La técnica de fracking ha permitido revertir la tendencia descendente de la producción de gas convencional en Canadá y EU
La tesis que proponemos es que la “revolución energética” que vive América del Norte, particularmente Estados Unidos (EU), gracias al auge de los recursos fósiles no convencionales, shale gas, tight oil y shale oil (lutias y esquistos), ha sido posible gracias a la tecnología. Sus futuras perspectivas estarían asociadas a otros desarrollos tecnológicos necesarios. No obstante, la producción de este tipo de hidrocarburos y sus horizontes de tiempo, podrían estar limitados por la geología y la geografía, así como a su impacto ambiental y social, aunque sólo se hará énfasis en los dos primeros aspectos.
El surgimiento de este auge productivo en EU que pretende haber modificado el paradigma de la escasez de recursos en el mundo, se debe al texano George Mitchell, inventor de la técnica conocida como fracturación hidráulica o fracking. Dicha técnica a base de inyectar agua, reactivos químicos y arena a presión, libera el gas natural y el petróleo atrapados en la roca porosa. Fue en Barnett Shale en donde este método empezó a utilizarse con fines comerciales.
Esta técnica ha permitido revertir la tendencia descendente en la producción de gas convencional en Canadá y EU gracias a las arenas bituminosas, el shale y el titgh oil. En el caso de Estados Unidos, le ha permitido modificar la curva de producción total, por lo que este país podrá lograr la autosufiencia para 2028, esto tiene implicaciones no sólo en favor de su seguridad energética sino también a nivel global debido a su importancia como mercado para otros productores de hidrocarburos, por la modificación de patrones de comercio y los cambios geopolíticos resultantes de su nueva posición de poder. Sin duda, el cambio más significativo en el mercado mundial de petróleo será el crecimiento de la influencia global de Estados Unidos tanto en el mercado petrolero internacional como en su influencia sobre las nuevas rutas de comercio para el Gas Natural Licuado (GNL), así como en la redefinición de marcos regulatorios de otros países para explotar los recursos nativos no convencionales.
En la actual coyuntura de precios, su caída en 2014 tuvo un impacto desfavorable para los proyectos de inversión. Los gastos de capital CAPEX disminuyeron en exploración y producción. Ciertas compañías reportaron pérdidas netas, y algunas zonas de explotación como Barnett, Hanesville y Bossier bajaron su producción. En conjunto, la caída en la producción en EU se estima en 700 mil barriles por día, para el escenario de referencia. Pese a esto, las mejoras tecnológicas han permitido reducir los costos de perforación y tener una mayor eficiencia de la perforación en los principales yacimientos, como el Bakken, Marcelo y Eagle Ford. El uso de técnicas más eficientes de fracturamiento hidráulico y la aplicación de la perforación multidireccional, así como cambios en los diseños de terminación de pozos, les permitirán a los productores recuperan mayores volúmenes de un sólo pozo.
En EU y Canadá, la mayor producción futura de gas es la que proveendrá de los recursos no convencionales (shale oil, tar sands y tight oil, principalmente) con bajos precios. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, para 2040 América del Norte tendrá el menor precio en los mercados regionales, lo cual beneficiará su competitividad internacional. Debido al crecimiento de la producción estadounidense y canadiense, se espera que para 2025 América del Norte sea un exportador neto, con un destino exportable hacia la región Asia-Pacífico.
En un escenario de referencia de significativas inversiones, el devenir de los recursos no convencionales en América del Norte seguirá jugando un papel de suma importancia si es apoyado por el factor tecnológico. Un escenario con desarrollo tecnológico
Un escenario con el impulso tecnológico ya iniciado en la producción de hidrocarburos no convencionales podría basarse en los siguientes supuestos: •
- La nueva tecnología sin agua para las formaciones de petróleo y gas de baja permeabilidad, podría ser completamente desarrollada para 2020. Como resultado, entrarían en funcionamiento yacimientos de petróleo y gas ubicados en China, Jordania, Israel, Mongolia y otros países.
