento es suficientemente grande. El pequeño espesor de los yacimientos de Shale gas no hace rentable su explotación con pozos verticales que atraviesen la formación de lutitas. Con el fin de incrementar el caudal de hidrocarburo que fluye hacia el pozo de extracción, la perforación recorre horizontalmente la formación de la roca almacén, aumentando el contacto entre el pozo perforado y la roca. Como se explicó anteriormente, la perforación de los pozos se inicia de forma vertical como en los pozos convencionales hasta alcanzar la profundidad donde se encuentra el yacimiento. Aquí la perforación se inclina hasta conseguir la horizontalidad que tiene el yacimiento y se prolonga durante varios centenares de metros (Figura 8). Figura 8.- Pozos de extracción Shale vertical, y perforación lateral con multifractura hidráulica.

23 - Valoración de activos ambientales 23 El pozo se perfora en tramos. En cada tramo se introduce una tubería (casing) y se cementa el espacio anular comprendido entre la perforación y el casing. De esta forma se van aislando las distintas capas del terreno, impidiendo su potencial contaminación. Se continúa la perforación con diámetros más reducidos hasta llegar a la profundidad del yacimiento, cementando nuevamente el espacio anular. En este punto se sustituye la cabeza de perforación por una que permita la desviación lateral del pozo y se continúa perforando de forma horizontal, ya dentro del yacimiento. Con el fin de reducir los costos de la perforación y la futura operación, así como para reducir el área ocupada en la superficie, los tramos verticales se concentran en una pequeña zona, junto a la que se colocan las instalaciones de superficie necesarias para la producción Fractura hidráulica La fractura hidráulica se refiere al proceso por el cual se inyecta un fluido a alta presión en los pozos para crear grietas y fisuras en formaciones rocosas e incrementar la permeabilidad de la roca. El fluido inyectado normalmente está formado por agua y aditivos químicos. A medida que se fractura la roca, se bombea un agente de apuntalamiento para evitar que se cierren las grietas una vez que se reduzca la presión. El agente de apuntalamiento está formado por arenas o perlas de cerámica. Los fluidos de fractura se devuelven a la superficie, y el gas natural fluye desde los poros y las grietas de la roca almacén hacia el pozo. Existen principalmente dos tecnologías utilizadas en la fractura hidráulica: Plug & Perf (taponar y perforar) y el uso de mangas deslizantes. El sistema Plug & Perf crea múltiples fracturas hidráulicas en un pozo horizontal con cementado completo del espacio anular (revestimiento). Con esta técnica las operaciones de fractura comienzan desde el extremo final del pozo hacia el talón. La secuencia de pasos operativos consiste en fijar tapones en la ubicación deseada del pozo horizontal dividiéndolo en segmentos. Se realizan perforaciones en cada segmento mediante la detonación de cargas explosivas, y posteriormente se bombea el fluido de fractura para provocar grietas en el segmento. Se repite el proceso hasta llegar al talón. Una vez se completan todas las etapas, los tapones son destruidos, el pozo se limpia y se pone en funcionamiento.

24 - Valoración de activos ambientales 24 En el caso del uso de mangas deslizantes y orificios de fractura, una vez concluida la perforación del pozo se introduce una ristra formada por selladores y tramos con mangas deslizantes y orificios de fractura. Los selladores de pozo permiten aislar cada sección del pozo horizontal. Se coloca una manga deslizante entre cada sellador que abre unos orificios de fractura mediante bolas del tamaño adecuado a cada caso y que son lanzadas al interior del pozo. Cada bola es menor que la abertura de todas las camisas anteriores, pero más grande que la camisa que se pretende abrir. La bola presiona el extremo del conjunto de la manga deslizante, haciendo que se deslice y abra los orificios de fractura. Una vez abiertos, el fluido se desvía hacia el exterior del pozo que no lleva ningún revestimiento, provocando las fracturas en la roca. La separación entre los selladores puede ser de hasta varios cientos de metros; estos selladores se accionan mediante procedimientos mecánicos, hidráulicos o químicos. La principal ventaja de esta tecnología de mangas deslizantes es la velocidad de la operación. Se reduce el tiempo del proceso completo ya que no hay necesidad de realizar las múltiples intervenciones de forma reiterativa en cada segmento. Esta tecnología reduce los costos en comparación con la tecnología tradicional Plug & Perf y aumenta la eficiencia de los equipos de fractura. Se logra completar todo el proceso en un par de días, en comparación con la semana o más necesaria para la tecnología Plug & Perf. La producción de un yacimiento Shale experimenta un fuerte descenso los primeros años de explotación. No es extraña una reducción en la producción de 8 mcf/d a 1 mcf/d en cada pozo. Sin embargo, la diferencia fundamental con la explotación de yacimientos convencionales es su larga duración: los pozos mantienen una pequeña producción residual durante muchos años. Sin embargo, debido a la escasa producción después de los primeros años, se hace necesario continuar perforando nuevos pozos para mantener la producción total del yacimiento Plataformas de extracción Las plataformas de tamaño medio para la extracción Shale contienen generalmente 6 pozos, y ocupan una superficie que varía entre 1.25 y 3 km2. Como se puede observar en la

25 - Valoración de activos ambientales 25 siguiente figura, la superficie está compuesta por diversas instalaciones: torre de extracción, zonas de almacenamiento de materiales, instalaciones para el personal, zona de recepción de materiales, aparcamientos de los camiones y redes de llegada/salida de agua, etc. (1) cabeza de pozo, (2) línea de flujo (para reflujo y testeo), (3) separador de arena para el reflujo, (4) tanques para reflujo, (5) calentadores de línea, (6) fósforo o mechero, (7) camiones de bombeo, (8) depósitos de arena, (9) camiones para el transporte de arena, (10) camiones para el transporte de ácido, (11) camiones con aditivos químicos, (12) mezcladora, (13) centro de monitoreo y control de fractura, (14) embalse de agua potable, (15) cañería para el abastecimiento de agua potable, (16) tanques extra, (17) calentadores de línea, (18) separador deslizante, (19) colector de producción, Figura 9. Despliegue territorial durante un proceso de fractura hidráulica, New York, Fuente: Shale Gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Tyndall Centre for Climate Change Research.

26 - Valoración de activos ambientales 26 Es importante señalar que la explotación de este recurso conlleva un incremento muy importante del tráfico en la zona, lo que puede producir molestias a la población cercana, incremento de accidentes y deterioro del vía pública. Una instalación de este tipo modifica completamente el uso del terreno sobre el que se construye, y el tráfico y el ruido producen disturbios en el entorno, tanto para la población existente como para la fauna silvestre. (figura10) Figura 10. Imagen aérea de una zona de pozos de extracción de Shale gas Source: Photograph by EcoFlight, courtesy of SkyTrut,

27 - Valoración de activos ambientales Características e insumos de un pozo de extracción de Shale gas La perforación de un pozo conlleva el uso de diversos insumos, entre los que destacan el uso de agua mezcla de químicos y geles. Las cantidades y proporciones de los insumos pueden variar dependiendo de la profundidad del pozo y de la forma de extracción Shale. (Cuadro 5)

28 - Valoración de activos ambientales 28 Cuadro 5. Características e insumos promedio de un pozo de extracción Shale. Tomado de Azuaga, V.M., A. González N.; l. Navaz V. y A. Mirón L Tecnologías y evaluación de Impacto Ambiental en la extracción de Shale gas. Escuela de Organización Industrial., Máster en Ingeniería y Gestión Medio Ambiental.

29 - Valoración de activos ambientales 29 Una vez que concluye la fractura de la roca de esquisto en el interior del pozo, los fluidos son regresados a la superficie, actividad denominada flowback. La mezcla residual es almacenada en la superficie de cielo abierto en estanques con una capa plástica que aísla los fluidos del suelo (Figura 11). Figura 11. Imagen de satélite de Google Earth donde se observan un complejo de estanques, también conocidos como balsas de desperdicio del fracking, cerca del White River, Utha, U.S. Tomado de: Speak-Volumes.

30 - Valoración de activos ambientales PRODUCCIÓN A NIVEL MUNDIAL Y POTENCIAL DE SHALE GAS EN MÉXICO 3.1. Perspectiva mundial Durante los últimos años, el gas natural ha tenido una fuerte expansión en la matriz energética global. Esta situación se ve ahora reforzada por el descubrimiento de formas rentables de extraer el Shale gas, el cual, como se ha señalado anteriormente, es un tipo de gas natural no convencional que se encuentra incrustado en rocas subterráneas y que no era posible explotar comercialmente hasta hace pocos años. Lo anterior ha implicado que las reservas recuperables de gas aumentaran un 40% a nivel mundial, según cifras preliminares. El gas natural posee importantes ventajas en cuanto al medio ambiente, en especial cuando es utilizado en reemplazo de otros combustibles fósiles, puesto que genera menores emisiones y constituye un buen complemento para el desarrollo de las energías renovables no convencionales. Si bien han existido cuestionamientos ambientales respecto de las técnicas que se usan para extraer el Shale gas, se ha trabajado a nivel mundial para definir mejores prácticas que den garantías para un desarrollo sustentable de la industria. Estados Unidos ha liderado los avances en este sector, aumentando su producción de gas tan rápidamente que en pocos años pasaría de ser un importador de gas natural licuado a un potencial exportador. Por el contrario, otros países con reservas de Shale gas se han auto impuesto una serie de barreras regulatorias, legales y ambientales que han impedido el desarrollo de su producción de gas natural a gran escala 8. Las estimaciones más actualizadas, realizadas en 2013 por la U.S. Energy Information Administration (EIA), identifican 41 países con 95 cuencas y con un total de 137 formaciones de Shale, esto significa la posibilidad de recuperar unos 7,299 trillones de pies cúbicos de Shale gas y unos 345 billones de crudo ligero. (Cuadro 6)

31 - Valoración de activos ambientales 31 Cuadro 6. Comparativo sobre la valoración mundial de crudo y gas Shale En el mapa siguiente se observa, coloreado en rojo, el grupo de 41 países y las cuencas en donde se tienen suficientes datos geológicos y se han llevado a cabo estimaciones sobre la existencia de reservas de crudo y gas Shale técnicamente recuperables. En color naranja se representan las cuencas que fueron revisadas pero que no se cuenta con estimaciones probadas, principalmente por la carencia de datos necesarios para la valoración. En blanco están las áreas que no fueron valoradas en el reporte. (Figura12)

32 - Valoración de activos ambientales 32 Figura 12.- Valoración de cuencas a nivel mundial con recursos estimados de gas y crudo Shale. Tomado de: U.S. basins from U.S. Energy Information Administration and United States Geological Survey; other basins from Advanced Resources International (ARI) based on data from various published studies. Trece países encabezan las listas con mayores recursos de crudo y gas Shale, de los cuales siete países aparecen en ambas listas (Rusia, EE.UU., China, Argelia, Australia, México y Canadá, ver Cuadros 7 y 8). Por ejemplo, Rusia aparece como el principal país con recursos técnicamente recuperables de crudo Shale estimados en 75 billones de barriles, seguido de los Estados Unidos y China con 58 y 32 billones de barriles respectivamente (Cuadro 7). En el caso del gas Shale, China se ubica como el principal país con reservas de 1,115 trillones de pies cúbicos de gas técnicamente recuperable, seguido de Argentina y Algeria con 802 y 707 trillones de pies cúbicos, respectivamente. (Cuadro 8) Cabe destacar que en ambas listas de los principales países con reservas probadas de gas y crudo Shale, aparecen los países de Estados Unidos de Norteamérica, Canadá y México.

