Riqueza olvidada de los campos no convencionales

El éxito de Estados Unidos es un enorme ejemplo para los ingenieros petroleros y para el gobierno de México.

Eduardo A. Barrueta Zenteno* / Energía a Debate

Estados Unidos ha triunfado con el desarrollo de sus cuencas geológicas productoras de campos no convencionales, que son formaciones de lutitas con enormes recursos prospectivos de gas y aceite crudo.

En el año 2000, la producción de hidrocarburos en esos campos era nula. Ahora, en abril de 2019, produce más de 7.7 millones de barriles diarios de aceite crudo y 77 mil millones de pies cúbicos de gas natural, procedentes de esos campos.

Estados Unidos se ha convertido en el país número 1 en el mundo como productor de petróleo crudo, con más de 11.5 millones de barriles diarios, además de 105 mil millones de pies cúbicos diarios de gas natural, procedentes de los campos no convencionales y de los campos convencionales.

En cambio, México, hasta la fecha, no ha desarrollado la enorme riqueza de petróleo crudo y gas natural de sus campos no convencionales de formaciones de lutitas.

El fracturamiento hidráulico en más de 300 mil pozos en el vecino país representa un enorme ejemplo para los ingenieros petroleros y el gobierno de México.

Petróleos Mexicanos (Pemex) desde su fundación ha sido una empresa petrolera constituida por trabajadores técnicos y profesionales mexicanos, que logró satisfacer, por muchos años, la demanda energética de nuestro país. Hoy, enfrenta el reto y la oportunidad de volver a hacerlo por medio de alianzas con el capital privado y del desarrollo de los campos no convencionales del país, que son la primera opción para elevar la producción de hidrocarburos.

Ubicación de los no convencionales en México Los yacimientos de aceite y gas en lutitas se definen técnicamente como un sistema petrolero de rocas arcillosas orgánicamente ricas, de baja permeabilidad, que actúan a su vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello, por lo que su producción en cantidades comerciales demanda técnicas de fracturamiento para crear permeabilidad a través de pozos horizontales con fracturamiento hidráulico múltiple, con la finalidad de inducir el flujo de fluidos desde la matriz al pozo. Por todo ello, este tipo de yacimientos se clasifican como recursos no convencionales. (Figuras 1 y 2)

La localización y distribución de las cuencas relacionadas a los recursos no convencionales (Chihuahua, Sabinas, BurroPicachos, Burgos, Veracruz y Tampico-Misantla) se muestran en la Figura 3.

El desarrollo de los recursos no convencionales permitirá contribuir de manera significativa para que México logre alcanzar la seguridad energética y coadyuvará en forma importante a la economía nacional.

Los enormes recursos prospectivos de los yacimientos no convencionales de gas y aceite de lutitas de México son comparables o mayores a los volúmenes de hidrocarburos que se han extraído desde la Nacionalización de la industria petrolera hasta nuestros días. Esto significa, refiriéndonos al tiempo, que podríamos tener petróleo y gas para cubrir las necesidades del país para al menos los próximos 60 años (Figuras 4 y 5).

Solamente en Tampico-Misantla existen reservas para aumentar y mantener una producción adicional de 2 millones de BPCE/día (barriles de petróleo crudo equivalente diario) durante más de 30 años. Similar a Arabia Saudita, México debe acelerar su producción y reinvertir ganancias, tratándose de un recurso con valor decreciente. El gas que México no produzca, posiblemente petróleo ligero también, será importado directamente de Estados Unidos de América.

Petróleos Mexicanos únicamente ha invertido en la perforación y terminación de 18 pozos exploratorios con técnicas no convencionales, 9 en la Cuenca de Sabinas y 9 en la Cuenca de Burgos, resultando 8 pozos productores de gas seco, 2 pozos productores de gas y condensado y un pozo productor de aceite y gas asociado. (Figura 6).

En total, el Estado Mexicano es dueño de más de 68 millones de hectáreas de terrenos con campos no convencionales con alto potencial comercial. Sin embargo, México no ha sabido aprovechar este recurso que pudiera soportar un gran desarrollo social e incluso un beneficio ambiental. El desarrollo será principalmente en áreas desérticas y poco pobladas.

Para producir 2 millones de BPCE/día en la cuenca de Tampico-Misantla se requeriría una inversión anual de 20 mil millones de dólares. Sin embargo, este ritmo de producción sería demasiado lento para aprovechar el recurso y para 2050 quedarían por lo menos 10 mil millones de barriles de petróleo desaprovechados (hoy con un valor equivalente al 50% de PIB) que prácticamente pasaría a la historia por la probable dominación de autos eléctricos y otras fuentes de energía alternas en un futuro.

