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Ángel Larraga Palacios*
Petróleos Mexicanos (PEMEX) reveló la primera producción de shale gas con el pozo Emergente 1, ubicado en el Municipio de Hidalgo, Coahuila, al noreste del país, el cual se encuentra en terminación y alineado a producción a través del sitio de recolección Hidalgo 1, con una extracción de 2.9 millones de pies cúbicos al día.
Este anuncio se hace días antes de que la Energy Information Administration (EIA) del Departamento de Energía de Estados Unidos publicara su análisis World Shale Gas Resources, an initial assessment of 14 region outside the United States (Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones fuera de Estados Unidos).
En la misma destaca la estimación de reservas de shale gas hecha por el organismo estadounidense para México, territorio en el que contabilizó en 681 billones de pies cúbicos técnicamente recuperables del también conocido como gas pizarra o gas esquisto, el dato es extraordinario frente a los 12 billones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural que reporta para México en el mismo documento y lo coloca en el cuarto lugar de reservas de este hidrocarburo no convencional, arriba están China con 1,275 billones de pies cúbicos, Estados Unidos con 862 billones y Argentina con 774 billones.
En total, la EIA ha considerado que, según las regiones evaluadas, hay en el mundo 6,622 billones de pies cúbicos de shale gas técnicamente recuperable, frente a los 6,609 billones de pies cúbicos de gas natural de reservas probadas que existen en todo el planeta.
Las 48 principales cuencas de Shale gas en 32 países
Por su parte, al reportar su primera producción Pemex ha expuesto que el objetivo es evaluar y explotar la formación Eagle Ford en México, la primera etapa de evaluación del potencial de lutitas gasíferas (shale gas), enfocando la estrategia inicial al área de Sabinas-Burro Picachos, por su grado de conocimiento e información disponible.
“La prueba tecnológica desarrollada por PEP resultó exitosa, por lo que se aplicará en otros yacimientos del área, a fin de evaluar el potencial existente, similar a la explotación de gas shale en el Sur de Texas, el cual maneja una producción actual de 300 millones de pies cúbicos de gas al día, así como 40 mil barriles de crudo aproximadamente”, adelanta Pemex.
La petrolera mexicana planea perforar 10 pozos evaluatorios en áreas propensas a contener tanto crudo como gas y condensado. Al mismo tiempo, se llevará a cabo un programa de reparaciones mayores a pozos existentes en la formación Eagle Ford, y se analizarán otras unidades potenciales como las formaciones La Peña y Glenrose en el área de Piedras Negras, Coahuila.
La caracterización obtenida de las áreas prospectivas indica que podrían existir condiciones favorables en cinco provincias geológicas: Sabinas-Burro Picachos, donde se perforó el pozo Emergente 1; Chihuahua, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, en donde los estudios exploratorios han identificado lutitas gasíferas potenciales, abunda Pemex.
En función de los resultados, expone, estas actividades permitirán contar con los elementos necesarios para efectuar la planeación de infraestructura para la explotación masiva de este tipo de gas.
La nueva canasta energética de Estados Unidos
Uno de los principales efectos del shale gas ha sido que, finalmente en Norteamérica, la tendencia del precio del gas natural se ha desasociado de la del petróleo. Así, a pesar de que hoy los derivados del crudo crecen según recrudece los conflictos de Medio Oriente, en Canadá, Estados Unidos y México, el gas mantiene un precio bajo y estable.
El desarrollo del shale gas ha transformado las reglas del juego y Estados Unidos, tradicionalmente un importador neto de hidrocarburos, comienza a exportar gas natural.
En este sentido, no extraña que el pasado 31 de marzo el Presidente Obama pidiera al Congreso una reducción de 30% en las importaciones de crudo a partir de este año y hasta el 2020, tiempo razonable para sustituir y/o transformar motores, turbinas, calderas, etc. a gas natural y complementar con las energías renovables, biocombustibles y programas de eficiencia energética que hoy demanda la sociedad global para combatir el cambio climático, aunque la clave de la decisión está fundamentada en esta tendencia alcista del crudo que parece no parará.
La producción de shale gas en Estados Unidos aumento de 0.39 billones de pies cúbicos en 2000 hasta 4.87 billones de pies cúbicos en 2010, o el 23% de su producción de gas seco. Las reservas de este gas se han incrementado en cerca de 60.6 billones de pies cúbicos a finales de año 2009. En total las reservas totales de gas natural del país es por 2,543 billones de pies cúbicos de los cuales el gas pizarra representa el 34%.
Louisiana, Arkansas,Texas, Oklahoma y Pennsylvania fueron los estados que destacaron por añadir nuevas reservas probadas de “shale” gas en 2009.
Louisiana, por ejemplo, añadió reservas por 9.2 billones de pies cúbicos, principalmente por el desarrollo de la cuenca Haynesville Shale.
Por su parte, tanto Arkansas y Pennsylvania, con las cuencas Fayetteville Shale y Marcellus Shale, respectivamente, casi duplicaron sus reservas con incrementos netos de 5.2 billones y 3.4 billones de pies cúbicos.
Estos incrementos, de acuerdo con la EIA, cobran aún más importancia porque sucedieron a pesar de una baja en los precios del gas natural de 32%, de los cuales depende la viabilidad económica de las reservas.
A diferencia del gas, las reservas probadas de crudo en Estados Unidos también se incrementaron en 2009, –en un 9%, y llegando a 22 mil 300 millones de barriles—, sin embargo esta alza fue apoyada por un incremento en los precios del petróleo de 37%.
Cifras reportadas muestran que Texas registró el incremento más grande en volúmenes de reservas, mientras que North Dakota tuvo el segundo lugar.
