La doctora Alma América Porres Luna, experta en exploración y producción petrolera e integrante del comité técnico para el análisis del fracking, afirmó que la tecnología utilizada para extraer gas mediante fractura hidráulica ha cambiado sustancialmente en los últimos años, modificando la ecuación con la que México analiza sus yacimientos no convencionales. Hoy, los pozos se perforan en menos tiempo, pueden alcanzar mayores extensiones horizontales, se pueden construir más desde una misma plataforma y su costo se ha reducido de manera significativa, según explicó en entrevista con Expansión.
“La evolución tecnológica que se ha tenido en este tipo de puntos ha sido muy grande, y te puedo decir que esto se ha logrado en los últimos cinco años. Ya no es el mismo fracking de hace 15 años”, señaló Porres Luna, quien fue comisionada de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Menores costos y tiempos de perforación
La especialista detalló que la perforación y terminación de un pozo, que anteriormente podía tomar hasta 35 días, actualmente puede realizarse en un periodo de entre 20 y hasta ocho días. La transformación también se observa en la cantidad de pozos que pueden desarrollarse desde una misma superficie. Mientras antes se perforaba un solo pozo por cada macropera —una plataforma de perforación—, ahora pueden construirse en promedio entre seis y nueve, y en Estados Unidos se han documentado casos de hasta 24 pozos por macropera.
Las secciones horizontales también se han extendido. Antes podían alcanzar como máximo alrededor de 1,500 metros dentro de las formaciones rocosas; actualmente pueden llegar hasta 5,000 metros. “Antes las etapas de fractura que se hacían eran hasta tres por día, pero el nivel operativo ha avanzado y puede hacer hasta 10 por día. Eso reduce sustancialmente el impacto superficial que tenían antes”, aseguró Porres Luna.
La reducción en los tiempos y el aumento de la capacidad operativa también han modificado la estructura de costos. De acuerdo con la especialista, perforar un pozo podía costar inicialmente entre 38 y 50 millones de dólares, mientras que actualmente el costo en Estados Unidos se encuentra alrededor de 8 a 10 millones de dólares (80% menos). Canadá, otro país con experiencia en esta técnica, registra costos de entre 8 y 12 millones de dólares por pozo, mientras que en Argentina se ubican entre 13 y 15 millones de dólares.
El problema que México busca resolver
La discusión ocurre en un contexto en el que México mantiene una elevada dependencia del gas natural importado. Según cálculos de la Secretaría de Energía (Sener), el país consume actualmente poco más de 9,000 millones de pies cúbicos diarios y esa demanda podría acercarse a 11,000 millones de pies cúbicos diarios en 2030 si no se implementan medidas para contener el consumo e incrementar la producción nacional.
Durante la conferencia de la presidenta Claudia Sheinbaum del pasado jueves se presentaron los primeros resultados del “Análisis del Comité Científico sobre Soberanía Energética y Yacimientos de Gas Natural no Convencional”, que plantea distintas acciones para reducir la dependencia del gas proveniente del extranjero. Entre 70% y 75% del gas natural que utiliza México proviene de cuencas gasíferas de Estados Unidos, donde en su mayoría se emplea la fracturación hidráulica para su extracción y explotación, explicó Porres Luna durante la presentación.
La estrategia planteada por el gobierno no se limita al desarrollo de yacimientos no convencionales. Entre las primeras medidas se encuentran aumentar la generación eléctrica con fuentes renovables, mejorar la eficiencia energética, incrementar la producción nacional de combustibles y reducir la quema de gas en los campos petroleros. Con estas acciones se busca reducir hasta 50% las importaciones de gas natural. Sin embargo, para el comité, estas medidas por sí solas no eliminan el riesgo que implica depender de un suministro externo para cubrir una parte sustancial de la demanda nacional. Es ahí donde aparece el gas no convencional.
El objetivo no es necesariamente sustituir de inmediato las importaciones estadounidenses, sino determinar si México puede incorporar una nueva fuente de producción doméstica que contribuya a reducir esa dependencia. Para ello, primero debe conocerse cuánto gas existe realmente y cuánto de ese volumen puede extraerse de manera rentable.
Potencial no significa reservas
Según cálculos del comité técnico, México cuenta con un estimado de 141.5 billones de pies cúbicos de recursos prospectivos de gas natural en yacimientos no convencionales. Sin embargo, esa cifra no equivale a reservas disponibles para su producción. El comité técnico identificó las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos como aquellas que pueden ser evaluadas para una eventual explotación. En conjunto, concentran alrededor de 120.8 billones de pies cúbicos de recursos prospectivos. El resto corresponde a la cuenca Tampico-Misantla, cuya explotación fue descartada por razones ambientales y sociales.
La diferencia entre recursos prospectivos y reservas es central para determinar el alcance real de la propuesta. Los primeros representan un potencial geológico estimado; las reservas, en cambio, son el volumen que puede extraerse bajo condiciones técnicas y económicamente viables. Porres Luna advierte que México todavía no cuenta con la información suficiente para determinar cuánto de los recursos prospectivos identificados puede convertirse en reservas.
“Nosotros sabemos que sí hay potencial, pero nosotros no hemos evaluado cuántas reservas tenemos. Hay ciertas simulaciones pero esas no siempre se cumplen, entonces uno de los puntos cruciales en este momento es ver cuántos recursos pueden pasar a reservas para llevarlo a la superficie y determinar la viabilidad comercial”, puntualizó.
Por ello, antes de plantear un desarrollo a gran escala, el siguiente paso será realizar estudios exploratorios que permitan conocer las características de las formaciones y determinar cuánto gas puede recuperarse efectivamente. La respuesta a esas preguntas será la que determine si el gas no convencional puede convertirse en una pieza de la estrategia de soberanía energética de México o si continuará siendo únicamente un recurso potencial bajo tierra.