- Esto coadyuvaría a mejorar los impactos ambientales adversos resultantes de su explotación.
- Los costos de producción mundial de petróleo de esquisto podrían igualarse a otras producciones en EU. Costos (menores a $80/db de petróleo y $4/MMBtu para el gas).
- Se iniciaría el desarrollo activo, no sólo de los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad, sino también de petróleo de esquisto (kerógeno).
Un escenario de fracaso de producción
Una de las variables fundamentales en este escenario tendría que ver con la estimación sobre reservas comercialmente recuperables. En muchos campos, aún no se ha hecho una estimación detallada de los recursos.
El problema de determinar una cifra exacta de las reservas probadas, se ve agravado por los problemas en relación con la estimación de los recursos de petróleo extraídos de ‘shale seco’ por tratamiento en autoclave.
- Los actuales bajos costos de producción están asociados no sólo a técnicas mejoradas en los métodos de producción, sino también a laxas regulaciones de mercado. En todos los estados de América del Norte (excepto California) donde se encuentran los recursos no convencionales, no hay prohibiciones o restricciones ambientales vigentes para la producción de este petróleo, por lo que el impacto real en el medio ambiente durante la producción de petróleo de lutitas, no ha sido evaluado.
En el escenario de fracaso de la producción de lutitas hay un conjunto de supuestos relativos a la reducción de los volúmenes de producción de petróleo y gas de esquisto en razón de: • Un aumento significativo de costos para nuevos proyectos de producción.
- Falta de evidencias sobre la gran base de recursos.
- La introducción de estrictas restricciones ambientales.
- Ausencia de tecnologías apropiadas para la producción de gas y petróleo de lutitas sin agua y presión de calor, por razones económicas y/o ambientales.
- La producción de petróleo y gas del país en este escenario, caería bruscamente después de 2020 en el contexto de una baja tasa de crecimiento del crudo, por lo que sin su propia base de recursos, la refinación de Estados Unidos se podría volver ineficaz.
- A partir de 2020, la producción de petróleo y gas de esquisto en EU comienza a declinar con rapidez y prácticamente se detiene en el año 2025.
Los anteriores escenarios nos dan algunas pistas a considerar en la producción de la región de América del Norte.
Posibilidades y limitaciones futuras Reservas
Hace seis o siete años el paradigma mundial basado en hidrocarburos convencionales, era de agotamiento de los recursos. Esto se modificó a partir del desarrollo de la tecnología de fracturamiento hidráulico y con ello, el escenario se basaría en la abundancia de recursos y en una seguridad energética “garantizada”. Los recursos no convencionales han pospuesto dos o tres décadas la amenaza de agotamiento del petróleo económicamente viable y no será sino hasta 2030 cuando la producción de la OPEP vuelva a recuperar su papel preeminente en el mercado de petróleo convencional.
En el periodo estimado, la producción mundial de shale vendrá prácticamente de los plays de América del Norte, principalmente de EU, como se ve en el cuadro 1, tiene el mayor número de recursos técnicamente recuperables no probados, sobre todo en materia de petróleo.
Sus mayores cuencas están en los Apalaches con la formación de Marcellus (42 por ciento del total de reservas de shale en el país). La segunda en Barnett en Texas; otra en Western Gulf que contiene la formación Eagle Ford. Representan alrededor del 12 por ciento de las reservas de shale.
Desde el 2007 hay un aumento del shale en su participación en el total de la producción petrolera, la cual en 2015 fue de 52 por ciento del total.
Las reservas estimadas por el Departamento de Energía de EU para muchos países en donde suponen hay recursos no convencionales son vastas, cantidades medidas en billones de barriles, sin embargo, no corresponden a la convencional categoría de reservas probadas, lo cual hace surgir dudas sobre sus posibilidades reales para poder ser convertidas en producción.