33 - Valoración de activos ambientales 33 Cuadro 7. Diez principales países con recursos de aceite Shale técnicamente recuperables.

34 - Valoración de activos ambientales 34 Cuadro 8. Diez principales países con recursos de Shale gas técnicamente recuperables Explotación y potencial productivo de Shale gas & oil para México La explotación de acumulaciones de petróleo de la corteza terrestre, que pueden encontrarse tanto a pocos metros o en las profundidades, puede realizarse por procedimientos de extracción líquida o gaseosa. El primer paso para encontrar acumulaciones es localizar una roca que se haya formado en un medio propicio para la existencia del petróleo, es decir, suficientemente porosa y con la estructura geológica de estratos adecuada para que puedan existir bolsas de petróleo. Mediante el uso de técnicas geofísicas y de perforación, que permiten el revelamiento y la exploración de los estratos

35 - Valoración de activos ambientales 35 sedimentarios a grandes profundidades por debajo de las plataformas continentales, se han descubierto en muchas zonas marítimas las condiciones favorables para la acumulación de crudo y gas. Una vez localizadas las áreas con mayor probabilidad de producción, se realizan perforaciones que pueden llegar a alcanzar hasta 6,000 metros de profundidad. Dos de los métodos utilizados para la perforación son los de percusión y de rotación. El método de rotación consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas que la separan y diamantes que la perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además, contiene un sistema de polea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los tubos recaiga sobre la broca. Para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y, al mismo tiempo, la estructura de los estratos del subsuelo permanezca inalterada, según se va perforando el pozo, éste va siendo recubierto mediante unas paredes o camisas de acero de un grosor de entre 6 y 12 milímetros. Los cálculos realizados históricamente permiten afirmar que habitualmente una bolsa de petróleo sólo suele ser aprovechada entre un 25% y un 50% de su capacidad total. El petróleo suele estar acompañado en las bolsas por gas. Ambos, por la profundidad a la que se hallan, están sometidos a altas presiones; y el gas, por esa circunstancia, se mantiene en estado líquido. Al llegar la broca de perforación, la rotura de la roca impermeable provoca que la presión baje, por lo que el gas deja de estar disuelto y se expande, y el petróleo deja de tener el obstáculo de la roca impermeable y suele ser empujado por el agua salada que impregna generalmente la roca porosa que se encuentra por debajo de la bolsa de petróleo. Estas dos circunstancias hacen que el petróleo suba a la superficie. No obstante, llega un momento en que la presión interna de la bolsa disminuye hasta un punto en que el petróleo deja de ascender solo y el gas, cada vez en menor cantidad, deja de presionar sobre el crudo, por lo que hay que forzarlo mediante bombas para que suba. Para aumentar la

36 - Valoración de activos ambientales 36 rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie. Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta aproximadamente un 33% de su capacidad. Dependiendo de las características del terreno, ésta eficiencia puede llegar hasta a un 60%. De acuerdo al reporte generado por la Advanced Resources InternationalInc.,México cuenta con un excelente potencial para el desarrollo en la extracción del gas y aceite Shale, almacenados tierra adentro en depósitos marinos distribuidos a los largo de la región del Golfo de México. Se estima que, técnicamente recuperable, México cuenta con aproximadamente 545 Trillones de pies cúbicos (Tcf) de gas y 13.1 Billones de barriles (Bbrr) de crudo Shale a lo largo del país. Pemex 11 ha identificado cinco grandes provincias geológicas en el norte y centrosureste de México con potencial de recursos Shale: Chihuahua, Sabinas-Burgos-Picachos, Burgos Mesozoico, Tampico Mizantla y Veracruz. (Figura 13)

37 - Valoración de activos ambientales 37 Figura 13. Distribución potencial de cuencas Shale en el Golfo de México. Tomado de EIA/ARI World Shale gas And Shale Oil Assessment, preparated for U.S Energy information Administration and U.S department of Energy. June 2013 Pemex tiene contemplado iniciar la inversión comercial en la producción de Shale gas en 2015 con una inversión aproximada de un billón de dólares para la perforación de 750 pozos. Sin embargo, la inversión inicial de Pemex ha sido costosa: millones de dólares por pozo con tasas modestas de recuperación de flujo de gas de 3 millones de pies cúbicos por día (ft 3 /d). De acuerdo al último informe de 2013 de Pemex, con base a la de información sísmica 2D, los recursos de lutitas aumentaron 4.0% en 2013 en relación con El incremento se debió principalmente al énfasis en la prospección de localizaciones de hidrocarburos en lutitas,

38 - Valoración de activos ambientales 38 destacando el estudio Sur de Burgos 2D. No obstante, vale la pena destacar que se continuaron los trabajos para obtener mayor información de las Cuencas del Sureste, destacando el estudio Zapatero Pénjamo. La obtención de información sísmica 3D se redujo por la transición de la fase de adquisición a la fase de estudio e interpretación de posibles zonas productoras. Una evaluación interna inicial de PEMEX estima 150 Tcf (P90) a 459 billones de pies cúbicos (P10) de los recursos de gas de esquisto recuperables, con una estimación promedio de 297 billones de pies cúbicos. En 2012 PEMEX actualizó su evaluación de los recursos de petróleo y gas de esquisto a 141,5 billones de pies cúbicos de gas de esquisto (que comprende 104,7 Tcf seco y 36,8 Tcf húmedo) y 31,9 mil millones de barriles de petróleo de esquisto y condensado. La exploración de petróleo y gas Shale comenzó en México a finales de A la fecha, PEMEX ha perforado al menos seis pozos en la cuenca de Eagle Ford en el norte de México, pero las cuencas de esquisto del sur aún no han sido probadas. (Figura 14) Figura 14. Provincias geológicas con presencia de recursos Shale en México Tomado de: Pemex, Investor Presentation, Noviembre 2012

39 - Valoración de activos ambientales 39 El Este de México contiene una serie de cuencas con plataformas medianas y altas dentro de la gran cuenca del oeste del Golfo de México; estas características estructurales contienen lutitas marinas ricas en materia orgánica de edad del Jurásico y Cretácico que parecen ser los mejores prospectos de gas y petróleo Shale; como son la zona en forma de arco de esquisto costero que incluye Burgos, Sabinas, Tampico, y la plataforma, cuencas y levantamientos de Tuxpan-Veracruz. Muchas de las cuencas Shale de México son demasiado profundas en su centro para el desarrollo de gas y aceite Shale (> 5 km), mientras que sus porciones occidentales tienden a ser encimadas y estructuralmente complejas. Sin embargo, las porciones del este menos deformadas de estas cuencas y plataformas son someras y estructuralmente más simples. Aquí, las áreas más adecuadas para la extracción de Shale gas & oil están enterradas a profundidades adecuadas de 1 a 5 km en grandes áreas. Con estudios de pirolisis geoquímica, estudios de isótopos de carbono y el análisis de biomarcadores de campos de petróleo y gas se identificaron tres grandes fuentes de hidrocarburos en rocas del Mesozoico en la Cuenca de la Costa del Golfo de México: el Cretácico Superior (Turoniano a Santorian), Baja-Media Cretácico (Albiano-Cenomaniano), y la más importante en el Jurásico Superior (Titoniano); este último se estima que posee el 80% del gas y crudo Shale descubierto en esta región. Estos sitios, en particular el Titoniano, parecen tener el mayor potencial para el desarrollo de Shale gas 10. La figura 15 muestra las principales cuencas de recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables, éstas son mucho más pequeñas que la base total de recursos debido a la complejidad geológica, la discontinuidad de la zona de esquisto en tierra de México, y otras cuestiones como la disponibilidad de recursos tecnológicos y de agua necesarios para su extracción. La mayor parte de los recursos de gas de esquisto de México se encuentran en las regiones noreste y centro-este del país. La Cuenca de Burgos representa la mayor parte de los recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables de México.

40 - Valoración de activos ambientales 40 Figura 15. Principales cuencas de extracción Shale en el medio terrestre en México. Tomado de:

41 - Valoración de activos ambientales Cuenca de Tampico Escenario Geológico La Cuenca de Tampico limita al oeste con la Sierra Madre Oriental, al este con la plataforma de Tuxpan, y se extiende hacia el norte desde la elevación de Santa Ana de Tamaulipas al arco norte de Tampico. En el margen del norte es un arco limitado por una serie de fallas que se extienden hacia el sur. La principal roca de la cuenca de Tampico es el Shale Pimienta del Cretácico Superior (figura 16) Propiedades del Reservorio de gas y crudo Shale Cerca de la Ciudad de Tampico, algunos de los 50 pozos convencionales han penetrado lutitas ricas en materia orgánica del Shale Pimienta a profundidad entre los 1,000 a 3,000 m. Tres ventanas de madurez térmica de gas seco, gas húmedo y petróleo aparecen de oeste a este, y su profundidad varía de 1,700 a 2,500 m. El área probable de contener Shale Pimienta abarca aproximadamente 13,600 km 2. El promedio neto del contenido orgánico total (TOC) se estima en un 3%, con un rango de madurez termal de 0.85% a 1.4% Ro Valoración del Recurso gas y crudo Shale El Shale Pimienta de la Cuenca de Tampico se estima en 23 Tcf y 5.5 Bb de riesgo técnicamente recuperables de recursos de Shale gas & oil fuera del riesgo de Shale gas en el lugar (OGIP); y el riesgo de crudo Shale en el lugar (OOIP) se estima en 151 Tcf y de 135 Bb respectivamente. El promedio de la concentración de los recursos de Shale gas es de 19 a 83 Bcf/mi 2, mientras que en el caso del petróleo Shale los promedios de concentración son de 17 a 38 millones de Bb/mi 2. Pemex ha reportado que está evaluando la geología del Shale en esta cuenca y planea perforar hasta unos 80 pozos en el

