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Hidrocarburos contenidos en Lutitas, Potencial y Regulación en México. Dr. Néstor Martínez Romero.

Trabajo sometido a la consideración de la Academia Panamericana de Ingeniería, julio de 2014.

Resumen Se presentan estadísticas de los principales recursos a nivel de los países con las mayores reservas y la prospectiva de recursos globales. Se analiza el potencial de gasificación para las próximas décadas y el papel de esta energía como detonador de crecimiento económico y social, en la República Mexicana. Por otra parte se comentan algunos tópicos relacionados con el estado actual de la regulación internacional y nacional presentando los avances en el tema para México. Se identifican algunos de los mitos y realidades más relevantes en la explotación de hidrocarburos en lutitas, relacionados con varios tópicos: el potencial de desarrollo, el impacto al medio ambiente, la salud, la regulación, la declinación, los factores de recuperación y la rentabilidad, entre los más importantes Se lleva a cabo un análisis de los costos de explotación con base en el estudio de datos de campo públicos, principalmente en EUA, Canadá y otros países pioneros en la Explotación de Shale.

Antecedentes La definición más usada en la industria del petróleo para los recursos no convencionales1, considera aquellos que son difíciles y costosos de extraer. Actualmente se incluyen en esta clasificación a los contenidos en formaciones de lutitas (shale gas), en formaciones con muy baja permeabilidad menor a 0.1 mD (tight gas) y en capas de carbón (coalbed methane). El lector debe considerar que la no convencionalidad es una característica temporal, función de los avances tecnológicos y los precios de los hidrocarburos. El termino Shale Gas está muy difundido en México. La traducción al español sería Gas contenido en Lutitas, sin embargo en algunos plays existe aceite in situ y en otros los líquidos se presentan durante el flujo de gas en las tuberías, debido a la caída de presión y temperatura del yacimiento a la superficie. En general, muchas personas creen que la mayor parte del contenido en rocas de lutita es gas, lo cual no necesariamente es cierto, dado que cada caso es independiente y particular. En México casi el 50% de los recursos prospectivos en lutitas estimados por PEMEX2 a la fecha, son aceite. Se considera conveniente debido a lo anterior, que se acepte el uso del término “recursos no convencionales” más que el de “Shale Gas”, aunque pudiera presentarse la controversia de que los depósitos en aguas profundas, campos maduros e hidratos de metano, entre otros, también pudieran considerarse como difíciles y costosos de extraer. De manera estricta, debería manejarse el concepto de hidrocarburos contenidos en lutitas, como lo plantea el título de este trabajo.

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En México se puede leer y escuchar en todos los foros nacionales1,3 de “no convencionales”, así como en los artículos de periódicos y revistas de “energía especializadas”, que en los últimos cinco años el advenimiento de nuevas tecnologías principalmente en la perforación y terminación de pozos, perforación horizontal de largo alcance y el fracturamiento hidráulico masivo, han permitido la explotación rentable de las formaciones de lutitas. También, y de mayor relevancia, se asegura que tenemos vastas reservas en México de estos recursos y que con tecnología de punta e inversión suficiente podríamos hacer crecer al país en porcentajes del PIB no vistos durante las últimas décadas. El párrafo anterior constituye una verdad a medias que se clarificará más adelante con la exposición de hechos técnicos. Aseveraciones como la anterior, que se presentan ya muy frecuentemente en medios no técnicos, constituyeron la motivación para el desarrollo del presente artículo. Uno de nuestros principales objetivos, es generar una opinión informada y derribar algunas de las premisas falsas que “expertos” y personas motivadas por cuestiones, ambientales, políticas y económicas han diseminado, tanto en México como en el ámbito internacional. Por obvio de espacio no se hace un análisis exhaustivo de las decenas de temas asociados a la Explotación de no convencionales, pero se enfatizan los más relevantes a juicio de los autores. Para sustentar las conclusiones de los análisis, en el presente trabajo se usan datos publicados por SENER, PEMEX Exploración y Producción, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estadísticas publicadas por la agencia norteamericana EIA, artículos técnicos de la “Society of Petroleum Engineers”, SPE, publicaciones de la International Energy Agency, IEA, y la “Canadian Society for Unconventional Gas”, entre los más importantes. La U.S. Energy Information Administration (EIA), creada en 1974, tiene como función la recolección, análisis y difusión de información imparcial referida a la energía, con el fin de promover decisiones bien fundamentadas para la regulación, la eficiencia de los mercados y el entendimiento público de la energía y su interacción con la economía y el medio ambiente. La EIA recibe financiamiento federal a través del Congreso y en 2013 su presupuesto es de $99.5 millones de dólares. La International Energy Agency o IEA, es una organización internacional, creada por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico, OCDE, tras la crisis del petróleo de 1973, que busca coordinar las políticas energéticas de sus Estados miembros, con la finalidad de asegurar energía confiable, adquirible y limpia a sus respectivos habitantes. México forma parte de la OCDE. Efectivamente, en los últimos cinco años se han presentado cambios estructurales muy marcados en el mercado de gas natural, asociados fundamentalmente a la explotación de reservas del llamado gas no convencional o gas de lutitas (shale gas), lo que ha generado un esquema de precios regionalizado, destacando por su bajo precio, el de la región de Norteamérica. En la Figura No. 1 se observa que el cambio de tendencia es notorio a partir de los años 2005 y 2006.

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Figura No. 1.- Comportamiento de la producción anual de gas en EUA7.

Fuente: U.S. Energy Information Agency.

Por otro lado, en la Tabla No. 1 se puede observar que en Estados Unidos la producción ha tenido un pronunciado incremento desde 2007. Igualmente, las reservas probadas aumentaron significativamente entre 2007 y 2010, a partir de ese año se han mantenido prácticamente constantes.

Año Producción

(trillones de pies cúbicos por año)

Reservas probadas (trillones de pies

cúbicos)

2007 1.46 23.30 2008 2.15 34.42 2009 2.92 60.64 2010 4.01 97.45 2011 7.30 97.48 2012 9.08 97.50

Tabla No. 1.- Producción y Reservas probadas de Shale Gas en Estados Unidos (2007 a 2012).

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Fuente: LCI Energy con datos de U.S. Energy Information Administration.

Debido a lo anterior, el precio de referencia Henry Hub de Estados Unidos, ha ido a la baja en una forma considerable, como se observa en la Figura No. 2, ubicándose en alrededor de $3.5 usd/mmBTU, mientras que en la Unión Europea es de aproximadamente $12 usd/mmBTU, y en Asia alcanza hasta los $21 usd/mmBTU.

1 En la nomenclatura de Estados Unidos de América, se entiende trillones~10

12 y billones~10

9.

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Figura No. 2.- Desempeño histórico de los precios del gas en EUA (enero de 1976 a enero de 2013).2

Fuente: U.S. Energy Information Agency.

Es relevante entrar a definiciones básicas, para entender cabalmente el potencial de los hidrocarburos en lutitas alrededor del mundo y la certidumbre en las proyecciones de producción futuras. Recursos prospectivos son los volúmenes de hidrocarburos estimados, a una fecha dada, que pueden ser potencialmente recuperables a partir de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación de proyectos futuros de desarrollo. Mientras las reservas probadas, también identificadas como 1P, son aquellos volúmenes de hidrocarburos que puede estimarse, con certeza razonable, de ser recuperables comercialmente a partir de una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas. Si se utilizan métodos probabilísticos debería haber por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación17. A las reservas probables, 2P, se les asigna una probabilidad de 50% y a las reservas posibles, 3P de sólo 10%.