Las reservas probadas son aquellos volúmenes de gas y petróleo de los cuales se tiene información geológica y de ingeniería que demuestran certidumbre para ser recuperadas en los siguientes años, de acuerdo con las condiciones técnicas y económicas actuales
Suficiente gas para 100 años
Hace varios años, lo que se decía del gas natural en la industria de la energía era que la demanda en Estados Unidos pronto sobrepasaría por mucho la producción de este país, y que se necesitaría tomar acciones drásticas para resolver esta presunta escasez.
Sin embargo, ahora la realidad y el futuro apuntan a la abundancia.
Expertos de la industria están vaticinando que Estados Unidos tiene suficiente gas natural para cumplir con su demanda doméstica por los próximos 100 años gracias al descubrimiento de cuencas de shale gas.
En Estados Unidos, los pozos de shale gas se han estado perforando a corta profundidad desde 1821; pero hasta hace muy poco tiempo la producción en formaciones de gas esquisto (comúnmente su traducción al español), era mínima y se consideraba un nicho de la industria dominado por compañías pequeñas.
Sin embargo, en los últimos cinco años, la producción doméstica del combustible se ha más que cuadriplicado gracias al desarrollo tecnológico, los pozos se han desarrollado significativamente más profundos, y compañías petroleras de gran escala son activas ahora en el sector.
Inversiones sin precedentes en shale gas han sido notables en parte por el número de compañías internacionales que se están asociando con compañías estadounidenses para adquirir conocimiento, tecnología y el expertise necesario para producir gas de este tipo de formaciones.
Las alianzas entre compañías de exploración y de inversionistas se han vuelto cada vez más populares en el clima económico actual, y están reemplazando los esquemas tradicionales de adquisiciones o ventas.
De acuerdo con expertos, hay dos principales tipos de “joint ventures” en los terrenos del shale gas: compañías con una posición financiera fuerte pero que no tienen las tierras o el expertise técnico; y las compañías con tierras y habilidades técnicas, pero que carecen de capital. Tal es el caso, incluso de una mexicana: Grupo Alfa, con sede en Monterrey.
La empresa regiomontana, con subsidiarias en los sectores automotriz, petroquímica y alimentos, inyectó capital a la estadounidense Pioneer Natural Resources, y juntas explotan yacimientos de shale gas en el sur de Texas, descubriendo un yacimiento abundante en reservas llamado Eagle Ford.
Con una buena organización, las joint ventures ofrecen enormes oportunidades y sinergias, permitiendo que los activos sean monetizados sin sacrificar flujo de capital, explican analistas.
Aunque actualmente Estados Unidos es el único país con un desarrollo amplio del shale gas en la industria del hidrocarburo, las formaciones shale existen en otras partes del mundo, incluyendo Europa (especialmente Polonia y Europa del Este), Australia e India, y algunos de estas reservas pueden ser altamente ricas en hidrocarburos.
Hay dos tecnologías que han hecho que la recuperación de gas sea en cantidades significativas y financieramente viables: perforación horizontal y fractura hidráulica. La perforación horizontal se volvió común a nivel mundial en los años 90.
La perforación direccional es una tecnología que no es cara, pero los pozos horizontales pueden implicar altos costos con eficiencia.
Cuando se combina con técnicas de fracturación hidráulica, un pozo horizontal puede producir de 5 a 10 veces la capacidad de flujo de un pozo vertical. Además, se pueden perforar múltiples laterales, permitiendo cubrir un área más amplia y accesar un volumen mayor de la reserva, que lo que podría hacerse con múltiples pozos verticales.
Los retos del nuevo mercado
Hay retos importantes que se deben enlistar, pero que pueden vencerse con una planeación y estructuración apropiada, un enfoque hacia la participación común, y una visión de largo plazo, coinciden especialistas.
Uno de los desafíos más grandes que enfrenta la industria del Shale gas en Estados Unidos es el tema ambiental.
El desarrollo de shale gas ha generado significativa oposición de grupos ambientales, quienes están preocupados principalmente por los efectos de la fracturación hidráulica, particularmente en la seguridad del suministro de agua y el agotamiento de mantos acuíferos.
Debido a este temor, advierten expertos, es posible que se promuevan reglas más restrictivas en la fracturación hidráulica que puedan impactar en la intensidad exploratoria y de producción del combustible.
Otro reto –pero que no es único para el shale gas—, es el bajo nivel de precios en Estados Unidos.
Desde hace varios años, los precios del gas natural desde hace varios años están deprimidos, debido en gran medida a una menor demanda industrial producto de la crisis económica de finales de 2008, y una producción doméstica amplia.
Los precios del gas han bajado incluso por debajo de los 4 dólares por millón de BTUs, y la mayoría de las predicciones estiman que las cotizaciones permanecerán entre 4 y 6 dólares durante el 2011, y posiblemente se incrementen a casi 7 dólares hacia 2013.
Para analistas, esta abundancia de gas natural en Norteamérica permitiría contar con una mayor estabilidad en el precio del combustible en el corto y mediano plazo, lo que se traducirá en beneficios para los usuarios industriales, comerciales y residenciales. Además abre oportunidades para su aplicación en usos que, cuando menos en México, son poco convencionales como la cogeneración, trigeneración, refrigeración, calefacción y el gas natural vehicular.
Fuentes: Energy Information Administration (EIA) y Pemex.
*Ingeniero industrial por la Escuela Superior de Ingeniería de Bilbao, España, y diplomado en Alta Dirección por el Instituto de Estudios Superiores Empresarial de España. Cuenta con 24 años de experiencia en el sector del gas natural y actualmente es Presidente y Country Manager de Gas Natural Fenosa en México