42 - Valoración de activos ambientales 42 Figura 16.- Probable formación del Shale Pimienta en la Cuenca de Tampico. Tomado de EIA/ARI World Shale gas and Shale Oil Assessment, preparated for U.S Energy information Administration and U.S department of Energy, June 2013

43 - Valoración de activos ambientales Plataforma de Tuxpan La Plataforma de Tuxpan está ubicada al sureste de la Cuenca Tampico, es un gran sótano encapsulado con una plataforma carbonatada del Cretácico Temprano bien desarrollada. El depósito de Shale gas se encuentra en el sur de la plataforma de Tuxpan. Aproximadamente 50 km al sur de la ciudad de Tuxpan, cerca de Poza Rica, una docena de pozos de petróleo de explotación convencional en la zona sinclinal de La Mesa han penetrado lutitas ricas en materia orgánica de espesor similar a las formaciones Pimienta (Titoniano) y Tamaulipus (Cretácico Inferior). (Figura 17) Detalles de una sección transversal de la plataforma de Tuxpan muestran una delgada capa de rocas del Cretácico Inferior y Jurásico Superior sumergidas en la cuenca del Golfo de México; estos recursos de roca llegan a profundidades probables de 2,500 m. Los rangos propensos de madurez termal son de petróleo a gas Propiedades de los reservorios de Shale gas & oil. Los promedios de la porción ricamente orgánica del Shale Pimienta del Jurásico son de unos 500 pies, con un promedio neto de 200 pies de espesor. En algunas zonas de Poza Rica las capas de Shale son escasas o ausentes, debido probablemente a la erosión submarina o la falta de deposición. La respuesta a los rayos Gamma de la porción ricamente orgánica del Shale Pimienta indica un 3% de TOC el cual está dentro de ventana o rango del petróleo al gas húmedo (Ro promedio de 0.9%). Los rangos de profundidad de son de 6,600 a 10,000 pies con un promedio de unos 8,500 pies. El Shale Tamaulipas del Cretácico inferior tiene tramos con un intervalo de 6,000 a 9,500 pies con un promedio de 7,900 pies; los intervalos ricamente orgánicos tienen un promedio de 300 pies, con un espesor neto de 210 pies; el TOC se ha estimado en un 3.0%; y el promedio de madurez termal es del 0.85%Ro.

44 - Valoración de activos ambientales 44 Figura 17. Potencial de Shale gas & oil en el área de la plataforma Tuxpan. Tomado de EIA/ARI World Shale gas and Shale Oil Assessment, preparated for U.S Energy information Administration and U.S department of Energy., June 2013

45 - Valoración de activos ambientales Valoración de recursos Shale en la plataforma de Tuxpan En la plataforma de Tuxpan, el área probable de la formación del Shale Pimienta (Pimienta Fm) puede ser estimada en unos 2,590 km 2. El riesgo técnicamente recuperable de los recursos Shale se estima cerca de 1 Tcf de Shale gas y 0.5 Bb de petróleo Shale. El riesgo de recurso Shale en el lugar está estimado en 10 Tcf y 12 Bb de Shale gas y petróleo, respectivamente. Debido a los datos limitados de la reciente formación del Shale de Tamaulipas (Tamaulipas Fm), se asume que el área es similar a la formación del Shale Pimienta; el riesgo técnicamente recuperable de recursos en la formación de Shale Tamaulipas es de cerca de 1 Tcf de Shale gas y de 0.5 Bb de petróleo y condensado; y los recursos fuera de riesgo en el sitio se calculan en 9 Tcf y 13 Bb Plataforma de Tuxpan y el polígono de La Limonaria, Veracruz. De acuerdo a los mapas presentados en 2013 como parte de la publicación Advanced Resources International, se identificó un gran potencial de recursos Shale dentro el polígono de La Limonaria en el Estado de Veracruz, ubicado en la Cuenca de Tampico, dentro del área de Shale Pimienta del Tithoniano. (Figura 18)

46 - Valoración de activos ambientales 46 Figura 18. Ubicación del polígono la Limonaria, Veracruz. (Adecuación propia utilizando el mapa de EIA/ARI World Shale gas and Shale Oil Assessment, preparated for U.S Energy information Administration and U.S department of Energy., June 2013).

47 - Valoración de activos ambientales Cuenca de Burgos Escenario geológico La Cuenca de Brugos se localiza en el noreste de México en el Estado de Coahuila, y cubre aproximadamente unos 62,678 km 2, sin incluir las extensiones de la plataforma continental del Golfo de México. Es una extensión de las cuencas de Maverick de Texas, las cuales son las últimas zonas Eagle Ford y Pearsall productivas de Shale. El Shale de Eagle Ford con unos 44,807 km 2 de áreas probables exhibe una alta concentración por arriba de los 191 billones de pies cúbicos por milla 2 (Bcf/m 2 ); el riesgo de Shale gas en el sitio es de 1,222 Tcf y de petróleo Shale es de 16 bb; el riesgo técnicamente recuperable estimado puede ser de 343 Tcf de gas y 6.3 bb de petróleo y condensado de Shale. El Shale de Tithoniano de La Casita y Pimienta tienen una alta probabilidad en un área de 17,353 km2 con un estimado de 50 Tcf de riesgo, con recursos de gas húmedo técnicamente recuperable de 202 Tcf de riesgo en el sitio; y una concentración de los recursos de cerca de los 100 Bcf/m 2. La explotación por PEMEX en la cuenca de Burgos inició en 1942 descubriendo algunos de los 227 campos, descubiertos a la fecha, la mayoría de gas. Actualmente existen cerca de 3,500 pozos de gas natural activos produciendo en la Cuenca de Burgos; estos reservorios convencionales típicamente tienen baja permeabilidad con una declinación rápida de producción de gas. Pemex hizo el primer descubrimiento de Shale en la cuenca de Burgos a finales de 2010 y principios de 2011, perforando el pozo de Shale gas llamado Emergente 1 localizado a unos cuantos kilómetros de la frontera con Texas. Este primer pozo horizontal tuvo una profundidad cerca de 2,500 m de profundidad y unos 2,500 m de perforación lateral, realizando 17 etapas de estimulación de fracturas con un costo de millones de dólares, y una tasa de producción modesta de 2.8 millones de pies cúbicos por día; por lo que no sería rentable a los precios actuales del gas 11.

48 - Valoración de activos ambientales 48 Los dos mejores prospectos objetivos de Shale están en la cuenca de Burgos: el Shale Eagle Ford del Cretáceo, principalmente Turoniano; y las formaciones La Casita y Pimienta de Jurásico, principalmente Tithoniano. El Shale Eagle Ford en México es una extensión directa del equivalente productivo de Texas, mientras que las formaciones La Casita y Pimienta están correlacionadas con el Shale Haynesville del Este de Texas. (Figura 19)

49 - Valoración de activos ambientales 49 Figura19.-Mapa de las probables áreas de gas y aceite Shale en la Cuenca de Burgos Tomado de EIA/ARI World Shale gas and Shale Oil Assessment, preparated for U.S Energy information Administration and U.S department of Energy., June 2013

50 - Valoración de activos ambientales Cuenca Sabinas La Cuenca Sabinas es una de las mayores cuencas de esquisto marino en México, y se extiende sobre una superficie total de 35,700 km2 en la parte noreste del país. La cuenca inicialmente se expandió durante el Jurásico de noreste a suroeste y después fue fuertemente afectada por el Cretácico Tardío Orogenia Laramide. Estructuralmente compleja, la Cuenca de Sabinas se ha deformado en una serie de pliegues apretados, de tendencias NW-SE. La baja disolución de sal en el Jurásico durante la primera era del Terciario introdujo una sobreimpresión adicional del complejo tectónico. Gran parte de la Cuenca de Sabinas está demasiado deformada estructuralmente para el desarrollo del gas de esquisto, pero una pequeña área en el lado noreste de la cuenca se dobla más suave y podría ser explotada. (Figura 20) Las rocas generadoras de petróleo en la Cuenca de Sabinas incluyen el Cretácico Olmos (Maastrichtiano) Eagle Ford Shale (Turoniano), y el Jurásico Tardío (Titoniano) Formación La Casita Valoración del recurso Eagle Ford Shale La unidad de Eagle Ford Shale es el objetivo de Shale gas más grande en la Cuenca de Sabinas, con un estimado de 100 billones de pies cúbicos técnicamente recuperable de los recursos de gas de esquisto; se calcula 501 Tcf de gas de esquisto en el lugar dentro de un área de 9,500 km2; y el promedio de la concentración de recursos es de unos 132 millones de pies cúbicos / km 2. Formación La Casita. Es el segundo objetivo en la Cuenca de Sabinas. Contiene un estimado de 24 billones de pies cúbicos de gas de esquisto técnicamente recuperables, y 118 Tcf de gas de esquisto de riesgo en el lugar. Su concentración de recursos se estima en 69 millones de pies cúbicos / km2.