Los recursos prospectivos no son reservas y su probabilidad asociada es menor a la considerada para las reservas 3P.

México actualmente no tiene reservas documentadas en Shale gas. Existe un esfuerzo2 de PEP, enfocado a la exploración de estos recursos, que permitirá definir en forma más precisa el potencial y también la incorporación de reservas. Sin embargo, es pertinente mencionar que es muy probable, con base en los estudios geológicos de PEP y la experiencia de exploración y explotación de EUA, que se encuentren reservas substanciales en nuestro país.

Recursos globales de hidrocarburos en lutitas El gas contenido en lutitas se encuentra abundantemente en varios continentes, es un hidrocarburo de combustión limpia que genera menos emisiones de efecto invernadero frente a otros combustibles fósiles.

2 Un pie cúbico de gas natural despide en promedio 1,000 BTU, aunque el intervalo de valores

varía entre 500 y 1,500 BTU.

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Del análisis de la siguiente tabla se concluye que los recursos no convencionales corresponden a una cantidad bastante significativa a nivel mundial comparados con los convencionales y en algunas áreas, como OCDE Américas3, son mayores en magnitud a los convencionales. Las unidades usadas en la tabla son trillones de pies cúbicos de gas.

REGIÓN

TOTAL NO CONVENCIONAL

Convencional No

Convencional Tight Gas

Shale Gas

Metano de Carbón

Europa del Este / Euroasia

4,626 1,519 353 424 706

Medio Oriente 4,414 424 283 141 ND

Asia / Pacífico 1,236 3,284 706 2,013 565

OCDE Américas 1,589 2,719 424 1,978 318

África 1,307 1,307 248 1,059 0

América Latina 812 1,695 530 1,165 ND

OCDE Europa 848 742 106 565 71

Mundo 14,867 11,689 2,684 7,345 1,660

Tabla No. 2.- Comparación de recursos convencionales y no convencionales de Gas

5.

Fuente: Datos modificados a partir de información de la International Energy Agency.

La gran actividad física en los nuevos plays de lutitas en EUA, incrementó la producción anual de gas de 0.39 trillones de pies cúbicos en 2000 a 6.87 trillones de pies cúbicos en 2012, un aumento del 1,761%. Las reservas de gas de lutitas, también se han incrementado de manera muy relevante, de 23.3 en 2007 a 97.45 trillones de pies cúbicos en 2010, lo cual representa un crecimiento de 418%. La EIA en su “Annual Energy Outlook 2013” presenta estimaciones de reservas de gas a nivel mundial de 862 trillones de pies cúbicos, con un total de 2,543 trillones totales para plays de lutitas. Los recursos de lutitas constituyen el 34% del total. El pronóstico de la producción de gas total de Estados Unidos para 2040, tiene como mayor contribuyente al proveniente de lutitas, que se estima será de un 49% de la producción total, como se puede observar en la Figura No. 3.

3 La categoría OCDE Américas está conformada por los siguientes países: Canadá, Chile, México

y Estados Unidos de América. Asimismo, la categoría OCDE Europa está conformada por los siguientes países: Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Grecia, Holanda, Irlanda, Islandia, Italia, Luxemburgo, Noruega, Portugal, Reino Unido, Suecia y Suiza.

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Figura No. 3.- Comportamiento histórico y pronóstico de producción de gas en EUA7.

Fuente: U.S. Energy Information Agency.

Las ideas planteadas en los siguientes párrafos fueron tomadas de documentos oficiales de EIA, con la finalidad de que el lector tenga la claridad de que los pronósticos de producción y reservas que se presentan hoy día en EUA y en México tienen un gran nivel de incertidumbre.

“Aunque los prospectos de producción de Shale Gas son prometedores, se tiene una incertidumbre considerable relacionada con el tamaño y la rentabilidad de los yacimientos. Muchas formaciones de lutitas, particularmente Marcellus, son tan grandes que solo una porción del total ha sido extensivamente producida y probada. Muchos de los pozos de Shale Gas han sido perforados en los últimos años, así que hay una gran incertidumbre concerniente a su tiempo de vida productiva. Otra incertidumbre es el desarrollo futuro de tecnologías de perforación y terminación que pudieran sustancialmente incrementar la productividad y reducir costos.

Un análisis del “Annual Energy Outlook 2012”, publicado en junio de 2012, indica que la incertidumbre en el tamaño y la rentabilidad de los recursos potenciales de Shale gas en EUA tienen un impacto considerable en los pronósticos de la producción de gas del país y que para 2035 la producción atribuida a Shale Gas podría estar entre 9.7 y 20.5 trillones de pies cúbicos. La producción total se proyecta en un rango de 26.1 y 34.1 trillones de pies cúbicos.” La incertidumbre asociada a los proyectos petroleros ha generado debates públicos acerca de las predicciones, lo cual aunado a intereses económicos y sociales, impulsa declaraciones tales como la de Alexéi Miller, Director general de Gazprom, quien abiertamente ha declarado que la industria del Shale gas en EUA, es una burbuja que estallará por los bajos precios del gas, altos costos de extracción y por su bajo factor de recuperación. Como se observa en la Tabla No. 3, el Informe elaborado por la U.S. EIA Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States reporta un recurso potencial para

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México de 545 trillones de pies cúbicos (Tcf); mientras que en sus primeras evaluaciones, PEMEX ha presentado recursos potenciales que van de los 150 a los 459 trillones de pies cúbicos. México se encuentra en una etapa en la que se están llevando a cabo inversiones para identificar y estimar estos recursos potenciales.

Cuenca de Shale Gas

Informe U.S. EIA (Tcf)

PEMEX (inferior, central y

superior) (Tcf)

Cretácico Superior

446.3 54-106-171

Cretácico Medio 0.7 0

Jurásico Superior

98 95-190-285

TOTAL 545 150-297-459

Tabla No. 3.- Comparación de las estimaciones de recursos prospectivos de PEP y la U.S. EIA.

Fuente: Elaboración de la CNH con información de PEMEX y U.S. EIA.

Las estimaciones realizadas en Estados Unidos indican que al noreste y centro-este de México se localizan yacimientos de amplio espesor ricos en materia orgánica y madurez térmica del Jurásico y Cretácico, a lo largo de la porción terrestre de la cuenca del Golfo de México. Los yacimientos presentan edad geológica similar a los productores en Estados Unidos: Eagle Ford, Haynesville, Bossier y Pearsall. Los cálculos preliminares del volumen en sitio de las 5 cuencas analizadas, ver Figura No. 4, ubican los recursos en 2,233 trillones de pies cúbicos. La cantidad técnicamente recuperable se estima en 545 trillones de pies cúbicos representando un factor de recuperación de 24%.

Figura No. 4.- Cuencas de Shale Gas en México1.

Fuente: Petróleos Mexicanos.

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PEMEX, Exploración y Producción ha mostrado cifras diferentes, de menor magnitud, pero seguramente, con mayor probabilidad de certidumbre. En la Figura No. 5, se presentan los recursos totales divididos en gas y aceite.

Figura No. 5.- Estimación2 de PEP para los recursos prospectivos de México en Shale Gas/Oil.

Fuente: Petróleos Mexicanos.

