Ciudad de México.- Para Alma América Porres, experta en exploración y producción petrolera e integrante del comité técnico para el análisis del fracking, la tecnología utilizada para extraer gas mediante fractura hidráulica ha cambiado lo suficiente en los últimos años como para modificar 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.

Ese es uno de los elementos que el comité técnico encargado de analizar el fracking en México pone sobre la mesa mientras evalúa si los recursos de gas no convencional del país pueden incorporarse a la estrategia para reducir la dependencia de las importaciones.

Menores costos y tiempo

La experta detalla 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 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.

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.

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Nosotros sabemos que sí hay potencial, pero 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.

El problema a 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 mil millones de pies cúbicos diarios y esa demanda podría acercarse a 11 mil millones de pies cúbicos diarios en 2030 si no se implementan medidas para contener el consumo e incrementar la producción.

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.

Resaltó que el objetivo no es necesariamente sustituir de inmediato las importaciones estadunidenses, sino determinar si México puede incorporar una nueva fuente de producción doméstica que contribuya a reducir esa dependencia.