51 - Valoración de activos ambientales 51 Actividad reciente PEMEX ha perforado una exploración de gas de esquisto en la Cuenca de Sabinas, lo que confirma la continuación de la obra Eagle Ford Shale. El pozo horizontal Percutor-1, que se terminó en marzo de2012, produce gas seco a una profundidad bajo la superficie de 3,330-3,390 m. La producción inicial del pozo fue de 2.17 millones de pies3/día (intervalo de tiempo no especificado), y según los informes, el gas ha disminuido rápidamente con la producción. Figura 20.-Mapa de la Cuenca de Sabinas con los prospectos de gas Shale en Coahuila Tomado de EIA/ARI World Shale gas and Shale Oil Assessment, preparated for U.S Energy information Administration and U.S department of Energy., June 2013

52 - Valoración de activos ambientales IMPACTOS AMBIENTALES DERIVADOS DE LA EXPLOTACIÓN DEL HIDROCARBUROS SHALE Existe una gran polémica en temas relacionados con el impacto ambiental y social en áreas donde se pretende desarrollar la actividad relacionada con la fracturación hidráulica (hydraulic fracking) para la explotación de hidrocarburos de lutitas o Shale gas & oil. Es cuestionado por los impactos ambientales que provoca el fracking, principalmente por la gran cantidad de agua que se utiliza para la perforación de los pozos y la extracción de hidrocarburos, así como por la emisión de gas metano que se libera al ambiente durante las actividades de explotación 42. Son varios los beneficios que representará la Reforma Energética para México, principalmente enfocados a una economía competitiva y sustentable; sin embargo y como premisa de trabajo, se deben tomar en cuenta aspectos ambientales de gran importancia como la falta de disponibilidad de agua en las regiones donde se encuentran los yacimientos Shale. 4.1 Uso de agua durante el proceso de fractura hidráulica. La actividad del fracking depende en gran medida de la disponibilidad de agua para la perforación de los pozos. Esta circunstancia se agrava si tomamos en consideración que en México, principalmente en la región Norte, se han declarado zonas de veda que prohíben la explotación de aguas subterráneas debido a la sobreexplotación y/o contaminación de los mantos freáticos 42. Se requieren grandes cantidades de agua durante la perforación del pozo para enfriar la cabeza del taladro y para remover los lodos de la perforación; así como durante el proceso de la fractura hidráulica, en el cual se inyecta agua para romper la roca de esquisto o Shale para estimular la salida de gas y crudo. De acuerdo con un estudio de demanda de agua realizado durante el desarrollo del Shale Barnett en Texas, se determinó que antiguos pozos horizontales no cementados con una sola hidro-fractura necesitaron unos 15 millones de litros de agua. Los recientes pozos cementados suelen realizar el trabajo de fractura en etapas múltiples en varios grupos de perforación a la vez, donde la distancia entre dos fracturas de un pozo horizontal es de unos m, con

53 - Valoración de activos ambientales 53 un aproximado de tres etapas de fracturas. La revisión de unos 400 pozos resultó en el consumo de entre 25 a 30 m3/m de agua para realizar la fractura 17. El agua que se usa para el hidro-fracking puede ser de origen superficial o subterránea y representa entre el 95% y98% de la composición del fluido; el restante es una mezcla conocida como sligt water (agua resbalosa) o Light sand (arenas ligeras) y un 1% de químicos como bactericidas, reductores de fricción y ácidos. Cuando se usa la tecnología de hidro-fracking para mejorar la producción de un pozo con perforación vertical y horizontal se requiere cerca de 1.2 a 3.5 millones de galones, lo que es equivalente a 4.5 a millones de litros de agua. El uso intensivo del agua para la extracción Shale con la tecnología del hidro-fracking es una de las principales preocupaciones, ya que compite con otras actividades como riego para agricultura de riego, otros tipos de industria y, por supuesto,el consumo humano Químicos usados en la mezcla del hidro-fracking El agua que se utiliza en el proceso de hidro-fracking va acompañada por una mezcla de químicos que tienen como principal función evitar el cierre de las grietas o poros de la roca de esquisto, y así mantener el flujo de gas y petróleo hacia la superficie; además de reducir la presión de la mezcla y la corrosión en las tuberías, entre otras funciones. Los químicos que componen la mezcla varían de acuerdo al tipo de Shale, pero en general están compuestos de la siguiente forma: Ácido: Limpia la perforación antes de realizar la inyección del fluido para la realización de las fracturas. Biocida: Inhibe el crecimiento de organismos que podrían producir gases contaminantes del metano, además de reducir la capacidad del fluido de transportar el agente de apuntalamiento. Estabilizador de arcilla: Previene el bloqueo y la reducción de la permeabilidad en las formaciones arcillosas.

54 - Valoración de activos ambientales 54 Inhibidor de corrosión: Reduce la formación de óxido en las tuberías de acero, los encamisados de los pozos, etc. Reticulante: Permite aumentar la viscosidad del fluido y, por lo tanto, transportar más agente de apuntalamiento en las fracturas. Reductor de fricción: Reduce la fricción permitiendo que el fluido del fracking sea inyectado en dosis y presión óptimas. Agente gelificante: Incrementa la viscosidad del fluido, permitiendo un mayor transporte del agente de apuntalamiento. Controlador de óxidos: Previene la precipitación de óxidos de metal que podrían degradar los materiales empleados. Inhibidor de sarro: Previene la precipitación de carbonatos y sulfatos (carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato de bario) que pueden degradar los materiales utilizados. Surfactante: Reduce la tensión superficial del líquido de fracking y, por lo tanto, favorece su recuperación. La siguiente Tabla muestra algunos de los químicos usados en el proceso de extracción Shale en los Estados Unidos. Esta información se encuentra disponible en la página web (Cuadro 9) Chemical Name CAS Chemical Purpose Product Function 1 Hydrochloric Acid Helps dissolve minerals and initiate cracks in the rock Acid 2 Glutaraldehyde Eliminates bacteria in the water that produces corrosive by-products Biocide

55 - Valoración de activos ambientales 55 3 Quaternary Ammonium Eliminates bacteria in the water that Biocide Chloride 02-9 produces corrosive by-products 4 Quaternary Ammonium Eliminates bacteria in the water that Biocide Chloride 71-1 produces corrosive by-products 5 Tetrakis Hydroxymethyl Eliminates bacteria in the water that Biocide Phosphonium Sulfate 30-8 produces corrosive by-products 6 Ammonium Persulfate Allows a delayed break down of the gel Breaker 7 Sodium Chloride Product Breaker 8 Magnesium Peroxide Allows a delayed break down the gel Breaker 9 Magnesium Oxide Allows a delayed break down the gel Breaker 10 Calcium Chloride Product Stabilizer Breaker 11 Choline Chloride Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer 12 Tetramethyl ammonium Prevents clays from swelling or shifting Clay chloride 57-0 Stabilizer 13 Sodium Chloride Prevents clays from swelling or shifting Clay Stabilizer 14 Isopropanol Product stabilizer and / or winterizing Corrosion

56 - Valoración de activos ambientales agent Inhibitor 15 Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent Corrosion Inhibitor 16 Formic Acid Prevents the corrosion of the pipe Corrosion Inhibitor 17 Acetaldehyde Prevents the corrosion of the pipe Corrosion Inhibitor 18 Petroleum Distillate Carrier fluid for borate or zirconate crosslinker Crosslinker 19 Hydrotreated Light Carrier fluid for borate or zirconate Crosslinker Petroleum Distillate 47-8 crosslinker 20 Potassium Metaborate Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker 21 Triethanolamine Maintains fluid viscosity as temperature Crosslinker Zirconate 44-7 increases 22 Sodium Tetraborate Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker 23 Boric Acid Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker 24 Zirconium Complex Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker 25 Borate Salts N/A Maintains fluid viscosity as temperature increases Crosslinker

57 - Valoración de activos ambientales Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker 27 Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Crosslinker 28 Polyacrylamide Slicks the water to minimize friction Friction Reducer 29 Petroleum Distillate Carrier fluid for polyacrylamide friction reducer Friction Reducer 30 Hydrotreated Light Carrier fluid for polyacrylamide friction Friction Petroleum Distillate 47-8 reducer Reducer 31 Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer 32 Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Friction Reducer 33 Guar Gum Thickens the water in order to suspend the sand Gelling Agent 34 Petroleum Distillate Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling Agent 35 Hydrotreated Light Carrier fluid for guar gum in liquid gels Gelling Petroleum Distillate 47-8 Agent 36 Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent 37 Polysaccharide Blend Thickens the water in order to suspend Gelling

58 - Valoración de activos ambientales the sand Agent 38 Ethylene Glycol Product stabilizer and / or winterizing agent. Gelling Agent 39 Citric Acid Prevents precipitation of metal oxides Iron Control 40 Acetic Acid Prevents precipitation of metal oxides Iron Control 41 Thioglycolic Acid Prevents precipitation of metal oxides Iron Control 42 Sodium Erythorbate Prevents precipitation of metal oxides Iron Control 21-3 Used to prevent the formation of emulsions in the fracture fluid 43 Lauryl Sulfate Non- Emulsifier 63-0 Product stabilizer and / or winterizing agent. 44 Isopropanol Non- Emulsifier 21-1 Product stabilizer and / or winterizing agent. 45 Ethylene Glycol Non- Emulsifier 46 Sodium Hydroxide Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent 47 Potassium Hydroxide Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent

59 - Valoración de activos ambientales Acetic Acid Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent 49 Sodium Carbonate Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent 50 Potassium Carbonate Adjusts the ph of fluid to maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers ph Adjusting Agent 51 Copolymer of Prevents scale deposits in the pipe Scale Acrylamide and Sodium 30-8 Inhibitor Acrylate 52 Sodium Polycarboxylate N/A Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor 53 Phosphonic Acid Salt N/A Prevents scale deposits in the pipe Scale Inhibitor 54 Lauryl Sulfate Used to increase the viscosity of the fracture fluid Surfactant 55 Ethanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant 56 Naphthalene Carrier fluid for the active surfactant ingredients Surfactant 57 Methanol Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant

60 - Valoración de activos ambientales Isopropyl Alcohol Product stabilizer and / or winterizing agent. Surfactant 59 2-Butoxyethanol Product stabilizer Surfactant Cuadro 9. Compuestos frecuentemente usados en la mezcla del hidro-fracking en los Estados Unidos. Tomado de De forma similar, la comunidad europea ha dispuesto un reglamento conocido como REACH (Regulation, Evaluation, Authorization and Restriction of Chemicals, disponible en en el que se establece un sistema integrado de registro, evaluación, autorización, así como restricción de sustancias y preparados químicos, que obliga a las empresas que las fabrican e importan a evaluar los riesgos derivados de su utilización, y a adoptar las medidas necesarias para gestionar cualquier riesgo identificado. A continuación se muestra el listado disponible en la página web de la empresa del Reino Unido Cuadrilla, donde se indica la composición de los fluidos de fracturación utilizados en la fracturación en 6 etapas de un pozo típico: Frac Commo Stag n Name Supplier e Supplier Chemic Purpose al Name Country of Origin Compone nts Usted on MSDS Total Volume Volum e Unit MSDS Compone nt Weight % of Chemical Volume of Component in Well meters 3 Concentrati on of Total Volume Injected Comments 1 Fresh Water 1 Conglet on Sand United Utilities Water Carry sand, open fractures Sibelco UK HST-80 Prop open fractures 1 Chelford Sibelco UK CH-52 Sand Prop open fractures UK 1,969.0 meter s % UK 23.0 metric 100% % ton UK 78.0 metric 100% % ton