Se estima que el 53% de los hidrocarburos contenidos en lutitas en México corresponden a aceite y el 47% restante a gas. Esto tiene una implicación muy grande para la rentabilidad, que al comprobarse le dará una ventaja importante para su desarrollo y explotación. El mapa de la República Mexicana en la Figura No. 5, presenta la localización y las estimaciones del tipo de yacimientos que se encontraran: Aceite, gas y condensado, y gas seco. Todavía hay áreas en estudio y se aclara que la estimación todavía no está completa en lo que se refiere a los plays en México.

Comparando la cifra de 60.2 billones de barriles de petróleo crudo equivalente con las reservas actuales y la producción histórica acumulada del país es fácil concluir la gran importancia que tienen los recursos prospectivos del shale oil/gas. En 2012, la reserva 1P era de 13.8 billones de petróleo crudo equivalente y la producción acumulada total de México hasta 2012 fue de 53.7 billones de barriles de petróleo crudo equivalente. Debido a que los proyectos para hidrocarburos no convencionales son más caros, o menos rentables que los asociados con gas convencional y aceite, es importante considerar una política de hidrocarburos diferente a la actual que prioriza los proyectos por su rentabilidad. De esa forma los no convencionales, por las restricciones del presupuesto que le asigna la SHCP a PEP, están en franca desventaja.

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La aseveración anterior, también aplica para desarrollos en aguas profundas y proyectos de recuperación secundaria y mejorada. Hoy por hoy, los proyectos más rentables y seguros son los convencionales. Una regla sana para mantener la seguridad energética y la rentabilidad, es mantener una inversión balanceada en los diversos rubros de exploración y explotación.

Mitos y realidades de los no convencionales En esta sección se presentan 14 enunciados que se indican como “MITOS”. Se presenta el análisis de la información necesaria para concluir acerca de su veracidad finalizando con un apartado denominado “REALIDAD”. La organización del material escrito, en otras palabras, inicia con el “MITO”, la información pertinente, y finaliza con un enunciado de “REALIDAD”. MITO: Sólo hasta hace unos pocos años se lograron los primeros éxitos comerciales de producción de hidrocarburos en formaciones de lutitas, debido al advenimiento de nuevas tecnologías. A todos los profesionistas de Geociencias les enseñaron que aunque la porosidad en formaciones de lutitas es alta, lo cual permite almacenar cantidades importantes de hidrocarburos, la permeabilidad es demasiado baja para dejar fluir el aceite y el gas hacia los pozos, por lo cual se planteó que no había posibilidad comercial de explotarlas. Como se mencionó anteriormente, el desarrollo del shale gas se asocia a las “nuevas” tecnologías de fracturamiento hidráulico y perforación horizontal. Estas tecnologías, indudablemente, son parte de la base del éxito pero no son tan nuevas como se dice, ni tampoco explican el “boom” de este tipo de proyectos.

En 1865, el Coronel Edward A.L. Roberts11 un veterano de la guerra civil norteamericana obtuvo su primer patente para estimular los pozos, fracturando la formación a través de un dispositivo con nitroglicerina al que denominó “torpedo explosivo”. Su empresa fue fundada en Titusville y por más de 100 años, hasta 1990, estuvo ejecutando este tipo de operaciones de fracturamiento en forma exitosa.

El fracturamiento hidráulico es más efectivo y más seguro que la nitroglicerina. Éste inició su uso experimental en 1947 con la empresa Stanolind Oil en un pozo en Kansas. Para 1949 ya se tenían aplicaciones comerciales exitosas por la compañía Howco, Halliburton Oil Well Cementing Company. Buscando nuevas alternativas, en 1967 el gobierno de Estados Unidos detonó un dispositivo nuclear de 29 kilotones (La bomba de Hiroshima fue de 15 kilotones) en una zona rural de Nuevo México para estimular formaciones de lutitas conteniendo gas. En el proyecto Gasbuggy, ver Figura No. 6, intervinieron expertos de la Comisión de Energía Atómica, del Buró de Minas de EUA y de la Compañía El Paso Natural Gas. El objetivo era formar una caverna y fracturamiento masivo de gran penetración. La explosión generó una caverna de 50 metros de diámetro y 100 de alto que colapsó segundos después de la explosión y las fracturas se extendieron por más de 900 metros en todas direcciones con un incremento muy significativo en la producción de gas.

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Asimismo, se realizaron tres pruebas de producción en el pozo, cada una por 30 días, en las que se quemó el gas y se observó un incremento importante en la productividad. Se reportó que la contaminación radioactiva por tritio fue minúscula comparada con la ocasionada por pruebas militares en la atmosfera a principios de la década de los años 1960, también se informó que la producción de gas fue de 295 millones de pies cúbicos.

Figura No. 6.- El dispositivo Gasbuggy se detonó a 4,240 pies de profundidad. Fuente: Foto de Los Álamos Laboratorios.

A la fecha, no hay reportes de contaminación de acuíferos en la zona. Este hecho es de gran relevancia si consideramos el gran esfuerzo al que se sometió a las tuberías de revestimiento y su cementación. Es claro que en un fracturamiento masivo típico, nunca se alcanzaran las fuerzas que se presentan en una detonación atómica.

Se atribuye que el 30% de la producción de Estados Unidos se debe al fracturamiento hidráulico de los pozos. Para el año 2010 se estimaba que el 60% de todos los pozos nuevos de aceite y gas alrededor del mundo10 fueron fracturados hidráulicamente. En 2012 se calcula que se han hecho 2.5 millones de trabajos de fracturamiento a nivel mundial y más de un millón en EUA10. En México la cifra es del orden de varias decenas de miles. Desde 1949 el fracturamiento hidráulico es responsable del incremento de reservas recuperables, más que cualquier otra tecnología, y en 63 años con más de dos millones de trabajos de fracturamiento no existe un solo caso documentado de contaminación en acuíferos.

Por otro lado, la literatura técnica relacionada con la perforación de pozos horizontales y el fracturamiento hidráulico ha sido muy prolífica; existen cerca de 500 artículos12 de

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fracturamiento y del orden de 3000, de pozos horizontales. Estos trabajos cubren las contribuciones de más de 30 años de desarrollo de tecnología.

La aplicación práctica de la perforación horizontal11 inició en los primeros años de la década de los 1980 con el perfeccionamiento de los motores de perforación de fondo y con la invención de otros equipos y materiales de apoyo, particularmente los de telemetría que permitieron “navegar” la perforación a través de las formaciones de una manera controlada. Cabe aclarar que en EUA no todos los pozos productores de Shale Gas son horizontales. Hay una cantidad significativa de pozos verticales. Es necesario comentar, para revisar el mito de atribuir la explotación rentable del Shale sólo al desarrollo tecnológico, que se conjuntaron una serie de factores además de nuevas tecnologías de fracturamiento y pozos horizontales para generar la explotación exitosa de lutitas en EUA. Un hecho importante fue el precio alto del gas y otro más, la persistencia en la experimentación de la empresa operadora, “Mitchell Energy”, desde el año 1981. Esta empresa invirtió grandes cantidades de dinero en el área de Barnett así como un periodo largo de tiempo para “aprender” cómo estimular de forma eficiente y rentable las formaciones lutíticas para que pudieran fluir comercialmente. A mediados de los 90’s, la investigación y desarrollo tecnológico de “Mitchell Energy” llego a una estimulación que le llamaron “Sand Frac” con rentabilidad modesta y precisamente en esos tiempos, súbitamente el precio del gas empezó con una tendencia a la alza. Para finales de esa década se habían perfeccionado la técnica y la habían aplicado a cientos de pozos llamando, hasta ese momento, la atención de la industria petrolera en EUA. El Sr. George Mitchell, propietario de “Mitchell Energy” se considera9 el padre de la tecnología para la explotación de Shale Gas. REALIDAD: Desde hace más de 23 años se ejecutan operaciones exitosas de fracturamientos hidráulicos que lograron los primeros éxitos comerciales de producción de hidrocarburos en formaciones de lutitas en EUA. El incremento de producción de Shale Gas se atribuye a los avances en el proceso de fracturamiento y en la perforación de pozos horizontales, pero no menos importante, a los esfuerzos de innovación y los buenos precios de las décadas pasadas que permitieron la creación de infraestructura necesaria incluyendo las redes de transporte y distribución de gas.

