Los yacimientos de gas no convencional que posee México son tan reducidos que resulta casi inviable su explotación; es decir que la geología de nuestro país no es favorable para el fracking, incluso en tramos horizontales del doble o triple de largo, donde se podrían realizar hasta 50 fracturas. Ejemplo de ello son las experiencias que ya se han tenido con casos como el de Jaguar, cuya inversión ascendió a unos 500 millones de dólares, pero que hoy sus bloques permanecen abandonados

En México, múltiples empresas han tenido experiencias difíciles con el fracking, lo que implica posibles riesgos impuestos por la geología mexicana y que es necesario repasar, con el propósito de informar y, posteriormente, incentivar planteamientos para convencer a los police makers de no tomar decisiones precipitadas, y, con ello, posponer el arranque del “nuevo fracking”. 

Y es que, además, es importante que se difundan los informes de los expertos en los que aseguran que ya hay más de 100 sustancias químicas biodegradables para sustituir a las que actualmente se usan en las operaciones estadunidenses, por lo que se debe prestar atención en qué campos de qué países se está reduciendo el empleo de agua.

Expondremos en este texto algunas experiencias en la perforación de pozos con fracking, tanto de empresas privadas como de Petróleos Mexicanos (Pemex), con el objetivo de ofrecer información que se expuso en las clases de la Facultad de Ingeniería en la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), y cuyos datos se compartieron con colegas profesores. También se ha difundido en un par de escuelas de ingeniería petrolera en el estado de Veracruz. 

Se trata de los resultados que las compañías privadas nacionales y extranjeras han obtenido al aplicar esta técnica en decenas de bloques, ubicados en las zonas consideradas como propicias para ser explotadas con fracking. Y, por razones de espacio, solo nos ocuparemos de empresas que obtuvieron el mayor número de bloques en la ronda dos de la reforma energética de 2013. 

Es importante mencionar que la mayoría de estas corporaciones suscribieron contratos de licencia que les permitieron una etapa exploratoria para estudios del subsuelo, lo que implica perforar pozos a modo de evaluación. Además, se les entregó toda la información geológica y geofísica de los campos y pozos, realizada previamente por Pemex, lo que incluye las muestras de trozos de perforaciones que antes estuvieron bajo custodia de la UNAM. Después de esa etapa, las empresas deciden perforar o, como veremos, renunciar a correr riesgo y devolver el bloque. 

Halliburton

Precisamente lo anterior fue lo que hizo Halliburton en Chicontepec durante la reforma energética de 2008. Esta compañía había obtenido, con un contrato de servicios, un gran éxito en Papantla, donde el pozo Miguel Alemán 1565 produjo los resultados que se muestran en la Ilustración 1.

Ilustración 1

Animada por lo anterior, en la reforma energética de 2008 –realizada por el presidente Calderón–, Halliburton ofreció un centavo para ganar el bloque Humapa. Y es que en esas licitaciones la variable de adjudicación fue el precio que el concursante ofreciera por cada barril producido, es decir, ofrecía prácticamente quedarse sin ganancias, solo pagaría la cuota por kilómetro cuadrado explorado. 

Halliburton exploró intensamente el bloque, y pese a la profundización de su estudio, solicitó una prórroga, pues después de conocer lo mejor que pudo el subsuelo, devolvió el bloque intacto. Eran tan negativos los datos que obtuvieron que Halliburton incluso vendió su pequeño edificio con sus oficinas en Poza Rica. Estaba convencida de que ninguna otra empresa solicitaría servicios. El pequeño auge de Poza Rica y la crisis posterior demuestran, no la esterilidad, sino la complejidad geológica definida por yacimientos aislados y de escaso volumen que caracteriza a Chicontepec. 

No se ha descubierto ningún otro con el potencial de Presidente Alemán 1565. 

Jaguar Oil and Gas 

Como parte del Grupo Idesa, Jaguar Oil and Gas es otro de los ejemplos más importantes, que asociada con la empresa canadiense International Frontier para participar en las subastas bajo el nombre de Tonalli, ganaron once bloques. En Jaguar, como lo señalan sus boletines de prensa, Dionicio Garza Cantú, del grupo Monterrey, preside su consejo de administración.

El caso de Jaguar es un poco distinto al anterior, primero, por la amplitud geográfica que comprenden los once bloques, pues están distribuidos desde las cuencas Sabinas-El Burro, en el norte, hasta Macuspana en Tabasco; algunos tenían pozos en actividad, los cuales rehabilitaron exitosamente y lograron elevar la producción. Los jaguares también perforaron nuevos pozos y realizaron descubrimientos, pero aquí lo que nos interesa es ¿qué paso con el fracking? 