Las dos cuencas con mayor producción en campos de no convencionales -Permian y Eagle Ford- son colindantes con México y sus estructuras geológicas cruzan la frontera. La exploración y desarrollo de los campos no convencionales, productores de gas y aceite crudo de lutitas se inició en Estados Unidos de América, a principios del año 2000, cuando se reportaban recursos prospectivos de 665 billones (millones de millones) de pies cúbicos de gas natural y 58 mil millones de barriles de petróleo crudo.

Ha sido estimada por la U.S. Energy Information Administration (EIA) la existencia de recursos prospectivos de aceite y gas de lutitas en 137 formaciones en 41 países y representa el 10% de los recursos técnicamente recuperables de aceite crudo en el mundo, así como también, el 32% de los correspondientes al gas. (Ver figura 7)

La producción actual de los yacimientos de formaciones de lutitas, en Estados Unidos es de 77 mil millones de pies cúbicos diarios y la de aceite crudo, también proveniente de formaciones de lutitas, es del orden de 7.7 millones de barriles diarios.

En el Estado de Texas, la explotación de las formaciones de lutitas en Eagle Ford se inició a principios del año de 2009, lográndose a finales del 2018 una producción promedio de aceite de lutitas de 915,576 barriles diarios con 12,219 pozos en operación, además de 5,177 millones de pies cúbicos de gas con 179,007 barriles de condensado operando 8,866 pozos productores.

La formación de lutitas Eagle Ford, en Texas, durante el periodo 2009 a 2018, ha producido 2,292.7 millones de barriles de aceite, 617.7 millones de barriles de condensado y 12,842,937 millones de pies cúbicos de gas, operando un total de 21,085 pozos productores terminados con múltiple fracturamiento horizontal. La producción acumulada mencionada, tiene un valor de 253,432.6 millones de dólares. (Railroad Commission of Texas, NGI shale daily calculations).

Una opción en México: la Cuenca de Burgos

La provincia geológica de Burgos es la continuación del Eagle Ford al lado mexicano de la frontera. Está ubicada en el noreste de la República Mexicana entre los estados de Tamaulipas y Nuevo León y se extiende costa afuera hacia la plataforma continental. Esta cuenca cubre una superficie de 73,800 km2, con 650 km de largo, desde Piedras Negras en el Norte hasta la costa en el Sur.

La Provincia de Burgos ubicada en el estado de Tamaulipas, al Noreste de México, se expandió durante el Jurásico Temprano y se convirtió en una plataforma carbonatada restringida, con gruesas acumulaciones de sal. Se hizo una deformación estructural durante el Cretácico Tardío, que generó un cierto grado de fallamiento e inclinación dentro de la cuenca. Sin embargo, esta cuenca sigue siendo estructuralmente relativamente simple y favorable para el desarrollo de los recursos en las lutitas orgánicas.

El volumen original de gas natural de lutitas es de 1,423.3 trillones pies cúbicos (1,423.3 millones de millones). La reserva recuperable técnicamente es de 393.3 trillones de pies cúbicos (393.3 millones de millones) de gas natural.

En esta cuenca se encuentran dos de los objetivos de lutitas prospectivos de México: el Cretácico (Turoniano) con la formación Agua Nueva y el Jurásico-Titoniano con la formación Pimienta.

El equivalente productivo de la formación Eagle Ford es la formación Agua Nueva, mientras que la formación Pimienta se correlaciona con la lutita de Haynesville de la cuenca del Este de Texas.

Extrapolando de la estructura más joven Eagle Ford, la profundidad promedio de las lutitas en Agua Nueva es del orden de 12,000 pies (3,660 m) con un rango prospectivo de 5,000 a 16,400 pies (1,524 a 5,000 m).

Con base en las características regionales de profundidad y espesor de la formación Eagle Ford en la Cuenca de Burgos, Petróleos Mexicanos determinó en un mapa el área prospectiva de 17,300 millas cuadradas, ligeramente menor que la estimada de 18,100 millas cuadradas, comprendiendo tres áreas distintas donde la lutita se encuentra a la profundidad de uno o cinco kilómetros.

El volumen original de gas natural de lutitas es de 1,514 trillones de pies cúbicos (1,514 millones de millones). La reserva recuperable técnicamente es de 454 trillones de pies cúbicos (454 millones de millones) de gas natural.

