La tecnología de fractura hidráulica, conocida como fracking, ha evolucionado de forma significativa en los últimos años, lo que ha reducido el costo de perforación de un pozo de entre 38 y 50 millones de dólares a entre 8 y 10 millones de dólares en Estados Unidos, según Alma América Porres, integrante del comité técnico para el análisis del fracking en México. Además, el tiempo de perforación se ha acortado de 35 días a entre 20 y ocho días, y las secciones horizontales ahora pueden alcanzar hasta 5,000 metros, frente a los 1,500 metros previos.
Porres, quien fue comisionada de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), explicó en entrevista con Expansión que estos avances tecnológicos, logrados principalmente en los últimos cinco años, han cambiado la ecuación con la que México evalúa sus yacimientos no convencionales. "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", afirmó.
Reducción de costos y tiempos en la perforación
La especialista detalló que la perforación y terminación de un pozo, que antes podía tomar hasta 35 días, ahora se realiza en un periodo de entre 20 y ocho días. También destacó que desde una misma macropera —plataforma de perforación— ahora pueden construirse entre seis y nueve pozos en promedio, mientras que antes solo se perforaba uno. En Estados Unidos se han documentado casos de hasta 24 pozos por macropera.
Las secciones horizontales también se han extendido: antes alcanzaban como máximo alrededor de 1,500 metros dentro de las formaciones rocosas, y 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.
En cuanto a costos, la experta indicó que perforar un pozo podía costar inicialmente entre 38 y 50 millones de dólares, mientras que actualmente en Estados Unidos se encuentra alrededor de 8 a 10 millones de dólares, lo que representa una reducción de aproximadamente 80%. En Canadá, otro país con experiencia en esta técnica, los costos oscilan entre 8 y 12 millones de dólares por pozo, y en Argentina entre 13 y 15 millones de dólares.
El problema de la dependencia del gas importado
La discusión sobre el fracking ocurre en un contexto de alta dependencia de México 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. Porres Luna explicó que 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.
La estrategia del 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.
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 identificó las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos como aquellas que pueden ser evaluadas para una eventual explotación, concentrando 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.
