El desarrollo de yacimientos no convencionales en las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos podría movilizar inversiones por 10 mil 200 millones de dólares, pero la disponibilidad de agua, la infraestructura y los permisos siguen siendo obstáculos. El Gobierno federal únicamente ha autorizado estudios sobre la posible existencia de agua salada profunda, sin dar luz verde al fracking.

Bajo el suelo de Tamaulipas se encuentra un recurso energético que podría contribuir a reducir la dependencia de México del gas natural importado de Estados Unidos. Sin embargo, aprovechar ese potencial plantea una paradoja: extraer el hidrocarburo atrapado en formaciones rocosas profundas requiere grandes volúmenes de agua, precisamente en una región donde la disponibilidad del recurso hídrico es una preocupación central.

La dimensión del reto se refleja en las estimaciones de la industria. Un solo pozo de gas no convencional puede requerir hasta 75 mil metros cúbicos de agua para realizar la fracturación hidráulica, técnica conocida como fracking. Si la explotación avanzara a gran escala, la demanda anual podría alcanzar los 12 millones de metros cúbicos.

Pero el agua es apenas una de las condiciones que deben resolverse para determinar si el proyecto puede convertirse en una alternativa energética viable.

De acuerdo con un modelo de la consultora internacional Wood Mackenzie, citado por Milenio, el desarrollo de recursos en las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos podría implicar la perforación de alrededor de mil pozos durante nueve años, con inversiones acumuladas estimadas en 10 mil 200 millones de dólares.

Por ahora, la disponibilidad de agua, la infraestructura especializada, el suministro de materiales y la rentabilidad de las operaciones siguen bajo evaluación. Además, el proyecto no cuenta con autorización para iniciar la explotación mediante fracturación hidráulica.

Agua salada profunda, la alternativa bajo estudio

El 6 de octubre, la secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Alicia Bárcena, explicó ante la Cámara de Diputados que el Gobierno federal había autorizado estudios para comprobar si existe agua salada en formaciones geológicas profundas que pudiera utilizarse en estas operaciones. Esto no equivale a una autorización para comenzar el fracking.

La diferencia es fundamental para una región donde los recursos hídricos superficiales y subterráneos cumplen funciones esenciales para el consumo humano, las actividades agrícolas y el desarrollo de las comunidades.

En la cuenca de Burgos, ubicada en el noreste de Tamaulipas y próxima a la frontera estadounidense, la presión sobre el agua representa uno de los principales obstáculos para cualquier proyecto de extracción no convencional.

Por ello, especialistas que participan en el análisis de la iniciativa han planteado que la industria no debe recurrir a los acuíferos someros destinados al abastecimiento de la población y a otras actividades productivas.

Manuel Martínez Morales, especialista del Instituto Mexicano de Tecnología del Agua e integrante del grupo de expertos que estudia la viabilidad del proyecto, señaló que el estrés hídrico constituye una de las principales limitaciones para avanzar en la exploración.

El investigador indicó que las experiencias de Estados Unidos muestran que el reúso y el reciclaje del agua pueden reducir la demanda de nuevas fuentes de abastecimiento. No obstante, advirtió que las condiciones geológicas y legales de México requieren un análisis específico.

En el país, los recursos del subsuelo están sujetos al régimen jurídico nacional, por lo que localizar agua cerca de los yacimientos no garantiza que pueda aprovecharse de manera automática.

El reto de evitar la contaminación de los acuíferos

Una de las alternativas bajo estudio consiste en utilizar agua salada almacenada en formaciones profundas, siempre que las evaluaciones demuestren que su aprovechamiento no comprometerá las reservas de agua dulce.

Para ello, es necesario comprobar que no existe una conexión hidráulica que permita el desplazamiento de fluidos entre las formaciones profundas y los acuíferos superiores.

“Se debe comprobar que no hay conexión hidráulica desde el nivel superficial con el yacimiento”, explicó Martínez Morales, al referirse a las condiciones que deben analizarse antes de considerar el uso de esta técnica.

La evaluación exige estudios geológicos, perforaciones exploratorias y análisis del comportamiento del subsuelo. También requiere determinar la composición del agua, su disponibilidad y las condiciones bajo las cuales podría extraerse sin afectar otras reservas.

La existencia de agua salada profunda, por sí sola, tampoco resuelve todas las dificultades. Su volumen aprovechable, las características químicas y los costos de extracción y tratamiento deben evaluarse para establecer si constituye una fuente técnicamente adecuada.

Así, antes de decidir si el gas no convencional puede explotarse, los especialistas deben responder una pregunta básica: si existe agua suficiente y apropiada para sostener las operaciones sin comprometer el abastecimiento de las comunidades.