MITO: La rentabilidad actual de la explotación de formaciones de lutitas es muy marginal por los bajos precios y puede convertirse en favorable si existe la presencia de aceite. El costo de los servicios de fracturamiento hidráulico fuera de los EUA es tres a cuatro veces mayor10 debido a factores relacionados con los canales de distribución así como con el pobre rendimiento de los equipos y personal que los opera. Indudablemente, un factor crítico, que no debemos pasar por alto es la competencia entre empresas. Una estrategia para disminuir costos es enfocar el diseño, control y ejecución de la operación bajo estrictos estándares de aseguramiento de calidad, para evitar sobre-diseños en longitud de fracturas y conductividad innecesarias que encarecen la operación.

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En la Figura No. 7 puede observarse la desproporción en equipos de fracturamiento en Norteamérica, que tiene casi el 85% del total, fundamentalmente en EUA y Canadá. Es relevante comentar que no obstante los bajos precios del gas, sus equipos disponibles están en sobredemanda. Existen plays en EUA en los que hay docenas de empresas de servicio y operadores trabajando, cada una de ellas buscando nuevas alternativas para mejorar los procedimientos y tecnologías a fin de bajar precios y aumentar la competitividad. El área regulatoria indirectamente, también ha generado sinergia positiva al publicar por norma, el comportamiento de la producción dentro de los 6 meses siguientes a la ejecución, resultando en una competencia entre empresas al mejorar procedimientos y tecnología para bajar costos e incrementar la producción.

Figura No. 7.- Distribución estimada de equipos de fracturamiento incluyendo tierra y costa fuera10

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Por otro lado, los incentivos fiscales son de gran relevancia. Los apoyos gubernamentales a través de la reducción de impuestos en 1980, aunado al alto precio del gas logró que se impulsara eficientemente la explotación de “Tight Gas”, así para 1992, cuando se eliminaron, se tenía una infraestructura integral y recursos humanos competentes en cantidad y calidad que permitieron continuar de manera rentable los proyectos sin incentivos. Trasladando las mejores prácticas de EUA a México se hace necesario, para la explotación de los recursos no convencionales, fortalecer los mecanismos de competencia de servicios, priorizando los insumos y las empresas nacionales. La implantación de incentivos fiscales, el impulso a la manufactura nacional de los equipos de perforación y terminación, la creación de los insumos nacionales para las operaciones, la inversión necesaria en la investigación, desarrollo tecnológico y preparación de recursos humanos, así como la construcción de infraestructura de

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transporte y de servicios en general, privilegiando el contenido nacional, permitirá que un buen porcentaje de la renta petrolera pueda destinarse al desarrollo del país. REALIDAD: El planteamiento no es un mito. Sin embargo, la rentabilidad debería analizarse a nivel global y no solo por yacimientos ya que detona una gran cantidad de actividad física que genera un valor importante a los países. En EUA, la manufactura de los equipos, el diseño y fabricación de los productos químicos, las operaciones en campo, la entrega de insumos baratos a la industria petroquímica, el área de transporte por ruedas y rieles así como la de servicios en general, hoteles, tiendas de conveniencia, restaurantes, etcétera, genera una gran cantidad de empleos y un crecimiento de la industria y del país. MITO: El fracturamiento hidráulico en formaciones de lutitas es un grave peligro de contaminación para los acuíferos y genera temblores de tierra peligrosos para la población. Como ya se indicó, desde 1949 el fracturamiento hidráulico es responsable del incremento de reservas recuperables más que cualquier otra tecnología y en 63 años con más de dos millones de trabajos de fracturamiento no existe un caso documentado de contaminación en acuíferos. Sin embargo, existen algunos videos en internet que presentan casos reales de contaminación de acuíferos por gas. Los ambientalistas, y algunos ciudadanos preocupados insisten en que los fracturamientos contaminan el suelo y las aguas superficiales. Es importante mencionar, para aportar elementos sólidos a la discusión, que los acuíferos se encuentran a profundidades menores a 300 metros de la superficie y que los intervalos fracturados típicamente están a más de 1800 metros de profundidad, lo cual hace una diferencia de al menos 1.5 km de distancia. Por otro lado, los modelos matemáticos y el monitoreo de micro sísmica confirman que las fracturas verticales crecen hasta 90 metros o menos. ¿Entonces cómo se explica la contaminación de metano en algunos acuíferos en Pennsylvania?. Pueden existir causas naturales y también generadas por el hombre. Las naturales incluyen el movimiento normal de los gases del subsuelo hacia la superficie por millones de años. Los generados por el hombre incluyen pozos mal terminados o muy viejos que no se taponaron adecuadamente y es trascendental hacer notar que muchos de ellos ni siquiera fueron estimulados con fracturamiento hidráulico. Antes de iniciar un proyecto de perforación en West Virginia se efectuó un muestreo en 1312 pozos de agua encontrándose que 11% contenían cantidades medibles de metano, lo cual corrobora las causas naturales comentadas en el párrafo anterior. Hay dos puntos clave para evitar la contaminación de acuíferos, una buena regulación sobre la construcción e integridad de los pozos y el estudio geológico que permita identificar fallas geológicas de alta conductividad y alcance. En materia ambiental, la regulación4 debe prevenir afectaciones al medio ambiente, particularmente las relacionadas con el uso, manejo y disposición del agua y, desde el inicio de operaciones, es necesario realizar estudios de monitoreo ambiental y establecer la línea base que permita evaluar el impacto de las actividades petroleras.

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El derrame superficial de productos químicos y agua de estimulación podría generar problemas de contaminación al suelo y a los acuíferos muy someros, por lo cual es necesario tener medidas de seguridad industrial y de protección ambiental que reduzcan al mínimo la posibilidad de que estos sucedan. Es claro que una buena regulación debe incluir el manejo de todos los productos y fluidos así como los planes de control y contingencia. PEP ha externado en foros nacionales e internacionales2, al igual que otras compañías de nivel internacional, que considera importante tener una regulación eficiente que agregue valor y cuide la seguridad y el medio ambiente. A continuación, se transcribe la filosofía de una empresa internacional en Colombia, la cual es muy semejante a muchas de las empresas operadoras. Cumplimos16 con todos los requisitos regulatorios; colaboramos activamente con las autoridades, la industria, comunidades y grupos de interés; e invertimos en la investigación para minimizar aún más los impactos sobre el entorno. Nuestras actividades cumplen con estándares rigurosos de protección para las fuentes hídricas como lagos, ríos y otros acuíferos. Nuestros pozos de shale gas son cubiertos por un revestimiento de acero y aislados con buena cementación para proteger las fuentes hídricas. Se realiza monitoreo completo del agua y los datos obtenidos se comparten con las autoridades locales y regionales. Además se hacen pruebas con una nueva tecnología que pueda permitir el uso de agua salina como alternativa al agua dulce en nuestras operaciones de shale gas.

