Presenta Pemex 23% de efectividad en shale

En los próximos años Estados Unidos, considerado como el mayor consumidor mundial de energía, dejará atrás su papel de importador de gas gracias al incremento de su producción proveniente de los recursos del shale, una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo de muy baja permeabilidad, que actúa a la vez como generadora, almacenadora, trampa y sello.

Debido a sus características, el método para su extracción no puede realizarse de manera convencional por lo que la aplicación de nuevas tecnologías es simplemente imprescindible, tal es el caso del “fraccionamiento hidráulico” (hydraulic fracking), procedimiento por el cual los hidrocarburos, tanto de gas natural como de petróleo, son liberados al aumentar su permeabilidad gracias a la inyección de agua a alta presión conjuntamente con la aplicación de agentes de sostén (arenas especiales).

En cifras, la Administradora de Información Energética de Estados Unidos, (EIA, por sus siglas en inglés), en el mundo existen alrededor de 7,795 TCF (Trillion Cubic Feet) de recursos técnicamente recuperables de shale Gas y 335 BB (Billion Barrels) de shale Oil; el impacto en el mercado de los recursos de esquisto fuera de los Estados Unidos dependerá de sus propios costes de producción y los volúmenes.

Captura_de_pantalla_20_01_15_15_35Top 10 de países en recuperación de shale oil y gas 

Como se puede observar en la tabla anterior, México se encuentra en la octava posición del también conocido esquisto bituminoso mientras que en gas lutita está ubicado en el sexto puesto.

Petróleos Mexicanos (Pemex) inició los trabajos exploratorios de shale Gas-Oil a principios del año 2010 e identificó cinco provincias geológicas con potencial para producir hidrocarburos contenidos en shale; Emergente-1 en el bloque Olmos de la cuenca de Burgos fue el primer pozo de gas de esquisto que la filial de Pemex Exploración y Producción de la petrolera mexicana Pemex perforó.

  • Chihuahua
  • Sabinas-Burro-Picacho
  • Burgos
  • Tampico-Misantla
  • Veracruz

De acuerdo con la Secretaría de Energía (Sener), la petrolera mexicana calculó un potencial de 150 a 459 TCF, con un recurso medio de 297 TCF, equivalente a alrededor de 60 miles de millones de barriles de petróleo equivalente (MMMbpe); un año más tarde, la estimación cambió en torno a la cuenca de Sabinas-Burro-Picachos-Burgos y Tampico-Misantla, ambas proporciones de aceite de lutitas eran más de la mitad de los recursos totales.

Con fecha de inicio el 30 de octubre de 2011, la todavía paraestatal se trasladó casi 150 kilómetros al Sureste, al municipio de Progreso, Coahuila para trabajar en Percutor-1, un yacimiento descubridor pero sólo de gas seco; Nómada-1, en Nava Coahuila, comenzó el 8 de octubre de 2011 y resultó un fracaso al ser un hoyo seco mientras que en Habano-1, ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila, se descubrió gas y condensados; inició el 6 de diciembre de 2011 y fue terminado el 15 de abril de 2012. En Guerrero, también perteneciente al estado de Coahuila, se perforó el pozo Montañés 1, pero tuvo resultados de “productor no comercial”, lo que implicó una inversión fallida.

Adicionalmente, En Anáhuac, Nuevo León, Pemex abrió el 8 de enero de 2012 Arbolero-1 que tuvo resultados sólo de gas seco, muy barato en el mercado y con resultados económicos poco alentadores; su producción inicial fue de 3.2 millones de pies cúbicos diarios. De seis pozos, cinco encontraron gas, pero sólo dos con condensados, y uno de ellos en volúmenes muy bajos.

Lo anterior ha sido una constante para Pemex ya que con base en el informe sobre shale de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que a partir de la publicación de la legislación secundaria energética cuenta con información desagregada sobre la actividad del shale en el país, la ahora empresa Productiva del Estado ha logrado una extracción de 4,020 millones de pies cúbicos de gas de lutitas en su historia, ya que únicamente ha tenido éxito en cuatro de los 17 pozos que ha perforado en la Región Norte del país desde febrero del 2011, con una tasa de éxito menor a 25% y costos de perforación 60% superiores a los de los pozos convencionales.

Es así que sólo Emergente 1, a la fecha, tiene un promedio diario de 0.66 millones de pies cúbicos de gas seco por día; Percutor 1 tiene un promedio diario de 1.2 millones de pies cúbicos de gas seco en 29 meses de producción; Habano 1 ha producido un promedio de 3.5 millones de pies cúbicos diarios en 16 meses y Anhélido, localizado en Tamaulipas, ha producido 0.89 millones de pies cúbicos diarios de gas en 13 meses reportados, para aportar 333 millones en 13 meses.

Cabe decir que el desarrollo de dichos recursos significa para el país una oportunidad única para incrementar la producción futura de aceite y gas natural en el largo plazo, así como para detonar beneficios en términos de inversiones, empleo, recaudación y desarrollo económico regional.

Explotación

Tal y como se mencionó anteriormente, las nuevas tecnologías son la pieza clave para la explotación de este tipo de recursos, sin embargo, la técnica del fracking no es bien aceptada por el tema de la contaminación ambiental y escases del agua al grado de que en países como Francia, Bulgaria, Irlanda, Estados Unidos (con excepción de NY, Nueva Jersey y Vetmon) y Alemania dicha práctica está denegada. En contraste, México a través de la reforma Energética impulsada por Enrique Peña Nieto apoya la extracción de gas shale a través de la fractura hidráulica del subsuelo.

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