El concepto de recursos técnicamente recuperables utilizados por el Departamento de Energía de EU, descansa en la confianza que colocan en la tecnología para su explotación y esto se puede deducir de su definición “Son recursos que se pueden producir con la actual tecnología, el conocimiento geológico y las prácticas de la industria”.
Para establecer un contraste, en México los recursos se contabilizan bajo el concepto de recursos prospectivos cuya probabilidad de convertirse en producción se reduce a un 10 por ciento. En Israel, pese a que se estima un gran potencial productivo, hay dudas sobre la verdadera magnitud de los recursos. Aunque no hay claridad en el cómo se puede superar esta incertidumbre, existen grandes expectativas en los países donde se supone su existencia.
Algunas regiones del mundo están en las etapas iniciales de la exploración geólogica, esto conlleva gran incertidumbre con respecto al potencial de los no convencionales; en otras regiones existen restricciones regulatorias en la producción de gas. Además de América del Norte, la producción de gas a partir de recursos no convencionales (lutitas y esquistos) se lleva a cabo en Argentina, China, India, África del Sur, Australia y Europa. Sin embargo, bajo la tendencia actual no superará los 70 millones de metros cúbicos en total para 2040.
Producción
Estados Unidos, debido a su producción nacional de petróleo y gas, se convertirá en el mayor productor de hidrocarburos en el mundo. Dada la importancia geopolítica global de este país, lo convierten en el jugador más influyente en el mercado mundial de hidrocarburos. En razón de la importante producción de EU y Canadá, América del Norte va a lograr el mayor aumento de producción en gas no convencional en el mundo. El incremento del poder estadounidense en el mercado mundial traerá cambios geopolíticos importantes.
Pese a lo anterior, surgen dudas sobre los alcances que tienen que ver con las características de su curva de producción. La principal razón para cuestionar esto, se refiere a los aspectos específicos de la extracción de hidrocarburos de lutitas-esquistos, la tasa máxima de producción y la fuerte caída en la productividad en el primer año. El año siguiente requiere la perforación constante de nuevos pozos para mantener los niveles de producción.
Otro límite para Estados Unidos está en el techo de producción del petróleo de lutitas, donde se tienen las cuantificaciones más elaboradas. Mientras la producción de tight oil en 2015 fue de 4.89 millones de barriles por día, o 52 por ciento de la producción total de crudo estadounidense. Según las proyecciones en Annual Energy Outlook de la Energy Information Administration de Estados Unidos 2016 (AEO2016) se espera que la producción del petróleo (tight oil) sólo alcance 7.08 millones de barriles por día (b/d) para 2040. Estos valores reflejan las proyecciones de casos de referencia y marcan el límite a la producción de tight oil.
La producción de gas natural a partir del gas de lutitas representó en 2015, 37.4 mil millones de pies cúbicos por día (mpc/d), o el 50 por ciento de la producción total de gas natural estadounidense. A diferencia de la producción de tight oil, que disminuye en el corto plazo antes de aumentar, en el período de pronóstico de EU, después de una pequeña reducción de la producción en 2020, el shale gas continuará aumentando; crecerá hasta el 2040 en el caso AEO2016 de referencia. Con ello, existe la certeza de que Norteamérica se volverá un exportador neto después de 2030 y las exportaciones de EU y de Canadá a través de GNL tendrán a Asia como principal destino.
Canadá
Las principales cuencas de shale oil y shale gas se encuentran en el Oeste de Canadá. Los hidrocarburos convencionales han estado en declinación desde 1994, por lo que son los recursos no convencionales (tight y shale) los que representan la mayor parte (62 por ciento) de recursos del país, lo cual da idea de la importancia de estas formaciones. La mayor parte de las formaciones de shale en Canadá se encuentran en Alberta y British Columbia. La mayor cantidad de la producción viene de Western Canadian Sedimentary Basin (WSB).
En este caso también hay factores que ponen límites a la producción en Canadá: La moratoria de Quebec para explotación de gas de lutitas; las actividades de Firts Nations (comunidades indígenas) en New Brunswick y; el conflicto con EU por la construcción del Keystone Pipeline.
