Retos para lograr producción de hidrocarburos de roca shale

20 / OCT / 2019
Petróleo

Retos para lograr producción de hidrocarburos de roca shale

 

Andrés Castillo Arce, para Energía a Debate

 

Está ampliamente documentado que México cuenta con importantes recursos en depósitos shale (lutita). Particularmente en lo referente a gas natural, la Energy Information Agency de Estados Unidos estima que México está en el sexto lugar mundial con recursos prospectivos con 545 millones de millones de pies cúbicos[1]. Es entonces razonable preguntarnos por qué México no se ha dado a la tarea de impulsar producción de gas shale y así reducir nuestras importaciones de gas.

 

La extracción del gas shale depende de que la roca donde está depositado sea fracturada debido a la baja permeabilidad de ésta. Cabe recordar que la industria petrolera en México ha usado esta técnica hace décadas. Y hoy mismo, una importante proporción de la producción de crudo en tierra sólo se logra porque durante la etapa de terminación de pozos, se fractura la roca.

 

¿Sería posible una revolución de shale en México como la que se ha dado en Estados Unidos? Sobra mencionar que bien le haría a la industria petrolera mexicana: la producción de crudo ha caído más de 40%[2] desde su pico en 2004 y hoy importamos 85% del gas natural[3]. Propongo basarnos en el ejemplo de nuestro vecino del Norte para apalancar lecciones aprendidas.

 

Estados Unidos ha sido siempre un importante productor de hidrocarburos. Sin embargo, a partir de los años 70, con la producción a la baja y el consumo al alza, EU decidió restringir las exportaciones de crudo (si bien no de gas) y con eso se inició largo camino hacia las crecientes importaciones de crudo[4]. A mediados de la primera década del presente siglo, emprendedores petroleros en EU comenzaron a explorar técnicas de una vieja tecnología – fracking – para intentar sacar hidrocarburo de la roca shale donde desde hace años se sabe que se hallan importantes volúmenes del recurso. El uso comercial del fracking no es nuevo: comenzó en 1949[5]. No precisamente una tecnología de punta. Lo que sí fue innovador, fue el uso de agua, arena y químicos (en pequeña cantidad) para la fractura de la roca shale.

 

El resultado es difícil de subestimar. La declinación en la producción de gas y crudo en EU se revirtió y ha crecido más de 35% desde 2004 a la fecha en gas, y más de 70% en crudo[6]. Hoy EU es un exportador neto de gas y pasó a reducir sus importaciones netas de crudo de más de 10MBD a cerca de 3MBD en ese mismo periodo de tiempo[7]. Hoy día, tan solo Texas produce cerca de 3.5 MBD de crudo, es decir, el máximo histórico de México. El comparativo en gas natural es aún más dramático: Texas produce más de 20 mil MPCD[8] contra los algo más de 5 mil MPCD en todo México. Debido a esta creciente producción, el precio del gas natural en Henry Hub pasó de un máximo de más de US$ 13/MBTU en 2005 a US$ 2.64/MBTU en mayo de 2019[9].

 

La revolución de shale ha tenido otros beneficios. Entre 2005 y 2017, las emisiones de gas efecto invernadero del sector de generación eléctrica en EU cayeron en 27%[10]. Esto se explica mayormente a la sustitución de carbón por gas natural como combustible en centrales generadoras. En cuanto a los costos ambientales, el fracking no es “gratuito”, pero es mucho menos dañino que lo que los detractores señalan.

 

Los retos asociados a la explotación de formaciones shale son múltiples y diversos. En este artículo nos concentramos en el de cadena de suministro. Para ello, comencemos por entender en qué consiste hacer una fractura.

 

La fractura hidráulica para formaciones shale se da en el contexto de la perforación y terminación de un pozo horizontal el cual tiene dicha arquitectura para maximizar la producción mediante múltiples intervalos de producción, para así minimizar el número de perforaciones (que es el proceso más costoso de todo). Durante la terminación del pozo se inyecta una mezcla de agua, arena y químicos a través del pozo y a la formación que físicamente fractura la roca, lo que permite que fluyan los hidrocarburos al pozo. El agua es la encargada de fracturar, la arena es el apuntalante – lo que mantiene a la fractura abierta durante la vida del pozo. Cada pozo puede llegar a tener múltiples fracturas. No es raro que un pozo tenga 15 o más[11].