61 - Valoración de activos ambientales 61 1 Friction CESI Reducer Chemical 1 Chem Tracer 2 Fresh Water FR-40 Spectrache Chem m Tracer United Utilities Reduce pressure required to pump down pipe Identify frac water in flowback Water Carry sand, open fractures 2 Conglet Sibelco UK HST-80 Prop open on Sand fractures Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion in Hydrocarb on Oil Sodium Salt 100% % This product does meter s 1 not contain any reportable hazardous USA Water - grams 90% % UK 2,338.6 meter s* grams 10% % % UK 31.3 metric 100% % ton components as defined in 29 CFR Chelford Sibelco UK CH-52 Sand Prop open fractures UK 85.3 metric 100% % ton 2 Friction CESI Reducer Chemical 2 Chem Tracer FR-40 Spectrache Chem m Tracer Reduce pressure required to pump down pipe Identify frac water in flowback Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion In Hydrocarb on Oil meter s* 100% % This product does not contain any reportable hazardous components as defined in 29 CFR USA Water 1,395 grams 90% % Sodium Salt grams 10% % 3 Fresh Water 3 Conglet on Sand United Utilities Water Carry sand, open fractures Sibelco UK HST-80 Prop open fractures 3 Chelford Sibelco UK CH-52 Sand 3 Friction CESI Reducer Chemical 3 Chem Tracer FR-40 Spectrache Chem m Tracer Prop open fractures Reduce pressure required to pump down pipe Identify frac water In flowback UK meter s % UK 14.6 metric 100% % ton UK 37.6 metric 100% % ton Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion in Hydrocarb on Oil 100% % This product does meter s 3 not contain any reportable hazardous components as USA Water 578 grams 90% % Sodium Salt grams 10% % defined in 29 CFR

62 - Valoración de activos ambientales 62 4 Fresh Water 4 Conglet on Sand United Utilities Water Carry sand, open fractures Sibelco UK HST-80 Prop open fractures UK 1,683.6 meter % s 3 UK 11.5 metric 100% % ton 4 Chelford Sibelco UK CH-52 Sand 4 Friction CESI FR-40 Reducer Chemical 4 Chem Tracer 5 Fresh Water 5 Conglet on Sand Spectrache Chem m Tracer United Utilities Prop open fractures Reduce pressure required to pump down pipe Identify frac water In flowback Water Carry sand, open fractures Sibelco UK HST-80 Prop open fractures 5 Chelford Sibelco UK CH-52 Sand 5 Friction CESI Reducer Chemical 5 Chem Tracer 6 Fresh Water FR-40 Spectrache Chem m Tracer United Utilities prop open fractures Reduce pressure required to pump down pipe Identify frac water in flowback Water Carry sand, open fractures 6 Conglet Sibelco UK HST-80 Prop open 6 on Sand Chelford Sibelco UK CH-52 fractures Prop open Sand fractures 6 Friction CESI Reducer Chemical 6 Chem Tracer FR-40 Spectrache Chem m Tracer Reduce pressure required to pump down pipe Identify frac water in flowback UK 70.7 metric 100% 26.S % ton Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion in Hydrocarb on Oil 100% % This product does meter s 3 not contain any reportable hazardous components as USA Water 1,164 grams 90% % Sodium grams 10% % Salt UK 1,569.2 meter % s 3 UK 27.7 metric 100% % ton UK 83.0 metric 100% % ton Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion in Hydrocarb on Oil defined in 29 CFR % % This product does meter s 3 not contain any reportable hazardous components as USA Water 1,115 grams 90% % Sodium grams 10% % Salt UK 39.0 meter s % UK - metric 100% % ton UK - metric 100% % ton Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion In Hydrocarb defined in 29 CFR % % This product does - meter s 3 not contain any reportable hazardous USA on Water Oil - grams 90% % Sodium grams 10% % Salt components as defined in 29 CFR

63 - Valoración de activos ambientales 63 Total Fresh Water United Utilities Water Carry sand, open fractures Total Conglet Sibelco UK HST-80 Prop open on Sand fractures Total Chelford Sibelco UK CH-52 Sand Total Friction CESI Reducer Chemical Total Chem Total Tracer FR-40 Prop open fractures Reduce pressure required to pump down pipe UK 8,399.2 meter % s 3 UK metric 100% 40.S % ton UK metric 100% S0% ton Netherlan ds Polyacryla mide Emulsion in Hydrocarb on Oil 100% % This product does 3.7 meter s 3 not contain any reportable hazardous components as Spectrache Chem Identify frac USA Water 4,252 grams 90% % m Tracer water In flowback Sodium Salt grams 10% % Cuadro10.- Componentes utilizada en una fractura hidráulica en Bowland Shale, Reino Unido. Tomado de defined in 29 CFR Conforme a diversos estudios, algunas de las sustancias que se han reportado en el hidrofracking pueden ser precursores de cáncer, afectar en el sistema endócrino, provocar daños al sistema nervioso, generar alergias, o causar mutaciones 19. Una lista de 260 compuestos químicos con número CAS (Chemical Abstracts Service) proporcionada en 2009 por el Estado de Nueva York y revisada por el Sistema de Información de Sustancias Químicas Europeas (ESIS), establece de forma resumida cuatro categorías para clasificar estas sustancias 15 : Clasificación de la Toxicidad Presente en la lista 1-4 de sustancias prioritarias Presente en la lista de 33 sustancias prioritarias Presente en la lista de sustancias PTB (persistentes, bioacumulativas y tóxicas) Este análisis apunta que 58 de las 260 sustancias tienen una o más propiedades que podrán ser objeto de preocupación; entre ellas están seis consideradas como cancerígenos conocidos, seis como carcinógenos, siete como mutagénicos y tóxicos, y 38 se clasifican como toxinas agudas para la salud humana, entre otros.cabe aclarar, que el nivel de riesgo de las sustancias puede estar asociado a la cantidad, calidad, concentración, destino, y rutas de exposición de las personas y al ambiente.

64 - Valoración de activos ambientales Las aguas residuales del hidro-fracking. La disposición de las aguas residuales del hidro-fracking es al parecer uno de los problemas más importantes que presenta esta tecnología, ya que los volúmenes de retorno asociados al almacenamiento y tratamiento son de gran magnitud. La variación entre el fluido de facturación que retorna a la superficie va del 15 al 80%, dependiendo de las características geológicas de la obra y del pozo. Estos flujos de retorno, así como los fluidos producidos que provienen de la propia formación requieren ser almacenados y tratados. Generalmente nos referimos a estos fluidos como "aguas residuales", a pesar de que son muy diferentes en composición y la toxicidad de las aguas residuales convencionales. El no almacenar, reciclar o disponer correctamente de estas aguas aumenta el riesgo de derrames o fugas en la superficie, así como de contaminación de las aguas subterráneas 8. Existen varias formas de almacenar temporalmente el agua residual; ya que dependiendo del tipo y composición pueden tener diferente viscosidad, toxicidad y otras características; sin embargo es generalmente almacenada en fosas abiertas forradas con una cubierta plástica que evita la filtración hacia el subsuelo. (Figura 21) Figura 21.-Fosas de depósito temporal agua residual del hidro-fracking Fuente:

65 - Valoración de activos ambientales 65 A manera de ejemplo respecto al manejo del agua residual, en una plantilla con seis pozos (asumiendo no refracturarlo), el volumen de agua residual de retorno del flujo es de unos 7,920 m3 de agua, la cual contiene unos 158 m3 de compuestos químicos mezclados. Si el retorno fuera mayor al 80%, el agua residual sería de unos 137,280 m3 de agua residual con unos 2,746 m3 de compuestos químicos (ver Cuadro 11). Esto representa todo un reto en el manejo, reciclaje y disposición adecuada del agua residual, así como los compuestos químicos y NORMs (Naturally Occurring Radioctive Materials) que traen consigo los retornos de flujo. Cuadro 11. Cálculo de retorno de fluidos de aguas residuales con diferentes niveles de desarrollo de ptoyectos Shale. Tomado de: Wood, R; P. Gilbert; M. Sharmina; K. Anderson Shale gas: a provisional assenment of climate change and environmental impacts. Tyndal Center for Climate Change Reserch, University of Manchester. 4.2 Emisión de gases a la atmósfera Investigadores en Estados Unidos han encontrado que de las perforaciones de lutitas se fugan importantes cantidades de metano; según el investigador Robert Howarth de la Universidad de Cornell En comparación con el carbón, la huella de carbono del gas de esquisto es, por lo menos, 20% mayor y quizás más de dos veces mayor en el horizonte de 20 años. Cifras del gobierno de Estados Unidos y de la industria, indican que el metano que se fuga durante la extracción es al menos un tercio mayor que en los pozos convencionales; con las

66 - Valoración de activos ambientales 66 emisiones de gases efecto invernadero (GEI) en ascenso y con el uso de los combustibles fósiles expandiéndose a un ritmo mayor que las energías renovables, para muchos el Shale no es considerado una buena estrategia para el medio ambiente 43. Los principales problemas ambientales que se derivan durante este proceso son la contaminación del agua y el aire, y la alteración del suelo en la zona de extracción, debido a que en el proceso se libera SO2, No4 y CO. Al llevar a cabo el proceso de perforación, se produce el escape de gases donde el metano es el principal componente del gas natural y un poderoso gas de efecto invernadero. Sin embargo, hasta hoy, no es claro cuál es el impacto de cambiar a otras fuentes de energía en relación a la emisión de gases de efecto invernadero 15. Al extraer el gas Shale por fractura hidráulica, grandes volúmenes de agua son forzados bajo presión para fracturar y re-fracturar la roca esquisto y así aumentar el flujo de gas; al inicio importantes cantidades de esta agua retornan a la superficie después de la inyección y son acompañadas de grandes cantidades de metano 16. (Figura 22) Figura 22.- Diferentes fases del proceso donde se observa la emisión de metano en la explotación, extracción y producción de Shale gas. Tomado de: Lechtenborhmer, S., M. Altmann., S. Capito., W. Weindrof y W. Zttel Impact of Shale gasand Shale oil extraction on the environment and human health. Directorate-General for Internal Policies; Policy Department, Economic and Scientific Policy, European Parliament, Brussels.

67 - Valoración de activos ambientales 67 El metano se libera a la atmósfera cuando se saca el taladro y se perforan los tapones que se colocaron en las etapas del fracturamiento para que fluya el gas 15. En el siguiente cuadro se muestran cifras estimadas de la emisión de metano en cinco formaciones de Shale gas en los Estados Unidos durante el retorno de fluido (flow back) de las fracturas 14. Cuadro 12. Emisiones de metano medidas en cinco formaciones no convencionales en Estados Unidos durante el retorno de fluidos, en la etapa posterior al hidro-fracking, durante la producción inicial de gas, y el tiempo de vida de producción de gas del pozo. El metano no sólo se escapa hacia la atmósfera a través de la apertura de los pozos y de los fluidos que regresan hacia la superficie, sino que también existe evidencia de que el metano liberado por el hidro-fracking puede fugarse a través de la roca y llegar a los mantos freáticos y a los pozos de agua. En el siguiente cuadro se muestran las emisiones fugitivas de metano que se dan durante el proceso de extracción Shale, a comparación de la extracción convencional.