Y es que, con experiencia en esta técnica de extracción petrolera en México, International Frontier había planteado a los inversionistas que “La cuenca de Tampico tiene múltiples oportunidades para desarrollar prospectos, tanto en recursos convencionales como en no convencionales que han permanecido con escasa inversión”.

La ilustración siguiente nos muestra los pozos Tecolutla 2, 7, 6 y 9 verticales, la trayectoria desviada del 10 y la horizontal del 11, el más importante del proyecto a desarrollar con fracking.

Ilustración 2

Pero, al final, los canadienses y sus socios de Idesa decidieron no perforar. La explicación de esta amarga decisión la ofreció la revista Oil & Gas Journal, que monitoreó las pruebas de producción que fueron decepcionantes: apenas lograron 175 barriles diarios durante 18 días con un estrangulador de 12/64 pulgadas; pero durante el último test de 72 horas disminuyó a 154 barriles, acompañados del doble de otros líquidos, principalmente agua, que sumaron 300 barriles. Transcribimos un párrafo de uno de los artículos publicados, y se subraya la cifra de 175 barriles de extracción de crudo: 

“Tonalli has shut in the TEC-10 well (…) The well flowed more than 175 b/d of oil from El Abra at the end of the 18-day test. During the test’s last 72 hr, the well flowed 154 b/d of oil and 300 b/d of total fluids”. 

Insistieron perforando un pozo de evaluación y anunciaron que realizarían otro intento con el Tecolutla 11, pero finalmente decidieron abandonar el bloque, una decisión igual a la de Halliburton, de no exponer sus capitales en el subsuelo de nuestro país. 

Desde luego no han publicado sus conclusiones sobre la geología y geofísica o muestras de núcleos, por lo que nuestra hipótesis, apoyada en esta experiencia, es que la causa principal de que la geología de México no sea favorable para el fracking son los yacimientos tan reducidos. Ello, aunque se experimente con tramos horizontales del doble o triple de largo, y en lugar de 20 fracturas se realicen 50, como ya están planeando las empresas gringas que se están quedando ociosas ante el declive de la cuenca Pérmica, pero ese tema lo tocaremos en otro artículo.  

Las inversiones de Jaguar ascendieron a 500 millones de dólares, y hoy sus bloques permanecen abandonados, como puede verse con los que se encuentran cerca de la carretera que une a Tecolutla con Poza Rica.

Experiencias en México de una empresa que opera en Vaca Muerta de Argentina

Aproximadamente en 2020 la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó informaciones sobre acuerdos de asociación de Jaguar y la empresa Vista Oil –de origen argentino–, con experiencia en la explotación del yacimiento Vaca Muerta, ubicado en Argentina.

Una vez que se concretaron los acuerdos, los argentinos quedaron a cargo del bloque en el municipio nativo del expresidente Andrés Manuel López Obrador, Macuspana, en el que el plan de trabajo comprendía la rehabilitación de los campos Vernet y Cafeto. 

Pero el plan de los socios argentinos también se comprometía a estudiar las formaciones de arenas compactas, por lo que realizaron, entre otros estudios, la evaluación de “la factibilidad técnica y económica de nuevas tecnologías en materia de estimulación de arenas de baja permeabilidad”.

Cabe aclarar que la disposición de prohibir el fracking se refiere solo a Pemex, de ninguna manera afecta a los contratos firmados durante la reforma energética de 2013. Si los expertos de Vaca Muerta hubieran encontrado zonas favorables, no hubieran dejado en el abandono sus inversiones que hoy se encuentran como las de otros contratistas, sin que se observen actividades.

Las experiencias de Pemex

Si se omiten los pozos perforados en los sexenios de Vicente Fox a Enrique Peña Nieto, que detallaremos en otro texto, presentamos la lista siguiente con las excavaciones realizadas durante el gobierno del presidente López Obrador:

• Pankiwi, en Pantepec, Puebla
• Maxochitl, en Agua Fría, Puebla
• Kaneni en Castillo de Teayo, Veracruz
• Chaxán en Poza Rica, que no fue aprobado por órdenes directas del presidente AMLO.

Si incluimos a los frakings autorizados, también está el pozo Kela, en Ixhuatlán de Madero, que quedó pendiente; y a Puscat, también en Ixhuatlán de Madero, del que tenemos uno de los informes más completos.

A continuación, ofreceremos los datos de los tres primeros. 

Pankiwi-1 

El cuadro a continuación nos muestra el flujo medido con diferentes estranguladores: la columna uno muestra su diametro en 12/64 de pulgada; las columnas dos y tres indican las presiones; las cuatro, cinco y seis, los flujos de aceite, de gas medido en millones de pies cúbicos diarios, y el volumen de agua recuperado, respectivamente. La última columna señala el tiempo en el que se realizó la medición y las fechas de los registros. 