Para la exploración y desarrollo de la Cuenca, se establecieron tres programas de desarrollo para un período de 30 años, utilizando (I) 100, (II) 200 y (III) 300 equipos de perforación y terminación de pozos. Considerando el programa (I), con la utilización de 100 equipos de perforación y terminación de pozos, se describe el programa de desarrollo siguiente:

1. ) Para optimizar la explotación del gas de lutitas se deberán perforar pozos multidireccionales y horizontales, a la profundidad de la formación productora, la parte horizontal debe ser del orden de 500 a mil metros, y se procederá a efectuar en la formación de lutitas fracturamientos hidráulicos de tres a seis etapas. Esto permitirá tener producciones iniciales de gas por pozo del doble o cuádruple a la obtenida perforando pozos verticales.
2. ) Los programas de perforación de pozos horizontales de desarrollo, con la utilización de 100 equipos de perforación por año, establecen la perforación y terminación de 400 pozos anualmente. En cada etapa del proyecto de 10 años, se tendrán terminados 4,000 pozos, es decir, al terminar la tercera etapa, el total de pozos horizontales terminados será de 12,000, pozos.
3. ) La producción inicial de cada pozo horizontal se consideró de 6.6 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, con una declinación acelerada durante los primeros cinco años de explotación, produciendo en el quinto año del orden de 2 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, continuando con una declinación lenta durante los siguientes 25 años de explotación de cada pozo.
4. ) La infraestructura requerida para el manejo de la producción de la producción del gas natural, se programó construirla oportunamente durante cada etapa de 10 años del desarrollo del yacimiento no convencional de la formación Eagle Ford perteneciente a la Cuenca de Burgos, como a continuación se detalla:
   1. 1,200 plataformas localizadas adecuadamente para la perforación, terminación y fracturamiento hidráulico de 10 pozos direccionales horizontales en cada una, para un total de 12,000 pozos, con su red de caminos de acceso para la transportación de todos los equipos necesarios.
   2.  300 estaciones de recolección y medición, para recibir en cada una, la producción del gas natural de 40 pozos de desarrollo, es decir; procedentes de cuatro plataformas de pozos.
   3. 60 estaciones de compresión de gas, con capacidad unitaria para 300 millones de pies cúbicos diarios, donde se recibirá en cada una, la producción de gas natural de cinco estaciones de recolección y medición, es decir, de 200 pozos productores.
   4. 10 estaciones de medición de gas con capacidad unitaria para 1,800 millones de pies cúbicos diarios donde se medirá en cada una, la producción general procedente de 6 Estaciones de Compresión de gas.
   5. 8 complejos de plantas criogénicas, con capacidad unitaria para el tratamiento de 1,800 millones de pies cúbicos diarios, donde se recibirá el gas natural procedente de las 10 Estaciones de Medición.
   6. Sistemas de gasoductos y poliductos para la distribución del gas seco residual a los diferentes sectores para su consumo y exportación de excedentes, y de los líquidos extraídos del gas natural, a los diferentes centros de consumo y exportación de excedentes.
5. ) Las inversiones totales serían de 73,413 millones de dólares, necesarias en un periodo de 30 años para la perforación y terminación con fracturamiento hidráulico múltiples de 12,000 pozos, la infraestructura requerida para el manejo de la producción de hidrocarburos y las plantas criogénicas para el tratamiento del gas húmedo. Este programa de desarrollo con 100 equipos de perforación de pozos potencialmente generaría ingresos por la venta de líquidos y gas por 1,138 mil millones de dólares en un período de 40 años.

Retos

• El principal reto para desarrollar los campos no convencionales es poder atraer enormes cantidades de capital requeridas para sostener la producción, desde 10 mil millones de dólares anualmente por cada millón de barriles de petróleo crudo equivalente”.
• Al ser proyectos caracterizados por flujo de caja negativo, las inversiones a la fecha superan el rendimiento por 200 mil millones de dólares, por lo cual requieren un sistema comercial específico e inteligente.
• El capital tiene opción de invertir recursos ilimitados en Estados Unidos de América, por lo que México tendría que ser más competitivo. La principal desventaja es que en México se debe de crear la infraestructura y un marco regulatorio favorable y específico.