68 - Valoración de activos ambientales 68 Cuadro 13 Porcentajes de emisiones fugitivas de metano producido durante el ciclo de vida de un pozo para extracción de gas Shale, en comparación con pozos convencionales. Tomado de Howarth, R; R. Santoro y A. Ingraffea Methane and greenhouse-gas footprint natural gas from Shale formation. Climatic Change, School of Civil and Environmental Engineering, Cornell University Sismicidad como posible consecuencia del fracking. Según algunos estudios publicados en internet, el aumento en la actividad sísmica en Estados Unidos es provocado por el hombre, registrándose particularmente un significativo aumento de actividad sísmica en áreas de confinamiento de agua mediante inyección profunda. Los científicos conjeturan que el peso de las cargas de reinyección puede estar presionando las fallas geológicas, las cuales también podrían ser alteradas por la lubricación ocasionada por los agentes químicos presentes en el fluido reinyectado. Otra variante a tomar en cuenta son los microsismos que ocurren cada vez que se fractura la roca, y que están en el orden del -1.5 de Magnitud Local (ML). Cabe señalar, que mientras que la intensidad de los microsismos no tenga una Magnitud Local mayor a los 3 ML, éstos no serán perceptibles por la población 18. Sin embargo, en 2011 se reportaron dos sismos del orden de 2.3 ML en la zona conocida como Blackpool (Reino Unido) unas 10 horas después de haber fracturado un pozo a diferentes profundidades. Es probable que la sismicidad alcanzada haya sido producto conjunto del fracturamiento y la estimulación de una falla sísmica que no se había detectado en los trabajos previos 20. Derivado de esta situación, la empresa que estaba trabajando en esta perforación Shale estableció valores limitantes en los grados de magnitud sísmica aceptable, mismos que se muestran en el siguiente Cuadro.

69 - Valoración de activos ambientales 69 Magnitud (Escala de Richter) Menor a 0 Entre 0 y 1.7 Mayor a 1.7 Decisiones Operaciones habituales, sin cambios Se continúa monitorizando después de la inyección al menos durante dos días, hasta que la sismicidad baje a 1 episodio por día. Se detiene la inyección. Cuadro 14. Valores de sismicidad propuestos en la fractura del Shale por la empresa Cuadrilla en el Reino Unido. 4.4 Otros efectos sobre el ambiente causados por la explotación Shale Otra consecuencia de la explotación Shale es la contaminación con gas metano de mantos acuíferos y áreas aledañas; muestras tomadas en 60 pozos de agua en Pensilvania arrojaron un contenido de metano 17 veces mayor que el promedio. 44 Existen otros impactos ambientales a considerar en la exploración y explotación Shale, entre los que podemos mencionar sin asignar un orden de importancia el impacto sobre la vida silvestre y el hábitat que rodea los Pads ; el cambio de uso del suelo que se provoca por los cientos o miles de pozos que se pueden perforar en una cuenca determinada; así como el impacto que genera el ruido de los camiones y las emisiones de los gases de los motores en los cientos de viajes que realizan de la zona del pozo a su destino, adicionalmente al deterioro de las carreteras por la cantidad de vehículos que transitan en los caminos principales y de terracería. El ruido provocado por la perforación de los pozos y las múltiples máquinas que se utilizan en el fracking es otro impacto a considerar, conjuntamente con la contaminación visual que en su conjunto ocasionan los pozos y las piscinas de aguas residuales. 4.5 Vida Silvestre y el hábitat. Las actividades vinculadas con el desarrollo de proyectos Shale pueden afectar la vida silvestre y su hábitat durante la exploración, desarrollo, operación, y abandono de las

70 - Valoración de activos ambientales 70 instalaciones. Las actividades en la superficie pueden afectar especies amenazadas o en peligro de extinción, por lo que se requieren planes y reglamentos especiales cuando exista alguna especie de flora o fauna en alguna categoría de riesgo, y particularmente en áreas tales como humedales y hábitats únicos donde existe la posibilidad de emisión de gases o contaminación de agua por residuos proveniente de las actividades de fracturación y extracción. Cuando las perturbaciones al hábitat de vida silvestre son inevitables, las compañías deben mitigar las perturbaciones mediante la implementación de prácticas de recuperación de tierras para restaurar las condiciones originales. En general, las prácticas de recuperación (o medidas de mitigación) diseñados para proteger y mantener la vida silvestre dependerán de las características del proyecto, las características regionales, y el potencial de las especies afectadas. 4.6 Cambio de uso de suelo y abandono de pozos. Para las actividades de explotación se requiere en promedio de una a dos hectáreas. La maquinaria tiene que remover la vegetación circundante a los pozos, nivelar el terreno y establecer toda la infraestructura de extracción, explotación, depósitos de almacenamiento, camiones oficinas móviles, centros de mando, estanques de aguas residuales, entre otras. La infraestructura permanecerá en el área hasta que la producción de gas o petróleo sea mínima o ya no sea redituable (para cual pueden pasar unos seis años) cuando se desmantela la infraestructura, dejando sólo las válvulas de salida del pozo cercado (Figura 23). El cambio de uso de suelo afecta a vegetación del sitio y circundante, y hay posibilidades de que el suelo sea contaminado por los derrames de hidrocarburos, químicos, y porciones aguas residuales.

71 - Valoración de activos ambientales 71 Figura 23.- Pozo abandonado y tapado en Couden, Kent, Reino Unido. Tomado de Los pozos abandonados han resultado un problema en aumento en las formaciones de explotación Shale; sólo en 2005 el Departamento del Ambiente y Conservación de Nueva York, reportó 1,629 pozos sin producción; 2,117 pozos que no se sabe quién es el dueño, los cuales son conocidos como pozos huérfanos y se asume que están abandonados ; adicionalmente a 4,131 pozos con estatus de desconocidos Sustancias radiactivas en fluidos utilizados en el hidro-fracking que retornan del subsuelo. Como se mencionó anteriormente, cuando se libera la presión del pozo, una parte del agua mezclada con los componentes químicos que se utiliza en el hidro-fracking regresa a la superficie en un volumen aproximado de entre el 15 al 80%, esto se conoce como flowback o flujo de retorno; y el resto se queda dentro del pozo. El flujo de retorno contiene 15 : Químicos transformados producto de la reacción entre los aditivos de la fracturación

72 - Valoración de activos ambientales 72 Sustancias movilizadas de la formación Shale durante la operación de la fracturación, Sustancias radiactivas conocidas como Naturally Occurring Radioctive Materials (NORMs) presentes en este tipo de rocas más que en otras. Las NORMs forman parte de cualquier formación geológica, y a través de la hidro-fractura materiales como Uranio, Thorio y Radio en muy pequeñas partes por millón (ppm) son transportados a la superficie con los fluidos de retorno; los NORMs también se pueden moverse a través de las grietas al agua subterránea o superficial 7. Inicialmente la concentración de NORMs en el agua de retorno es de pequeña magnitud. Sin embargo, a pesar de que el caudal del agua de retorno de un pozo decrece de un modo sustantivo con el paso del tiempo, la concentración de NORMs suele aumentar al incrementarse la proporción de agua de formación 18 (el agua de formación es aquella que se encuentra atrapada en los yacimientos de petróleo). La cantidad de sustancias radiactivas es diferente en cada tipo de formación Shale; por ejemplo el esquisto Marcellus contiene más partículas radiactivas que otras formaciones geológicas. Durante el procesamiento del Shale, NORMs como el gas Radón pueden salir en la corriente de gas natural. El Radón se descompone en 210Pb (un isótopo de plomo), después a 210Bi (un isótopo de bismuto), posteriormente en 210Po (un isótopo polonio), y finalmente a 206Pb (plomo estable). Los elementos de desintegración del radón se depositan como una película sobre la superficie interior de los conductos de admisión, bombas de tratamiento, válvulas y principalmente unidades asociados con propileno, etano, propano, y unidades de procesamiento de flujos. Debido a que los materiales radioactivos se concentran en los equipos utilizados, el mayor riesgo de exposición a los NORMs es para los trabajadores empleados para cortar y limpiar la tubería, eliminar los sólidos de los tanques y pozos, y llevar a cabo la renovación del equipo de procesamiento en general 7.

73 - Valoración de activos ambientales Impacto por ruido, a las vías de comunicación y visual. Como se comentó anteriormente, desde la preparación del sitio el impacto por ruido ocasionado por la maquinaria de construcción; el tránsito intenso de los camiones de transporte, corte y soldadura de tuberías; los equipos de perforación; y las bombas de inyección es constante y puede perjudicar a las comunidades que se encuentren cerca de los campos Shale. También la entrada y salida de camiones de transporte de maquinaria pesada y grúas a las zonas de explotación contribuye al deterioro de caminos primarios y de terracería. Como se muestra en las siguientes fotografías, existe también un impacto o contaminación visual directa en la estética del paisaje de los bosques, praderas o zonas agrícolas durante los diversos estados de la perforación 22. (Figura 24) Figura 24. Contaminación visual de la infraestructura utilizada en la explotación Shale. Tomado de Rose, S.U. and M. Bu Visual Impacts of Natural Gas Drilling in the Marcellus Sale Region. Department of City and Regional Plannig; Land Use, Environmental Planning and Urban Design, Cornell University, 0Planning%20Student%20Papers/CRP5072_Visual%20Impact_Final%20Report.pdf

74 - Valoración de activos ambientales 74 5 MÉTODO PARA LA CONSTRUCCIÓN DE ESCENARIOS DE POSIBLE AFECTACIÓN DE LOS ACTIVOS AMBIENTALES EN LOS 24 MUNICIPIOS PERTENECIENTES A LA CUENCA DE BURGOS. En la construcción de los posibles escenarios de afectación de los activos ambientales por la extracción del Shale gas & oil, se analizó la información disponible y se asignó un grado de valor cualitativo sobre los servicios que proporcionan los recursos naturales que pueden resultar afectados por la actividad, y que a su vez repercutirían en la calidad de vida de las personas o en su economía. Con esta base, se asignaron valores a los activos ambientales utilizando la evaluación multicriterio y los sistemas de información geográfica para la construcción de mapas, que fueron interpretados para explicar posibles afectaciones de forma global. 5.1La Evaluación Multicriterio Los métodos de evaluación y decisión multicriterio comprenden cuatro componentes fundamentales: la selección entre un conjunto de alternativas factibles, la optimización con varias funciones objetivo simultáneas, un agente decisor, y procedimientos de evaluación racionales y consistentes. Los métodos de evaluación multicriterio son especialmente utilizados para tomar decisiones frente a problemas que cobijan aspectos intangibles a evaluar, y cabe aclarar que no consideran la posibilidad de encontrar una solución óptima. En función de las preferencias del agente decisor y de objetivos pre-definidos (usualmente conflictivos), los métodos multicriterio consisten en: Seleccionar la(s) mejor(es) alternativas; Aceptar alternativas que parecen buenas y rechazar aquellas que parecen malas ; Generar una ordenación (ranking) de las alternativas consideradas (de la mejor a la peor ) La Evaluación Multicriterio (EMC) es una metodología compleja que refleja la raíz de los conflictos, arroja no una solución, sino múltiples soluciones, de las cuales no existe una solución perfecta, pero sí una solución óptima o más allegada a una posible realidad. Al ser un conjunto de técnicas orientadas a asistir a los procesos de la toma de decisión, permite: 26