Respecto a la sismicidad, es relevante comentar que todos los días hay millones de pequeños temblores, la gran mayoría de ellos imperceptibles, generados por el movimiento de las placas tectónicas de la tierra. Sin embargo, es necesario mencionar que existen casos documentados3,4 de movimientos telúricos muy leves asociados a los fracturamientos hidráulicos. Por tal razón en Reino Unido y en Francia se declaró una moratoria a este tipo de trabajos hasta analizar exhaustivamente su relación.

Es necesario antes de efectuar el fracturamiento hidráulico, realizar un análisis geológico-tectónico de la zona para evitar riesgos. En México la explotación de los Plays de lutitas estará ubicada en zonas no-sísmicas del territorio.

REALIDAD: El fracturamiento hidráulico en formaciones de lutitas no pone en riesgo los acuíferos, sin embargo es importante asegurar un buen diseño e integridad del pozo y considerar estudios geológicos regionales para localizar fallas conductivas. MITO: La gran cantidad de agua usada en los fracturamientos hidráulicos pone en riesgo los ecosistemas, la estabilidad económica de la agricultura, la ganadería y del consumo humano. Efectivamente los requerimientos de agua para fracturamiento son muy grandes y dependen del tipo de formación y las etapas de fracturamiento. Se necesitan de 2 a 4 millones de galones de agua para el fracturamiento de un pozo horizontal. En la Tabla No. 4 se presentan las necesidades promedio de agua para cuatro plays en EUA.

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Play Millones de Galones/pozo

Tráiler de 56 m

3

Barnett 2.3 41

Fayetteville 2.9 52

Haynesville 2.7 48

Marcellus 3.8 68

Tabla No. 4.- Requerimientos típicos de volúmenes de agua en varios Plays en EUA.

En 2006 se estima que se fracturaron 35,000 pozos en EUA, lo cual requirió un volumen de 70 a 140 billones de galones, que es equiparable con los requerimientos de una o dos ciudades con 2.5 millones de personas18. En campo se usan depósitos de acero de 20,000 galones o contenedores centrales con capacidad de 8 millones de galones, como son los casos de Barnett y Fayetteville, para el uso de pozos múltiples. El agua se obtiene de fuentes superficiales y/o subsuperficiales locales. En muchos de los casos el agua se transporta por tráileres y en otros casos por tuberías. Del 100% del agua que se usa en un trabajo de fracturamiento, típicamente un 80% se recupera en las primeras dos semanas. El porcentaje depende de las características de la formación y la técnica de estimulación. Es obvio que en zonas áridas el suministro de agua se vuelve crítico y puede impactar de forma adversa y muy importante al entorno y a las actividades productivas. El tratamiento de agua para su reciclado ha sido un tema que ha atraído a diversas empresas, instituciones de investigación y desarrollo tecnológico, y universidades. Actualmente hay equipos, como el que se muestra en la Figura No. 8, que logran de manera económica y eficiente el procesado del agua de estimulación.

Figura No. 8.- Tratamiento de agua de estimulación en una localidad en EUA. Fuente: Hydrozonix.

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REALIDAD: El uso eficiente y racional del agua es un tópico de principal importancia. Se deben cuidar las fuentes de suministro, privilegiar el reciclaje, así como desarrollar investigación para usar agua salobre o de mar y de esa forma liberar la presión sobre los recursos de agua potable. MITO: México es un país rico en reservas de gas14, pero no tiene gas disponible. Durante 2012 y 2013 se ha presentado un desabasto grave de gas en el país, que ha originado “alertas críticas” por racionamiento. Según el Consejo de Cámaras Industriales de Jalisco, entre enero de 2012 y marzo de 2013 se han presentado más de 100 alertas críticas. Las alertas implican una disminución del suministro de 20% en promedio. Esta situación, tiene graves perjuicios para la industria nacional y la pérdida de competitividad para atraer nuevas inversiones en algunas áreas productivas. No menos importante es considerar que la escasez de gas, genera la sustitución por otros combustibles más caros y contaminantes con las consecuentes repercusiones al medio ambiente. El Centro-Occidente del País es la zona más afectada, ya que no tiene una infraestructura de transporte por ductos ni zonas cercanas donde se extraiga gas natural. Se ha planteado como una alternativa de solución importar más gas natural vía la terminal de Manzanillo o aumentar la producción de gas que provenga de campos que estén al sur de la estación de Compresión Cempoala. Muchos analistas y decisores del sector energía, así como los industriales y público en general se preguntan ¿Cómo es posible que México, con reservas abundantes de gas convencional y no convencional tenga problemas de desabasto? La paradoja de tener gas y no tener gas. El problema fundamental es la falta de infraestructura pero también hay áreas de oportunidad para producción de gas que se han dejado sin suficiente inversión por parte de PEP ya que constituyen negocios de baja rentabilidad que no compiten satisfactoriamente con otros proyectos, principalmente los de aceite. Aunado a las circunstancias anteriores, también hay que plantear el incremento de la demanda incentivada por el bajo precio. En los últimos meses se ha importado gas a altos precios. Surge la pregunta, ¿por qué se planea importar gas a precios altos y no pagar a PEMEX un sobreprecio que le permita que sus proyectos de gas sean rentables y más competitivos en su cartera? Efectivamente en PEP existe un portafolio de proyectos que considera la rentabilidad para su jerarquización, pero la problemática de desabasto, tiene varias aristas que serán analizadas a continuación. El sector eléctrico ha aumentado en forma muy importante el consumo de gas natural para la generación de electricidad, ya que es más económico y más amigable con el medio ambiente, sin embargo, PEP no ha mantenido la extracción del gas al mismo ritmo debido a que la extracción de petróleo es significativamente más rentable. Desde la creación de PEP en 1992, se ha importado gas pasando de 246 mmft3/d en ese año hasta 2,209 mmft3/d en 2012, un incremento de aproximadamente 900%. En 2012 las importaciones representaron 32% del consumo nacional.

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El Sistema Nacional de Gasoductos está saturado y Estados Unidos ha limitado las exportaciones a otros países por medio de buque tanques, vía el control de los permisos de reconversión de sus terminales de exportación, priorizando de esta forma, el autoconsumo y generando un factor de competitividad en su industria nacional. A pesar de tener un marco jurídico que permite la inversión privada para importar, transportar y distribuir hidrocarburos, no se ha tenido el desarrollo que el país requiere. ¿qué falló?. El problema de desabasto, no es sólo de molécula sino de transporte con el mayor componente en magnitud. En 2012, los sobrecostos asociados a la importación de gas a otros precios diferentes al Henry Hub ascendieron a 19 mil millones de pesos. REALIDAD: El desabasto de gas tiene varias facetas, la principal es la falta de infraestructura de transporte pero también hay un componente relacionado con la disminución de la producción nacional de gas seco, lo cual se debe al hecho de que a PEP no le conviene invertir en este tipo de proyectos porque su rentabilidad es mucho menor que la de los proyectos de aceite. Respecto a los comentarios de reservas es importante que el lector revise el siguiente mito. MITO: Tenemos grandes reservas de hidrocarburos en rocas lutíticas que permitirán la gasificación del país y grandes beneficios económicos. De las definiciones básicas planteadas en el apartado de antecedentes se puede concluir la realidad. REALIDAD: Hasta la fecha los cálculos son de recursos prospectivos y no de reservas. Existe probabilidad de que el mito se haga realidad para lo cual será necesario esperar los trabajos de exploración e incorporación de reservas. MITO: No se requiere nueva regulación para la E&P de no convencionales. En el sector Energía de México, hay la conciencia de que la regulación1,2,3,4 debe ayudar, que la sobrerregulación estorba y genera pérdida de valor, pero también que, la falta de regulación o la regulación incompleta, provocan incertidumbre a los actores económicos con los consecuentes resultados negativos. La regulación que aplica para la exploración y explotación de aceite y gas convencional en México también tiene efecto sobre los recursos no convencionales. Sin embargo, en México, como lo han hecho otros países, se requiere una regulación especial para los no convencionales. La SENER, PEMEX PEP y la CNH, están de acuerdo con lo anterior. El esquema regulatorio de la CNH identifica los estándares y mejores prácticas nacionales e internacionales para definirlos como norma obligatoria. En concordancia con su Ley, antes de emitir nueva regulación, debe mantener una comunicación eficiente con la SENER y el Regulado, PEMEX Exploración y Producción, para tomar en consideración las problemáticas operativas, entre otras cosas. Es indispensable revisar, junto con PEMEX, la regulación actual aplicable a los no convencionales, a fin de priorizar los temas a regular y definir la regulación faltante.