Oportunidades

• El precio elevado del petróleo, de 70 dólares por barril, podría generar una ventana de oportunidad efímera para su desarrollo.
• Cada día Estados Unidos de América se vuelve más eficiente, por lo que existe el riesgo de quedarnos más y más atrás hasta que eventualmente no será viable en México y quedará el recurso totalmente desaprovechado.
• El momento es histórico, en el sentido de que nuestra decisión de actuar o no podría marcar la diferencia entre un México próspero y seguro o ser un país latinoamericano más que no supo aprovechar sus recursos.
• De acuerdo con estudios realizados en la Universidad de Harvard, los campos no convencionales (shale gas and shale oil) es el mayor recurso natural y económico de México.

Beneficios

• Rapidez: Se podría producir 500 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día, en el año tres, y hasta 2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por día, en el año seis.
• Gobierno: La inversión por parte del Gobierno puede ser nula o mínima con la estructuración correcta y a beneficio de la Nación.
• Empleos: 1.8 millones de empleos de 40 veces el salario mínimo y posible reducción de crimen.
• Economía: Detonador económico sin precedente. Detonador de la industria petroquímica.
• Costos: Reducción de costos energéticos.
• Medio ambiente: Mecanismos para efecto neto positivo al medio ambiente y aceleramiento hacia fuentes 100% renovables.
• Soberanía económica: Seguridad económica y nacional con reducción de importaciones.
• Finanzas públicas: Mejoramiento de finanzas públicas, riesgo país y tasas de fondeo.
• TLCAN: Mayor poder de negociación en TLCAN.

Mitos y realidades

La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) publicó, en el año de 2015, la “Guía de Criterios Ambientales para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos contenidos en Lutitas”, donde quedan establecidas en forma detallada las normas y reglamentos que se deben de aplicar durante todas las actividades relacionadas con la exploración y desarrollo de los campos no convencionales, productores de gas natural e hidrocarburos líquidos que se generan a partir de la descomposición de la materia orgánica mediante la acción de la presión y temperatura en las capas internas de la Tierra y que se encuentran almacenados en poros de lutitas.

El proceso de extracción por fractura hidráulica, de no hacerse bajo condiciones de protección ambiental, puede provocar diversos impactos. Entre éstos, los más relevantes son: competencia por el agua, contaminación de los acuíferos, contribución al calentamiento global, contaminación del suelo, contaminación atmosférica, afectación a la infraestructura carretera y habitacional, así como pérdida de la biodiversidad.

El fracturamiento hidráulico suele realizarse a 2,000 metros debajo de la superficie, por lo que no contamina aguas superficiales y mantos acuíferos, sobre todo, al aplicar las mejores prácticas de la industria. Ciertamente, se utilizan volúmenes importantes de agua, pero cada vez más se maneja un reciclaje eficiente del agua que reduce esos volúmenes, mismos que suelen ser muy inferiores a los que se manejan y desperdician en la agricultura. Se debería evaluar no realizar esta técnica en zonas con aguda escasez de agua, pero ése no es el caso en casi todas las zonas del norte de México donde se pueden desarrollar campos no convencionales.

La técnica del fracturamiento de las formaciones de lutitas consiste en generar uno o varios canales que incrementen la permeabilidad de la roca a través de la inyección de fluidos a alta presión, de modo que abran una fractura en el yacimiento.

Con el fin de evitar el natural cierre de la fractura, en el momento en que se reduce la presión hidráulica que la mantienen abierta, se bombea, junto con el agua, un agente apuntalante comúnmente arena, que mantiene las fracturas abiertas.

No es una técnica novedosa, en el mundo se ha sobrepasado ampliamente un millón de operaciones de fracturamiento de pozos y prácticamente con nula contaminación ambiental, sobre todo.

Mensaje final

El desarrollo acelerado de las cuencas de Sabinas, Burgos, Tamaulipas Misantla y Veracruz, con una enorme riqueza de aceite y gas en lutitas, puede ser histórico para nuestro país.

Esta gran oportunidad que tenemos hoy los mexicanos, no debemos desaprovecharla.

Referencias

1. Secretaría de Energía: Reportes de Energía Institucionales.

2. Petróleos Mexicanos: Anuarios Estadísticos, Informes Institucionales, Evaluación de las Reservas de Hidrocarburos.

3. U.S. Energy Information Administration (EIA): Trends in U.S. Oil and Natural Gas Upstream Costs. 2018.

4. U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2018 Reference case.

5. Secretaria de Hacienda y Crédito Público; Banco de México.

• Ingeniero petrolero. Presidente de Ingenieros Petroleros y Geofísicos Asociados, S.A. de C.V. (IPYGA, S.A. de C.V.) Consultor externo de empresas de energía nacionales e internacionales.