 

En la ejecución de la fractura se utilizan múltiples bombas (más de 10), cada una del orden de US $1M precio de lista. Fracturas modernas requieren de hasta 50 mil caballos de fuerza para inyectar el fluido a la presión requerida. El volumen de agua en un solo pozo puede exceder el de varias albercas olímpicas y para el caso de la arena, de varios carros de ferrocarril[12].

 

La pregunta clave es: ¿cómo se puede hacer para mover todos esos equipos y consumibles de manera eficiente?

 

Retos para lograr producción de hidrocarburos de roca shale

 

Volteemos nuevamente al vecino del Norte, concretamente Texas que es “la Mecca” del fracking: ese estado cuenta con un área de 695 mil Km2, un 35% que el territorio mexicano. Tiene 117 mil kms[13] de carreteras pavimentadas (densidad de 0.16 km/km2) y más de16 mil km de ferrocarril[14] (densidad de 0.023 km/km2). En México, esas cifras son 156 mil km (densidad de 0.082 km/km2) y 23 mil km (densidad de 0.012 km/km2) respectivamente. Es decir, un 50% en ambos casos. Esto no considera la calidad de dichas vías (que en el caso de Texas son de mayor calidad y capacidad que en el caso mexicano). El lector sabe a dónde voy: la cadena de suministro de una operación de esta naturaleza es altamente retadora y se requieren vías de transporte de primer nivel para que se ejecute de manera eficiente.

 

Adicional al reto de cadena de suministro está el de la infraestructura de transporte de gas natural. México cuenta con alrededor de 15 mil km de ductos. Estados Unidos cuenta con alrededor de 450 mil km de ductos. Para poder mover gas eficientemente México deberá invertir cuantiosas cantidades de recursos.

 

¿Dónde nos deja todo esto? No es difícil ver que el reto de producción de gas natural en México estará en cómo hacerlo competitivo. La pregunta no es si se puede sacar gas natural de formaciones shale. La pregunta es si se puede sacar a un costo competitivo dado que México lo puede importar a un precio tan bajo de Estados Unidos. Cualquier ineficiencia en toda la cadena de valor tendrá que medirse contra la extraordinaria eficiencia lograda por el productor promedio en Texas. El caso de negocio para el productor de gas natural mexicano no parece del todo claro.

 

México cuenta con importantes recursos shale. Sin duda si México ha de reducir su dependencia a importaciones de gas, los recursos shale son uno de los caminos para lograrlo. Sin embargo, para que esto suceda, extraerlo debe ser rentable. De otra forma, el gas shale estará destinado a permanecer bajo tierra.

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Notas:

 

[1]

Energy Information Administration

https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/

[2]

http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=cuadro&subAction=applyOptions

[3]

https://www.forbes.com.mx/nivel-de-gas-importado-en-mexico-no-es-sano-admite-la-cnh/

[4]

https://www.brookings.edu/research/lift-the-ban-on-u-s-oil-exports/

[5]

https://www.businessinsider.com/the-history-of-fracking-2015-4

[6] https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_crpdn_adc_mbbl_m.htm

[7] https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_move_wkly_dc_NUS-Z00_mbblpd_w.htm

[8] http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_sum_a_epg0_fgw_mmcf_m.htm

[9]

https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/rngwhhdm.htm

[10]

Center for Climate and Energy Solutions

https://www.c2es.org/content/u-s-emissions/

[11]

https://info.drillinginfo.com/well-completion-well-stimulation/

[12] https://www.houstonchronicle.com/business/energy/article/fracking-2018-american-crude-oil-production-12524642.php

[13]

Texas Department of Transportation

http://ftp.dot.state.tx.us/pub/txdot-info/tpp/roadway-inventory/2017.pdf

[14]

https://ftp.dot.state.tx.us/pub/txdot-info/rail/2016-rail-plan/chapter-2.pdf

 

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