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En los procesos de diseño y desarrollo regulatorio1,3, la CNH deberá trabajar en coordinación con otras dependencias y organismos de la administración pública y continuar con la transferencia de experiencias y conocimientos a nivel internacional. La aplicación de las mejores prácticas6 de la industria será fundamental para lograr la eficiencia operativa, la seguridad, el cuidado del medio ambiente y la rentabilidad. REALIDAD: Todos los países han reconocido la importancia y necesidad de tener regulación específica para shale oil y shale gas, al igual que las autoridades de SENER, CNH y PEMEX. MITO: La CNH es una entidad gubernamental sin independencia de decisión para la regulación.

- La filosofía regulatoria de la CNH no es diferente a la de otros reguladores. -

Por ejemplo, en Colorado EUA, un estado considerado como destino turístico internacional de gran altura y catalogado como gran productor de aceite y gas con más de 150 años de historia, con 47,000 pozos activos y cerca de 3,000 pozos nuevos por año, cuya producción en 2011 fue de 1.68 trillones de pies cúbicos de gas y 39 millones de barriles de aceite, realizó mejoras regulatorias en 2008 considerando a todos los actores involucrados. Para preparar la regulación participaron más de 40 personas expertas a tiempo completo y se hicieron 5 encuentros públicos con más de 1,700 personas, 37 reuniones técnicas con 250 especialistas y se analizaron más de 2,000 comentarios escritos. Para adoptar las reglas finales se hizo una divulgación continua y se hicieron 24 días de audiencias formales con más de 80 horas de deliberación y más de 20,000 páginas de documentación. Desde el punto de vista de los reguladores, el éxito de la regulación está basado en el desarrollado incluyente y con una aprobación de reglas unánime. Después de 3 años se obtuvieron aumentos del 30% en la producción de aceite y 10% en la de gas y se perforaron más pozos que en los estados circundantes, todo lo anterior con medidas que mejoraron la protección ambiental y la salud de los habitantes; se incrementaron de 31% a 70% los sistemas de separación eficiente de sólidos en el lodo de perforación, se recicló el 61% del fluido de fracturamiento, y se implantaron 14 planes de mitigación de vida salvaje cubriendo 750 millas cuadradas. Definitivamente es un gran ejemplo de cómo la regulación debe generar valor y proteger a las personas, la fauna y la flora. En México se ha instaurado exitosamente un grupo tripartita SENER, PEP y CNH, al que acuden funcionarios de alto nivel, como un antecedente a la definición de regulación así como para analizar casos específicos de la mayor relevancia. El cuerpo de Gobierno de la CNH, constituido por 5 Comisionados, revisa y discute exhaustivamente, en una o varias juntas de trabajo, la regulación, expresa sus opiniones y finalmente decide de forma independiente, en un acuerdo por mayoría de votos, la emisión oficial de la regulación.

REALIDAD: La CNH es una entidad gubernamental con independencia de decisión para la regulación. De ninguna forma, considerar las opiniones y argumentos

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técnicos del regulado y de la cabeza de sector, le restan independencia y sí generan valor adicional.

La regulación4 para no convencionales deberá permitir un desarrollo técnico-económico que genere tecnología, infraestructura y procesos óptimos sin descuidar la seguridad, la salud y el medio ambiente evolucionando en el tiempo en un proceso de mejora continua. Implementar una regulación muy estricta y prescriptiva pudiera desmotivar el desarrollo eficiente de la E&P de no convencionales, afectando el crecimiento económico del país. Es igualmente importante que se adopten las lecciones aprendidas3 en otros países, interactuando efectivamente con los reguladores, la industria, las áreas académicas y de investigación y desarrollo tecnológico. Entre los tópicos más relevantes a considerar en la nueva regulación de la CNH, cuyo plan de desarrollo considera su publicación el segundo semestre de 2013, están: la integridad del pozo con énfasis en la zona de acuíferos, la eficiencia de fracturamiento, el desarrollo de los campos con el menor impacto ambiental, el tratamiento y manejo de los fluidos e insumos usados en el fracturamiento así como el impacto visual y el tema de quema y venteo de gas. En los próximos meses un grupo de SENER, PEP y CNH estará visitando varias localidades en EUA para conocer directamente de los operadores, compañías de servicio, reguladores y ciudadanos en general, sus opiniones acerca de las regulaciones aplicadas, las mejores prácticas y puntos críticos de operación. Esto será el antecedente a un taller “tripartita” que permitirá afinar los avances de regulación alcanzados a esta fecha y llegar a una regulación eficiente y consensuada de beneficio para el país. MITO: La regulación prescriptiva en el área de Exploración y Explotación de Petróleo es mejor que la regulación basada en desempeño.

En general cuando se habla de regulación, las personas imaginan un conjunto de reglas que especifican qué se puede y qué no se puede hacer. Sin embargo, la regulación puede plantear metas u objetivos de desempeño, más que ordenar, mandar o determinar qué hacer o prohibir, ya que lo anterior tiene la ventaja de permitir a los regulados la elección de la mejor forma de alcanzarlos. En el área de la industria petrolera lo anterior tiene un “sentido especial” ya que los cambios son constantes y rápidos, por ejemplo la tecnología avanza rápidamente en herramientas y procedimientos así como las condiciones del mercado y sociales. La filosofía regulatoria en los países sigue las dos grandes ramas mencionadas, dependiendo muchas veces en forma particular de la agencia regulatoria, la prescriptiva-proscriptiva que especifica detalladamente el cómo efectuar los procesos, qué hacer y qué no hacer, y la que regula en base al comportamiento de desempeño. En Estados Unidos existen ambos ejemplos en agencias reguladoras relacionadas con la Industria petrolera,. Debe quedar claro que una regulación basada en el desempeño, le da flexibilidad a las empresas operadoras para innovar y alcanzar los resultados definidos al mejor costo que puedan obtener. Sin embargo, los expertos del tema13 siguen discutiendo las ventajas y desventajas y es notable que en algunas áreas la regulación basada en el desempeño es casi nula. Algunos expertos argumentan que algunas agencias gubernamentales no

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tienen la capacidad para especificar, medir y monitorear el comportamiento, y que tener información confiable es difícil y a veces imposible de obtener lo cual genera un instrumento regulatorio ineficiente e inoperante. La Universidad de Harvard13, en 2002 realizó un taller para definir políticas regulatorias en las áreas de la salud, la seguridad y el medio ambiente en EUA, con la participación de una docena de líderes de agencias gubernamentales así como líderes investigadores en los campos de la ingeniería, la economía, las leyes y la Ciencia Política. En esa reunión definieron que el diseño de estándares, esto es, la regulación prescriptiva, debe ser preferido cuando existan altos riesgos en los procesos y se tengan tecnologías comprobadas de buen funcionamiento. REALIDAD: Dependiendo del caso específico deberá preferirse la regulación basada en desempeño sobre la prescriptiva, pero es importante considerar que para el caso de Shale Gas ésta deberá ser hibrida dependiendo del tópico a regular.