75 - Valoración de activos ambientales 75 Ponderar los impactos ambientales provocados por el accionar humano a partir de la confrontación de las variables naturales y antrópicas. Construir escenarios que permitan disminuir las incertidumbres en relación a la toma de decisiones. Evaluar las alternativas. La EMC permite establecer rutas de trabajo para llegar al posible resultado de acuerdo al criterio del gestor de los recursos, en las que se pueden considerar los siguientes puntos: 1.- Definición del problema 2.- Detección de los puntos críticos del sistema 3.- Definición de los indicadores y su ponderación 4.- Generación de las alternativas o escenarios 5.- Generación de la matriz de resultados con diversos escenarios a evaluar 6.- Análisis de los diferentes resultados. 5.2 Ventajas del EMC Este tipo de análisis considera tanto variables cuantitativas como cualitativas. Es valiosa en la resolución de conflictos donde hay varios actores inmiscuidos que presentan puntos álgidos y contrarios. Es posible considerar un gran número de datos, relaciones y objetivos, por lo que el análisis es multidimensional. Analiza diferentes indicadores o escenarios dentro de un solo sistema. 5.3 Desventajas del EMC Arroja múltiples soluciones, de las cuales, no existe una solución óptima para resolver los conflictos, de tal manera que todos queden plenamente satisfechos. La toma de decisiones finalmente es subjetiva quedando a criterio del tomador de decisiones. Se corre el riesgo de no generar buenos índices o puntos críticos, por lo que es altamente recomendable que un grupo multidisciplinario lleve a cabo este tipo de análisis.

76 - Valoración de activos ambientales 76 Existen múltiples ejemplos en los que se ha usado el EMC para proponer posibles soluciones, tomar mejores decisiones y establecer mejores opciones en torno a una situación dada. Por ejemplo, en temas que contemplan una variable medio ambiental, se ha utilizado para evaluar el impacto ambiental de circuitos productivos y turísticos, considerando el aspecto geográfico por medio del uso de Sistemas de Información Geográfica y Teledetección para detectar las zonas de alto, medio, y bajo impacto de los factores que inciden sobre el medio ambiente Asignación de valores a los activos ambientales La asignación de los valores para la EMC se esquematiza a través de un árbol de decisión, en donde se establecen las variables a diferentes niveles con la asignación de pesos para cada activo ambiental y la suma total de los componentes debe ser igual 100. El valor asignado refleja qué tan importante es su conservación o protección en relación a los demás componentes. En el caso del presente estudio, se asignó un valor a cada uno de los componentes de cada activo ambiental, clasificándolo en una escala de evaluación de 1 a 9; donde 9 representa las zonas de impacto alto (menos adecuadas para la explotación Shale), y 1 las zonas de impacto bajo (o con mejores aptitudes para su explotación). Este valor fue asignado por el grupo de trabajo con experiencia en temas ambientales que participó en la elaboración de este estudio. Como se muestra en el siguiente Cuadro, al activo ambiental vegetación se asignaron los siguientes valores de importancia: Tipo De Información Tipo Ecológico Tipo De Vegetación Estado de la Vegetación Valor 1-9 Ecológica-Florística- Vegetación Bosque de Galera Primario 7 Fisonómica Hidrófila Ecológica-Florística- Bosque de Bosque de Tascate Primario 7 Fisonómica Coníferas Ecológica-Florística- Bosque de Bosque de Pino Primario 7 Fisonómica Coníferas Ecológica-Florística- Fisonómica Bosque de Coníferas Bosque de Pino- Encino Primario 7

77 - Valoración de activos ambientales 77 Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Ecológica-Florística- Fisonómica Bosque de Encino Bosque de Encino Primario 7 Bosque de Bosque de Encino- Primario 7 Encino Pino Matorral Xerófilo Matorral Crasicaule Primario 7 Matorral Xerófilo Matorral DesérticoMicrófilo Primario 7 Matorral Xerófilo Matorral Primario 7 DesérticoRosetófilo Matorral Xerófilo Matorral Espinoso Primario 7 Tamaulipeco Matorral Xerófilo Mezquital Desértico Primario 7 Matorral Xerófilo Chaparral No Aplicable 6 Matorral Xerófilo Matorral Submontano Primario 7 Pastizal Pastizal Halofilo Primario 8 Vegetación Pastizal Inducido No 5 Inducida Disponible Pastizal Pastizal Natural Primario 8 Vegetación Hidrófila Vegetación de Galera Primario 8 Matorral Xerófilo Vegetación Primario 7 Halófila Xerófila Vegetación Palmar Inducido No 6 Inducida Disponible Bosque de Bosque de Pino Secundario 5 Coníferas Bosque de Bosque de Pino- Secundario 5 Coníferas Encino Bosque de Bosque de Encino Secundario 5 Encino Bosque de Bosque de Encino- Secundario 5 Encino Pino Matorral Xerófilo Matorral desértico Secundario 5 Micrófilo Matorral Xerófilo Matorral desértico Secundario 5 Rosetófilo Matorral Xerófilo Matorral Espinoso Secundario 5 Tamaulipeco

78 - Valoración de activos ambientales 78 Ecológica-Florística- Matorral Xerófilo Mezquital Desértico Secundario 5 Fisonómica Ecológica-Florística- Matorral Xerófilo Chaparral Secundario 5 Fisonómica Ecológica-Florística- Matorral Xerófilo Matorral Secundario 5 Fisonómica Submontano Ecológica-Florística- Pastizal Pastizal Halófilo Secundario 5 Fisonómica Ecológica-Florística- Pastizal Pastizal Natural Secundario 5 Fisonómica Ecológica-Florística- Matorral Xerófilo Vegetación Secundario 5 Fisonómica Halófila Ecológica-Florística- Matorral Xerófilo Matorral Espinoso Secundario 5 Fisonómica Tamaulipeco Cuadro15.- Asignación de valores al activo ambiental Vegetación Los valores de importancia del activo ambiental Agua se asignaron de acuerdo a tres tipos de características: por topónimos (cuadro 16), por entidad (cuadro 17) y por subcuenca (cuadro 18) con el objetivo de establecer grados adecuados a las características que puedan ser impactadas por la explotación de hidrocarburos Shale: Clave_1 Clase Termino Genérico Valor 1-9 Cañada, Elementos Orográficos Elementos Orográficos Cañada 3 Elementos Arroyo, Elementos Hidrográficos Hidrográficos Arroyo 5 Presa (Cortina De La Presa)Servicios E Instalaciones Servicios E Instalaciones Presa (Cortina De La Presa) 9 Manantial, Elementos Hidrográficos Elementos Hidrográficos Manantial 7 Distrito de Riego servicios E Instalaciones Servicios E Instalaciones Distrito De Riego 8 Canal, servicios e Instalaciones Servicios E Instalaciones Canal 7 Barranca, elementos Orográficos Elementos Orográficos Barranca 9 Elementos Río, elementos Hidrográficos Hidrográficos Río 9 Zona Sujeta A Inundación elementos Hidrográficos Elementos Hidrográficos Zona Sujeta A Inundación 9 Bordo ( Vaso Del Bordo )Elementos Hidrográficos Elementos Hidrográficos Bordo ( Vaso Del Bordo ) 9 Ciénaga elementos Hidrográficos Elementos Ciénaga 9

79 - Valoración de activos ambientales 79 Hidrográficos Presa (Vaso De La Presa)Elementos Hidrográficos Elementos Hidrográficos Presa (Vaso De La Presa) 9 Cuadro16.- Asignación de valores al activo ambiental Agua-Topónimos.

80 - Valoración de activos ambientales 80 Clave Tipo Entidad Condición Fecha Lengthm Id_Drena Valor Canal En Operación Canal En Operación 05/08/ Canal En Operación Canal En Operación Canal En Operación Canal En Operación Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Intermitente Corriente De Agua Perenne Corriente De Agua Perenne Corriente De Agua Perenne Corriente De Agua Perenne Línea Central Flujo Virtual 12/12/ Línea Central Flujo Virtual 05/08/ Línea Central Flujo Virtual 12/12/ Línea Central Flujo Virtual 12/12/ Línea Central Flujo Virtual Línea Central Flujo Virtual Línea Central Flujo Virtual Cuadro 17.- Asignación de valores al activo ambiental Agua-Entidad-condición Cuenca Subcuenca Área_Km 2 Perímetr o R. Bravo - Ojinaga R. Bravo - Ojinaga Abierta 9 R. Bravo - Ojinaga R. Bravo - A. Ventanas Abierta 8 P. Falcón - R. Salad R. Sabinas Hidalgo Abierta 8 P. Falcón - R. Salad P. Venustiano Carranza Abierta 8 R. Bravo - San Juan R. Ramos Abierta 8 R. Bravo - Nuevo Laredo R. Bravo - A. Del Carrizo 1, Abierta 8 R. Bravo - Piedras Negras R. Bravo - A. De Las Vacas 1, Abierta 7 P. Falcón - R. Salad P. Falcón 1, Abierta 7 P. Falcón - R. Salad A. Zacatecas 1, Abierta 7 Tipo Valo r 1-9

