Las nuevas tecnologías para realizar la técnica del fracking, evolucionaron para reducir el impacto ambiental mediante la reutilización de hasta el 60 por ciento del agua y el uso de motores eléctricos o a gas en superficies; así lo indicó el especialista del sector energético, Ramsés Pech; publica MILENIO.
México se encuentra en la encrucijada energética de una demanda de gas natural que continúa creciendo y la dependencia de las importaciones provenientes de Estados Unidos, y se puso sobre la mesa una vez más el debate sobre el uso de la fractura hidráulica, comúnmente conocida como fracking, para aprovechar los vastos recursos prospectivos que yacen en el subsuelo nacional.
De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, México posee un potencial de recursos prospectivos de gas natural que asciende a 141 mil 494 millones de pies cúbicos (MMMpc) en campos no convencionales, una cifra que supera con creces los 83 mil 138 MMMpc estimados en campos convencionales.
¿Qué es el fracking y en qué diferencia tiene con la fractura hidráulica?
De acuerdo con Ramsés Pech, a menudo se utilizan como sinónimos, pero técnicamente presentan diferencias operativas clave.
La fractura hidráulica es una técnica de estimulación en formaciones de baja permeabilidad (como las areniscas). Su objetivo es crear canales artificiales para que el hidrocarburo pueda fluir hacia el pozo. Generalmente, se realiza en no más de dos zonas de un yacimiento convencional.
Mientras que el fracking es la evolución de la fractura hidráulica y se refiere a la aplicación de esta técnica en etapas múltiples y simultáneas dentro de pozos horizontales o multilaterales, específicamente en yacimientos no convencionales, denominados como de lutitas o ‘shale’.
Ramsés Pech comentó que esta evolución permite un mayor contacto con la roca madre, incrementando la producción y reduciendo la necesidad de perforar múltiples pozos verticales en la superficie, lo que irónicamente puede disminuir el impacto visual y logístico sobre el terreno.
Historia y evolución de la Técnica
Aunque el término fracking suena moderno, la estimulación de pozos tiene más de un siglo. En 1860 se utilizaba nitroglicerina en Estados Unidos; para 1930 se introdujeron ácidos, y fue en 1947 cuando se estudió por primera vez el uso de agua, arena y químicos, técnica que se industrializó en 1949.
En México, la fractura hidráulica no es nueva; se ha utilizado por más de 50 años en cuencas del norte del país, como Burgos y Tampico-Misantla, principalmente en pozos terrestres a profundidades menores a los 3 mil metros. No obstante, México nunca ha desarrollado un programa industrial de shale a gran escala; los pozos perforados hasta ahora han sido de carácter piloto o de evaluación, sin alcanzar una producción comercial sostenida.
El marco normativo en México
Durante la administración del expresidente Enrique Peña Nieto, ya se planeaba la explotación de campos no convencionales con la Ronda 3.3, que busca la licitación de estos plays.
Por lo tanto, México cuenta con una regulación robusta para la explotación de yacimientos no convencionales desde el 16 de marzo de 2017. La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) publicó en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones administrativas de carácter general que regulan esta actividad.
Este reglamento establece lineamientos estrictos bajo el principio ALARP (As Low As Reasonably Practicable) o tan bajo como sea razonablemente posible, priorizando la protección de personas y el medio ambiente.
Entre sus puntos destacados se encuentran el aislamiento de acuíferos, obligando al uso de al menos dos barreras independientes (acero y cemento) para evitar la migración de fluidos hacia mantos freáticos.
Regula el tratamiento de los fluidos de retorno, los cuales deben ser inyectados en pozos de disposición bajo protocolos de integridad mecánica, y restringe el venteo de gas natural, promoviendo su destrucción controlada para mitigar la liberación de metano.
Los actores y el Mercado
Ramsés Pech explicó que el mercado mundial de fracturación hidráulica es masivo, valorado en cerca de 20 mil millones de dólares en 2025 y con una proyección de crecimiento sostenido hacia la próxima década. En este ecosistema, tres empresas globales dominan la tecnología de bajo impacto y tienen presencia en México: Halliburton, SLB (antes Schlumberger) y Baker Hughes.
El especialista dijo que, sin embargo, la viabilidad en México enfrenta retos operativos, ya que empresas como Halliburton poseen la tecnología de punta, pero la disponibilidad de sets de fractura; el conjunto de unidades necesarias para la operación en territorio mexicano es limitada.
El Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) señala que el debate actual se centra en si será rentable para estas empresas trasladar sus equipos desde Estados Unidos, considerando que México debe competir en costos con el gas de Texas, el más barato del mundo.
La soberanía
Para el IMCO, el giro del Gobierno Federal hacia la reconsideración del fracking responde a una necesidad crítica de frenar la caída en la producción de gas natural. No obstante, advirtieron que Pemex carece de la experiencia técnica necesaria para yacimientos no convencionales por sí solo.
El organismo enfatizó que México compite directamente con el gas de la Cuenca Permiana y Eagle Ford en Texas, cuya eficiencia operativa permite precios extremadamente bajos
Para que el aprovechamiento de los recursos mexicanos sea viable, el IMCO subrayó tres factores críticos: la experiencia técnica, ya que Pemex no cuenta actualmente con la curva de aprendizaje necesaria en yacimientos no convencionales, por lo que la apertura a la inversión privada con empresas especializadas será indispensable.
La falta de equipos de fractura disponibles en México obligaría a un traslado de equipos desde el extranjero, lo que incrementa los costos de capital inicial, y el cumplimiento de las normas de la ASEA es el único camino para mitigar las preocupaciones sociales sobre la contaminación de acuíferos y el uso de agua, factores que históricamente han frenado el desarrollo de estos proyectos.
La participación de operadores privados y el cumplimiento de la normatividad de la ASEA serán fundamentales si México decide activar sus reservas en regiones como Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz.
El mapa de los no convencionales
Según datos de la Sener, la mayor concentración de gas no convencional se localiza en el noreste y la zona del Golfo, en provincias geológicas que comparten características con las formaciones más productivas de Estados Unidos.
La Cuenca de Burgos representa uno de los pilares más importantes, con un potencial de 53 mil 848 MMMpc en recursos no convencionales; Sabinas-Burro Picachos, ubicada en la zona fronteriza, esta provincia cuenta con 66 mil 963 MMMpc no convencionales, lo que la convierte en el área de mayor potencial para la técnica de fracking a gran escala.
Mientras que Tampico-Misantla, posee un potencial de 20 mil 683 MMMpc en formaciones de lutitas y Golfo Profundo, que aunque cuenta con una cifra masiva de 50 mil 497 MMMpc, estos se consideran recursos convencionales, lo que implica una técnica de extracción distinta al shale.
Si México logra alinear la regulación con la eficiencia de mercado, los más de 141 mil MMMpc no convencionales podrían dejar de ser un recurso prospectivo para convertirse en la base de la seguridad energética nacional.
Imagen portada: Especial
https://www.milenio.com/negocios/nuevas-tecnologias-de-fracking-reducen-impacto-ambiental