MITO: La regulación de Shale Gas en Estados Unidos es demasiado estricta en todos los aspectos, pero principalmente en el cuidado del medio ambiente. No existe una regulación única en EUA3, cada estado tiene una específica, a diferencia de México, en que la regulación es federal y no estatal. En el año 2013, la publicación Oil & Gas Financial Journal15, publica que en Bakken una de los principales áreas de explotación en EUA, el porcentaje de gas quemado es cercano al 30%, ver Figura No. 9. Las autoridades han externado que no están satisfechas y están buscando incentivos vía impuestos para incrementar el aprovechamiento, además de buscar alternativas para usos del gas que se quema. Las problemáticas operativas están relacionadas con la falta de redes de distribución y con la contrapresión de las líneas existentes. Algunos pozos de baja presión no alcanzan a “entrar” a la red de tuberías.

Figura No. 9.- Aprovechamiento de gas en la formación Bakken en el estado de Dakota del Norte E.U.A15

. Fuente: Oil & Gas Financial Journal, The fight to limit Bakken shale flaring, 7 de mayo de 2013.

En la Figura No. 10, se presenta la curva de producción aceite de Bakken donde se observa la tendencia incremental de los últimos años. La producción ha crecido muy

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13

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QuemadeGasenBakken,2013.

Gascapturadoyvendido

Faltainfraestructura

Contrapresión

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rápidamente haciendo al estado, el productor número 2 de EUA, de acuerdo con los datos del “North Dakota Geological Survey”. Es claro que si la regulación de quema y venteo fuera más estricta, se observarían cambios negativos en la producción futura y también disminuciones en los factores de rentabilidad. La estrategia más certera para cuidar el medio ambiente y mantener el crecimiento en la producción, con relación a la regulación técnica, es plantear metas de aprovechamiento reales y con metas retadoras que mejoren a través del tiempo.

Figura No. 10.- Comportamiento de la producción de aceite en Bakken. Fuente: U.S. Energy Information Administration.

REALIDAD.- Cada estado regula las actividades de la industria petrolera en forma diferente pero todas coinciden en incentivar la generación de valor y el crecimiento económico considerando el medio ambiente y la salud.

MITO.- La logística eficiente de perforar-terminar, incluyendo la recolección y distribución, es la clave del éxito en rentabilidad.

Iniciamos la discusión comentando que no todos los pozos en Shale Gas, resultan productores comerciales, ni en EUA, ni en ningún otro lugar del mundo. Es una situación normal en la Industria semejante al caso de los convencionales. La Tabla No. 5, presenta algunas de las características más sobresalientes de los ocho plays más importantes productores en lutitas de Estados Unidos. Se observa que el espaciamiento entre pozos no es uniforme y que no es una función directa de la reserva a recuperar. La fábrica de hacer pozos, considerando una cuadricula geométrica para localizar los pozos, y poniendo como prioridad el enfoque de eficientar solamente la logística de perforación-terminación y conexión a la red de recolección y distribución, no garantiza el éxito de la rentabilidad del proyecto. Sin embargo, es un tema toral del desarrollo.

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Play Marcellus Haynesville Woodford Fayetteville Eagle Ford Barnett Antrim New

Albany

Área (mi2) 95,000 9,000 11,000 9,000 TBD 5,000 12,000 43,500

Profundidad (pies)

4,000-8,500

10,500-13,500

6,000-11,000

1,000-7,000

5,000-14,000

5,400-9,500

600-2,200

500-2,000

Espesor neto (pies)

50-300 60-350 120-220 20-200 100-250 100-600 70-120 50-100

TOC (%) 3-12 0.5-5.0 3-14 4.0-9.8 2-9 4-8 1-20 1-25

Porosidad (%) 4-10 8-15 3-9 2-8 3.4-14.6 4-10 9 10-14

Contenido de gas (pie

3/ton)

60-100 100-330 200-300 60-220 ND 300-350 40-100 40-80

Producción de agua (BW/D)

ND ND ND ND ND ND 5-500 5-500

Espaciamiento de pozos (pies)

40-160 40-560 640 80-160 ND 60-160 40-160 80

G (Tcf) 1,500 717 23 52 ND 327 76 160

G (Bpce) 70-150 150-250 ND ND 0-223 100-300 ND ND

Gp (Tcf) 262 251 11.4 41.6 ND 44 20 19.2

EUR (Bpce/pozo) 3-6 4-7.5 ND ND 3-6 2.0-3.5 ND ND

Tabla No. 5.- Características clave de los Plays de lutitas más importantes en EUA.

Fuente: U.S. Energy Information Administration.

El TOC (Total Organic Content) es una variable que cambia entre las áreas como se aprecia en la tabla, pero también para un campo dado, tiene una distribución que deberá mapearse eficientemente tanto a nivel areal como por pozo, para disminuir costos en el número de pozos a perforar y también en las etapas de fracturamiento hidráulico masivo. La rentabilidad1 está asociada a diversas variables, entre las cuales se incluyen por ser las más importantes, el precio de los hidrocarburos, los costos de desarrollo y operación, pero fundamentalmente el EUR (Estimate Ultimate Recovery), esto es, el volumen de hidrocarburos extraíble por pozo. En la Figura No 11, observamos que el comportamiento de la recuperación por pozo puede ser muy diferente dependiendo de la zona, y también que en los primeros 4 años la producción de los pozos aporta el mayor porcentaje del volumen recuperado. Si comparamos, por ejemplo, Eagle Ford con Marcellus vemos que la recuperación es casi la mitad en el primero y que la aportación de fluidos temprana es también menor, 58% contra 77%.

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Figura No. 11.- Comportamiento del Volumen recuperado de Gas en billones de pies cúbicos. Fuente: U.S. Energy Information Administration.

En la Figura No. 12 se presenta el comportamiento de la declinación de producción típica, observada en EUA, en las cinco áreas consideradas en la Figura No. 11. La producción inicial presenta valores considerablemente diferentes, pero la forma de la curva permanece semejante, en el primer año la producción se desploma un 50% y en cuatro años alcanza una declinación suave y constante casi en todos los casos.

Figura No. 12.- Comportamiento de la declinación de la producción en varios Plays en EUA. Fuente: U.S. Energy Information Administration.

REALIDAD: El éxito de la rentabilidad es función, principalmente de las características de los yacimientos a desarrollar y también de la eficiencia de la logística operativa. MITO: La exploración y explotación de lutitas es para empresas pequeñas.