81 - Valoración de activos ambientales 81 R. Bravo - Ojinaga R. Bravo - A. De Las Vetas 1, Abierta 7 R. Bravo - Nuevo Laredo R. Bravo - A. Saladito 1, Abierta 7 R. Bravo - San Juan P. Marte R. Gómez 1, Abierta 7 R.Bravo - P. De La Amistad R. Bravo - A. Del León 1, Abierta 7 P. Falcón - R. Salad R. Salado - Las Tortillas 1, Abierta 7 R. Bravo - San Juan R. Monterrey 1, Abierta 7 R. Bravo - Ojinaga R. Bravo - A. De La Mula 1, Abierta 7 P. Falcón - R. Salad A. Chapote 2, Abierta 6 R. Bravo - Piedras Negras R. Bravo - R. San Diego 2, Abierta 6 R. Bravo - Nuevo Laredo R. Bravo - A. De La Coyota 2, Abierta 6 R. Bravo - San Juan R. Pilón 2, Abierta 6 R. Bravo - Piedras Negras R. Bravo - R. San Rodrigo 2, Abierta 6 R. Bravo - Piedras Negras R. Bravo - A. San Antonio 3, Abierta 5 R. Bravo - Ojinaga R. Bravo - R. San Antonio 3, Abierta 5 R. Bravo - P. De La Amistad R. Bravo - A. de Las Palomas 3, Abierta 5 R. Bravo - San Juan R. Salinas 4, Abierta 5 R. Bravo - Nuevo Laredo R. Bravo - A. del Amole 4, Abierta 4 R. Bravo - P. De La Amistad R. Bravo - A. del Caballo 4, Abierta 4 R. Bravo - San Juan R. Pesquería 5, Abierta 3 P. Falcón - R. Salad A. Huizache 5, Abierta 3 R. Bravo - San Juan R. San Juan 5, Abierta 3 Valle El Hundido El Hundido 5, Abierta 3 P. Falcón - R. Salad Cuatro Ciénegas 6, Abierta 2 P. Falcón - R. Salad R. Álamos 6, Abierta 2 P. Falcón - R. Salad R. Salado - Anáhuac 7, Abierta 2 P. Falcón - R. Salad R. Sabinas 9, Abierta 2 L. De Mayrán y Viesca L. De Mayrán 10, Cerrad a 1 R. Bravo - San Juan R. San Miguel 10, Abierta 1 R. Bravo - Ojinaga R. Bravo - A. Álamos 11, Abierta 1 P. Falcón - R. Salad R. Salado De Nadadores 16, Abierta 1 Cuadro18.- Asignación de valores al activo ambiental por cuenca hidrográfica

82 - Valoración de activos ambientales 82 Para establecer los valores de importancia del grado de afectación derivado de las actividades de proyectos Shale para el activo Medio Humano, se asignaron puntajes con base al tamaño de la población; de tal manera que las poblaciones con menor tamaño de habitantes tienen un valor bajo de afectación, y en aquellas con mayor tamaño de población, el valor de afectación es más alto. (Cuadro 9) Población Total Valor , ,886-5, ,351-10, ,462-23, ,650-38, ,159-69, , ,271 9 Cuadro 19.- Asignación de valores al activo ambiental Medio Humano Los valores asignados a las áreas bajo algún esquema de protección (ANP, AICA, Ramsar) se basaron en la biodiversidad, el tamaño de las áreas bajo protección y la categoría del decreto. (Cuadro 20) Tipo Clave Nombre Categoría de Decreto Categoría de Manejo Valor 1-9 Aica Sierra Maderas del Carmen 7 Aica Sierra del Burro 7 Aica Nacimiento Rio Sabinas- Sureste Sierra de Santa Rosa 9

83 - Valoración de activos ambientales 83 Aica Presa Venustiano Carranza 9 Aica Sierra de Arteaga 8 Aica Presa El Tulillo 9 Anp 4401 C.A.D.N.R. 004 Don Martín Área De Protección de los Recursos Naturales Zona Protectora Forestal APRN 8 Anp 4402 C.A.D.N.R. 026 Bajo Río San Juan Área De Protección de los Recursos Naturales Zona Protectora Forestal APRN 8 Anp 4503 Maderas del Carmen APFYF APFYF 8 Anp 4201 Cumbres de Monterrey PN PN 8 Ramsa r Río Sabinas 9 Cuadro 20. Valores asignados a las ANPs, AICAs y Sitios RAMSAR En el caso del activo ambiental del Suelo se asignaron los valores con base al uso del suelo, asignando ganadería. (Cuadro 21) mayores valores a aquellos tipos de suelo con usos productivos para la Clave Descripción Textura Fase física Fase química Valor Xerosol Cálcico Media Lítica Nd Xerosol Cálcico Media Nd Nd Xerosol Cálcico Media Nd Sódica Xerosol Cálcico Media Pedregosa Nd Xerosol Cálcico Media Petrocálcica Nd Xerosol Gypsico Media Nd Nd Castaozem Cálcico Fina Nd Nd Xerosol Háplico Media Gravosa Nd Xerosol Háplico Media Gravosa Salina Xerosol Háplico Media Lítica Nd Xerosol Háplico Media Nd Nd Xerosol Háplico Media Nd Salina 8

84 - Valoración de activos ambientales Xerosol Háplico Media Pedregosa Nd Xerosol Háplico Media Petrocálcica Nd Xerosol Háplico Media Petrogypsica Nd Xerosol Lúvico Media Gravosa Nd Xerosol Lúvico Media Lítica Nd Xerosol Lúvico Media Nd Nd Xerosol Lúvico Media Pedregosa Nd Xerosol Lúvico Media Petrocálcica Nd Yermosol Cálcico Media Nd Nd Yermosol Háplico Media Nd Salina Yermosol Gypsico Media Petrocálcica Nd Feozem Calcárico Fina Nd Nd Feozem Calcárico Fina Pedregosa Nd Litosol Fina Lítica Nd Litosol Fina Nd Nd Litosol Fina Nd Salina Litosol Fina Nd Sódica Litosol Fina Pedregosa Nd Planosol Molico Gruesa Lítica Nd Regosol Calcárico Gruesa Concrecionaria Nd Regosol Calcárico Gruesa Nd Nd Regosol Calcárico Gruesa Petrocálcica Nd Regosol Calcárico Media Gravosa Nd Regosol Calcárico Media Lítica Nd Regosol Calcárico Media Nd Nd Regosol Calcárico Media Pedregosa Nd Regosol Calcárico Media Petrocálcica Nd Regosol Éutrico Media Lítica Nd Regosol éutrico Media Petrocálcica Nd 6

85 - Valoración de activos ambientales Rendzina Media Gravosa Nd Rendzina Media Lítica Nd Rendzina Media Nd Nd Rendzina Media Pedregosa Nd Rendzina Media Petrocálcica Nd Solonchak Órtico Media Concrecionaria Nd Solonchak Órtico Media Lítica Nd Vertisol Crómico Media Lítica Nd Vertisol Crómico Media Nd Nd Vertisol Crómico Media Petrocálcica Nd Vertisol Crómico Media Petrogypsica Nd 8 Cuadro 21.- Asignación de valores al activo ambiental Suelo 5.5 Método de evaluación aplicado con los Sistemas de Información Geográfica La valoración y construcción de posibles afectaciones a los activos ambientales por el aprovechamiento de hidrocarburos Shale con el enfoque multicriterio se realizó con el software ArcGis 10, en el módulo Spatial Analyst Tools, con la herramienta de Superposición Ponderada (Weighted Overlay) que permite superponer varios rásteres (mapas de bits) con una escala de medición común y ponderada según su importancia. Figura Muestra de dos rásteres de entrada reclasificados de 1 a 3, cada ráster es asignado por su porcentaje de influencia.

86 - Valoración de activos ambientales 86 La aplicación más común para la herramienta de superposición es el Modelo de Adecuación; ésta es una técnica para la aplicación de una escala común de valores en diversas entradas que son distintas entre sí con el objeto de generar un análisis integrado. Los modelos de adecuación identifican las mejores ubicaciones, o la selección de las menos óptimas para un fenómeno específico; y en este caso nos ayuda a identificar las posibles afectaciones a los activos ambientales que se pudieran generar por la extracción de hidrocarburos Shale en la Cuenca de Burgos. El análisis de superposición requiere el análisis de muchos factores, y es posible que los factores del análisis no tengan la misma importancia entre sí. Como un primer paso se clasificó a los activos ambientales por las características de cada uno de ellos, dividiendo éstas por submodelos (Como por ejemplo en el caso del activo ambiental Agua que está integrado por dos subactivos: las redes de flujo y las cuencas hidrográficas). Para detectar las posibles afectaciones de los activos ambientales se llevaron a cabo los siguientes pasos: 1. Se identificaron los atributos de las capas que influyen en cada submodelo, asignándoles un valor reclasificado (1 a 9), como ya se mostró en los cuadros de valores anteriores. 2. Se convirtieron las entidades (polígonos, polilíneas o puntos) a datos ráster, con un tamaño de pixel de 1500x1500, que equivale a 225 hectáreas sobre el terreno. 3. La sobreposición de los activos ambientales se realizó con la herramienta de Superposición Ponderada (Weighted Overlay, Spatial Analyst) con el software ArcGis 10, asignándole una medición común y ponderada a cada una según su importancia: ANP-Aicas y Ramsar 10%, Fauna Silvestre 18%, Flora y Vegetación 15% Medio Humano 25%, y Agua 32% sumando con todos los activos el 100%. La tabla de superposición ponderada permite el cálculo de un análisis de criterios múltiples entre varios rásteres. Dicha tabla está compuesta por los campos que se mencionan a continuación, tal como se puede observar en la Figura 26.

87 - Valoración de activos ambientales 87 Ráster: El ráster de criterios de entrada que se pondera. Porcentaje de influencia: La influencia del ráster comparada con los otros criterios como un porcentaje de 100. Campo: El campo del ráster de criterios que se utilizará para la ponderación. Valor de escala: El valor en escala para el criterio, según lo especifique la configuración de Escala de evaluación. Cambiar estos valores alterará los valores en los rásteres de entrada utilizados en el análisis de superposición. Además de los valores numéricos, se dispone de las siguientes opciones: a) Restringido: Asigna el valor restringido (el valor mínimo del conjunto de la escala de evaluación, menos uno) a las celdas en la salida, independientemente de si los demás rásteres de entrada tienen un conjunto de valor de escala diferente para esas celdas. b) No Data: asigna No Data a las celdas en la salida, independientemente de si los demás rásteres de entrada tienen un conjunto de valor de escala diferente para esas celdas. c) Escala de evaluación: Selecciona desde una lista de escalas de evaluación predefinidas; pudiendo también definirse una escala de evaluación propia (Desde, Hasta y Por). d) Establecer la influencia equivalente: Equilibra la influencia de porcentaje de los rásteres de entrada en forma equivalente haciendo que su suma sea 100.

88 - Valoración de activos ambientales 88 Figura 26.- Tabla de superposición ponderada usada en la asignación de valores por su importancia. El siguiente paso del proceso es el análisis de resultados, donde se examinan las zonas de impacto alto o bajo, y que las ubicaciones posibles cumplan razonablemente con los criterios. En este paso, los nuevos rásteres se convirtieron a vectores para calcular las superficies generadas para cada valor de las ponderaciones.