Cuadro 1. Las pruebas de Pankiwi-1

Subrayamos que la extracción de aceite en las pruebas apenas alcanzó 10 mil 709 barriles, su costo fue casi 100 millones de pesos, por lo que fue un fracaso comercial, aunque en las estadísticas sigue registrado como pozo descubridor, pero debemos aclarar que fue un volumen insignificante.

Para elevar la productividad, se instalaron sistemas artificiales de producción llamados “bimbas”, pero de tres originalmente instaladas, a los seis meses fue retirada una.

En cuanto al gas, a comienzos de mayo alcanzó un pico de millones de pies cúbicos, pero a los pocos días el flujo se detuvo por completo. Tal vez estaba previsto, lo que explicaría que en ese pozo se instaló una pequeña batería de separación de gas con la notable peculiaridad de que es móvil; es decir, será trasladada a otro lugar cuando el pozo se cierre por completo.

A la derecha de la bomba puede observarse la batería de separación de gas.

Y en la siguiente, puede observarse el conjunto de las instalaciones con el árbol de válvulas, dos tanquecitos al fondo y otra bomba en el extremo derecho.

Para finalizar, destacamos un suceso importante: a los trece días de iniciadas las pruebas, se interrumpieron porque estalló lo que está anotado como “conflicto social”. Al respecto, tenemos que decir que ningún canal de televisión o de los grandes periódicos nacionales informó ni siquiera unas líneas. 

Gracias a las llamadas redes sociales, todas las comunidades de la sierra norte, como se le llama a la sierra Madre en el norte de Veracruz y norte de Puebla, acudieron al ejido en el municipio de Pantepec. Lo que ocurrió fue que el viento arrojó gases tóxicos sobre la escasa población, y niños y ancianos resultaron afectados con vómitos y otros malestares.

El gobierno reaccionó enviando a un grupo de soldados que con insolencia increparon al Juez de Paz, quien les respondió con respeto y mucha inteligencia, lo que lo convirtió en un héroe regional.

Maxochitl-1

En Maxochitl ni siquiera nos dejaron entrar, nos quedamos en la carretera en la que se observa el letrero con el nombre del pozo con dos errores ortográficos. 

Mostramos a continuación los resultados de Maxochitl, aunque en la Junta de Gobierno de la CNH se han realizado discusiones en las que comisionados como Pimentel y la doctora Alma América Porres lo presentaron como exitoso, pero la verdad es que, con una producción que comienza con 532 barriles y a los cinco meses ha caído en 37 barriles diarios, y que el gas ha pasado de fluir 854 mil pies cúbicos a 65 mil, no compensa sus costos.

Véase también que Maxochitl expulsa más barriles de agua que de aceite. A continuación, sus pruebas de flujo después del fracking. 

Cuadro 2. Pruebas de Maxochitl-1

Kaneni-1 

Sus pruebas de producción se iniciaron el 10 de marzo de 2019, y para el 5 de mayo del mismo año, la extracción acumulada de aceite había alcanzado la suma de 63 mil 630 barriles.

En las clases fuimos observando su comportamiento hasta que el flujo cesó, y alcanzó una cifra total cercana a los 200 mil barriles. 

También es notable que la extracción de gas se sostiene en los dos meses de la prueba. Debe decirse que en todo el tiempo, el gas se quemó porque no se construyeron instalaciones de separación y transporte.

Cuadro 3. Pruebas de Kaneni-1

Kaneni empezó arrojando solo agua, pero tres días después inició flujo con un volumen arriba de 700 barriles diarios, cifra que se mantenía en mayo. Es un volumen excelente comparable al de los mejores pozos de Estados Unidos. Tenemos la hipótesis de que este pozo no es de lutitas, sino de formaciones geológicas compactas. 

El asunto que debemos enfatizar es que, de casi treinta pozos, es el único con esas características; e igual que dijimos que no se ha descubierto otro Presidente Alemán 1565, podemos decir que la geología de México no ha podido descubrir otro Kaneni-1.

Conclusiones

Hemos examinado los resultados de la mitad de las empresas que han vivido la difícil experiencia con el fracking en México, y aunque es un repaso insuficiente para generar dudas sobre los riesgos que nos impone la geología mexicana, nos quedan pendientes otras compañías, como la canadiense Renassaince, Lukoil y ALFA del grupo Monterrey, cuya evidencia puede ser utilizada para reforzar planteamientos concretos sobre las acciones venideras del fracking en México. 

Fabio Barbosa Cano*

* Maestro en estudios en historia de México, Facultad de Filosofía y Letras, UNAM. Licenciado en economía, Facultad de Economía, UNAM. Investigador del IIEc-UNAM

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