Hasta 75 mil metros cúbicos de agua por pozo

La fracturación hidráulica permite recuperar gas natural atrapado en rocas de baja permeabilidad, donde los métodos convencionales pueden resultar insuficientes para extraerlo de manera rentable.

El procedimiento consiste en perforar hasta las formaciones que contienen el hidrocarburo e inyectar una mezcla de agua, arena y aditivos a alta presión. La presión genera fracturas en la roca y la arena, conocida como apuntalante, ayuda a mantenerlas abiertas para facilitar el flujo del gas.

La técnica ha transformado la industria energética estadounidense, especialmente en cuencas como Eagle Ford y Permian. Sin embargo, su aplicación requiere una compleja cadena de suministro que incluye agua, materiales especializados, transporte, almacenamiento y tratamiento de los fluidos utilizados.

Ismael Hernández Crespo, analista asociado de Wood Mackenzie, explicó que las experiencias de Estados Unidos sirven como referencia para dimensionar las necesidades de agua.

“Un pozo requiere cerca de 75 mil metros cúbicos o 20 millones de galones. Es una demanda muy fuerte, lo sabemos, y por eso debemos resolver cuánto se ocupará y cómo lo vamos a obtener”, señaló.

El volumen puede variar según las características del yacimiento, la profundidad, la extensión de las fracturas y el diseño de cada pozo. Aun así, la cifra permite dimensionar la magnitud del suministro que sería necesario garantizar para un programa de perforación de gran escala.

A la demanda inicial se suman los requerimientos para transportar y almacenar el líquido, así como para tratar y gestionar el agua que retorna a la superficie después de las operaciones.

Una industria que necesita infraestructura especializada

La experiencia estadounidense muestra que el desarrollo de yacimientos no convencionales depende de mucho más que la disponibilidad del recurso energético. Las empresas necesitan redes de proveedores, sistemas de transporte y acceso constante a materiales especializados para mantener las operaciones.

Tamaulipas tendría que desarrollar o adaptar infraestructura para abastecer los pozos, suministrar arena de características adecuadas y manejar los fluidos utilizados durante la fracturación.

La dimensión de la inversión también dependerá de los costos asociados con el agua, el equipo, la perforación, el tratamiento de residuos y las medidas de protección ambiental.

En este contexto, las estimaciones de Wood Mackenzie sobre mil pozos y 10 mil 200 millones de dólares representan un escenario de desarrollo potencial, no una garantía de que todas las perforaciones se realizarán ni de que la inversión se materializará en su totalidad.

La viabilidad económica deberá analizarse junto con las condiciones técnicas, ambientales y regulatorias de la región.

Las presas no son una solución automática

Para dimensionar el volumen de agua que podría requerir la industria, Hernández Crespo utilizó como referencia la capacidad de la presa Vicente Guerrero, estimada en aproximadamente 3 mil 90 millones de metros cúbicos.

Sin embargo, comparar la demanda petrolera con la capacidad de almacenamiento de una presa no significa que ese embalse pueda destinarse a la explotación de gas. La disponibilidad efectiva depende de los niveles de almacenamiento, las necesidades de consumo humano, el riego agrícola y otros usos prioritarios.

Además, la capacidad total de una presa no equivale al volumen de agua que puede extraerse sin consecuencias. Las condiciones hidrológicas y las necesidades de cada cuenca deben considerarse antes de asignar nuevos usos al recurso.

Por ello, la evaluación del gas no convencional en Tamaulipas requiere distinguir entre el agua almacenada, el agua efectivamente disponible y la que puede aprovecharse de manera sustentable.

El potencial energético frente a la seguridad hídrica

El desarrollo de las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos abre una discusión sobre el papel que podría desempeñar el gas no convencional en el suministro energético de México. Reducir la dependencia de las importaciones estadounidenses es uno de los posibles beneficios que se atribuyen a esta alternativa, pero su alcance dependerá de los resultados de la exploración y de la viabilidad de los proyectos.

Antes de avanzar hacia una explotación comercial, será necesario confirmar la disponibilidad de agua adecuada, demostrar que las operaciones pueden proteger los acuíferos y determinar si existe infraestructura suficiente para sostener la actividad.

También deberán evaluarse los costos, los riesgos ambientales y las condiciones regulatorias que acompañarían una eventual autorización.

El desafío de Tamaulipas no consiste únicamente en determinar cuánto gas puede extraerse, sino en establecer si es posible hacerlo con garantías para el agua y las comunidades. Hasta que concluyan los estudios y se definan las condiciones técnicas y legales, el potencial energético seguirá siendo una posibilidad en evaluación, no una explotación autorizada.