La compañía más grande de la India, Reliance Industries, en preparación para la explotación de los recursos de su país, en 2010 invirtió 3.4 billones de dólares en

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acciones de la empresa Carrigo Oil & Gas que explota yacimientos de gas en lutitas en el área de Marcellus. Esta estrategia persigue la mejor forma de capacitación, esto es, “aprender-haciendo”. PEMEX-PEP tiene una estrategia2 de internacionalización bien estudiada que en breve pondrá en acción. Total anunció su primer inversión de 750 millones de dólares, en 2010 en Australia, para un proyecto de coal-seam-gas. Statoil en 2010 adquirió 59,000 acres de Chesapeake Energy en el Play Marcellus.

REALIDAD: Los recursos no-convencionales son motivo de negocio para todos, empresas grandes, medianas y pequeñas, a semejanza de lo que han sido los recursos convencionales por más de 150 años. MITO: Para el desarrollo de los no convencionales se requiere de tecnología altamente sofisticada3 e inversiones muy cuantiosas. PEP no tiene la capacidad de afrontar solo el reto.

Si bien es cierto que la tecnología es sofisticada y requiere de recursos humanos altamente especializados, en México se tiene la experiencia y el acceso a las empresas que ofrecen los servicios. Por supuesto que la capacidad operativa de PEP no es suficiente y que será necesario definir planes estratégicos para formar técnicos e invertir en investigación y desarrollo tecnológico para mejorar la rentabilidad. La estimación de las inversiones para desarrollar un play o un conjunto de plays reporta valores muy considerables, sin embargo, la naturaleza del negocio en un entorno de competencia impositiva adecuado, es tal que desde los primeros meses se generan ingresos que se incrementan con el tiempo permitiendo un círculo virtuoso de financiamiento para los desarrollos posteriores. La velocidad del desarrollo de los recursos, o en otras palabras, el ritmo de generación de valor para el país, es el tema fundamental de la discusión. Es claro que, suponiendo que no habrá un presupuesto nuevo y especial para los no convencionales, la aportación de privados incrementará de forma significativa la velocidad, pero no hay que pasar por alto que la renta petrolera también se compartirá. REALIDAD: PEMEX puede desarrollar eficientemente los recursos no convencionales del país, bajo nuevas reglas que le permitan ser una “empresa” en el estricto sentido de la palabra. Sin embargo, dos premisas adicionales son necesarias, el incremento de su presupuesto que permita los niveles de inversión requeridos y el potenciamiento de su capacidad de ejecución. MITO: La Estrategia Nacional de Energía, ENE, presenta la ruta crítica, más eficiente, para el desarrollo y la explotación de los hidrocarburos contenidos en lutitas.

La misión de la ENE, diseñada por la SENER, es encauzar las fuerzas de la oferta y la demanda de energía de modo que se brinde viabilidad al crecimiento económico de México y se extienda el acceso a servicios energéticos de calidad a toda la población, a fin de que reciban los beneficios que se derivan del consumo eficiente y responsable de la energía.

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El documento publicado en 2013, presenta un pronóstico de producción hasta el año 2026 en donde se aprecia que una parte muy importante del volumen provendrá de nuevos proyectos de exploración en los que seguramente están los no convencionales. Específica con cierto detalle los recursos prospectivos estimados por PEP y hace referencia en forma muy genérica los varios tópicos que deberán considerarse en la regulación. Sin embargo no especifica un calendario de montos de inversión y operación para la exploración y explotación, ni políticas públicas que incentiven su desarrollo, ni los procesos de asociación y adjudicación de proyectos.

Estos temas seguramente se abordaran en la Reforma Energética anunciada en los últimos meses por el Gobierno Federal. REALIDAD: La ENE no incluye un análisis exhaustivo relacionado con los recursos no convencionales. La Reforma Energética deberá resolver adecuadamente las problemáticas involucradas privilegiando el desarrollo del país.

Conclusiones

1. Existen muchos mitos asociados al tema de recursos no convencionales que generan expectativas y temores infundados.

2. Los productores de gas convencional y los ambientalistas motivan sus

aseveraciones, en contra de la explotación de gas no convencional, en dos bases diferentes, los primeros en la defensa del negocio y los segundos en defensa de la conservación de la naturaleza.

3. Es imprescindible tener mecanismos de difusión a la población para ganar su

apoyo, explicando los temas: daño potencial a los acuíferos y al agua potable superficial, los temblores inducidos, los daños a la salud por el uso de productos químicos así como la contaminación visual y auditiva, los cuales, debe quedar claro, que pueden reducirse a niveles admisibles con procedimientos operativos adecuados, la aplicación de tecnologías de punta y una regulación técnica eficiente.

4. Aprovechar los recursos gasíferos del país, permitiría estimular la competitividad

de la industria nacional y el impulso de las industrias intensivas en el uso de gas natural como la química, la del plástico, la de fertilizantes, la automotriz, la siderúrgica, entre otras. Sin embargo es importante planear un desarrollo integral que incentive con prioridad a la iniciativa privada nacional.

5. De igual o mayor importancia, y casi nunca comentado, es el destino o aplicación

de los ingresos adicionales. Es vital visualizar áreas de inversión, y no solamente de gasto corriente, que coadyuven en el potenciamiento del crecimiento de México.

6. La Reforma Energética debe considerar los mecanismos para lograr la adecuada

exploración y explotación de los recursos de Shale Gas. Por su parte, la CNH y otros reguladores deberán emitir regulación que coadyuve en la agregación de valor y proteja adecuadamente la salud, la seguridad y la protección ambiental.

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Referencias

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en el foro de Platts Shale Gas and Oil in Latin America, June 25, 2012, Westin Galleria Houston.

3. Taller regulatorio EUA-México sobre la regulación operativa y ambiental del gas no convencional. Organizado por la SENER, Febrero 2013.

4. Dr. Néstor Martínez Romero. “Aspectos jurídicos y regulatorios del desarrollo de hidrocarburos no convencionales en México”, Foro de Petróleo y Gas no Convencional, Buenos Aires, Argentina, Sept. 2012.

5. World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 regions outside the USA. Informe EIA, 2011.

6. Golden Rules for a Golden Age of Gas. Reporte “World Energy Outlook, Special Report on Unconventional Gas”. International Energy Agency, Nov. 2012.

7. U.S. Energy Information Administration. 8. International Energy Agency. 9. Marc Airhart. “The Father of the Barnett Natural Gas Field, George Mitchell”,

Jackson School of Geosciences, The University of Texas at Austin, www.geology.com

10. Montgomery, Carl T.; Smith, Michael B. (2010-12-105). "Hydraulic fracturing. History of an enduring technology" (PDF). JPT Online (Society of Petroleum Engineers): 26–41. Retrieved 13 May 2012.

11. American Oil & Gas Historical Society. (www.aoghs.org) 12. George E. King, Hydraulic fracturing 101, Society of Petroleum Engineers Paper

152596, 2012. 13. Cary Coglianese Jennifer Nash Todd Olmstead. Performance-Based

Regulation: Prospects and Limitations in Health, Safety and Environmental Protection.. Harvard University, John F. Kennedy School of Government, Mayo, 2002.

14. El gas natural en México: una energía de futuro. Seminario Internacional 2013. Auspiciado por Fundación Gas Natural Fenosa.

15. Sandy Fielden. The fight to limit Bakken shale flaring, Oil & Gas Financial Journal, Mayo 2013.

16. Nexen. Hoja informativa sobre Shale gas, Colombia 2012. 17. Análisis de las Reservas al 1 de enero del 2012. Comisión Nacional de

Hidrocarburos. 18. Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water

Resources. United States Environmental Protection Agency, EPA, nov. 2011.