Cabe recordar que en noviembre 2015 el presidente Obama negó un permiso presidencial que se requería para que el ducto Keystone, un gasoducto de 1,179 Km, pudiera cruzar la frontera. Este proyecto estuvo en revisión por siete años. La negativa del gobierno estadounidense se atribuyó a consideraciones ambientales, sin embargo, la razón pudiera acusar también a la competencia que significarían estas exportaciones para los productores texanos del petróleo y gas de lutitas, ya que este estado era el punto final de destino del petróleo canadiense. En contraste, el argumento ambiental no siempre resulta en favor de los demandantes, como bien pueden atestiguarlo el pueblo Xioux de Dakota del Norte, opuesto a la construcción de un oleoducto estadounidense por razones ambientales.
En enero 2016, TransCanada desafió esta negativa al anunciar que había tomado la acción legal bajo el TLCAN y también inició un litigio Constitucional contra la administración de EU y continúa revisando opciones pero ahora sus exportaciones se dirigirán a los mercados asiáticos. La controversia sobre este gasoducto tuvo repercusiones negativas a nivel diplomático entre Canadá y Estados Unidos.
México
En México el potencial de recursos es un factor medular en el devenir de la producción.
Las estimaciones de Energy Information Administration (EIA) del Departamento de Energía de EU sobre el potencial de recursos no convencionales en México son mucho mayores que los pronósticos hechos por pemex. La estimación de EIA es de 681billones de pies cúbicos (bnpc) de gas técnicamente recuperable. Posteriormente, calcularon la cifra de 545bnpc y 13.1mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMpce). Las estimaciones de la Secretaría de Energía (Sener) parten de la definición de recursos no convencionales, definidos como hidrocarburos contenidos en formaciones que requieren de técnicas especiales de explotación, por lo que demandan mayores inversiones en comparación con la explotación de recursos convencionales. La Sener prevé una cantidad de 112,834 MMbpce, de los cuales 60,205 MMbpce (53 por ciento) son no convencionales, sin embargo, no se hace la diferencia entre gas y petróleo de lutitas (shale gas y tight oil). (Ver cuadro 2.)
En México, los recursos no convencionales no descubiertos (de acuerdo con Sener) denominados prospectivos (de acuerdo con pemex), no se han podido convertir en reservas probadas y tener mayores inversiones en exploración no garantiza que este panorama cambie. A la par, quizá tengamos que reconocer que son estructuras geológicamente distintas a las de EU, que precisarían de avances tecnológicos mayores o, que la geología ha sido definitivamente poco generosa en el caso de México.
En territorio mexicano, cinco provincias se han catalogado como poseedoras de recursos de lutitas, las cuales son: Sabinas-Burro Picachos; Burgos; Tampico Misantla; Veracruz y Chihuahua, con un potencial de entre 150 y 459mil MMpc. En el caso de Coahuila y Nuevo León, se consideran como la continuación geológica de Eagle Ford, que lleva a la deducción analógica como una herramienta para deducir la existencia de abundantes recursos del lado mexicano. En los escenarios de producción se contempla el play, que es continuación de Eagle Ford (EU).
La ahora empresa productiva del Estado, pemex, se ha anotado un éxito con el pozo Hábano 1 para producción de gas y condensados, mientras que con el pozo Arbolero y Anhélido, tiene dificultades relacionadas con sus costos de producción, tiene fracasos productivos y debe enfrentar la rápida declinación de los pozos.
México está utilizando la fracturación hidráulica (multidireccional) en pozos marginales. Esto reduce la posibilidad de fracaso, ya que se perfora en pozos donde ya se extrajo petróleo a 400-600 metros de profundidad para extraer los remanentes del petróleo que se quedó pegado. Hasta ahora, se han explotado 924 pozos en yacimientos tradicionales para estimular la producción con nitrógeno y otras sustancias. Las empresas que históricamente han ofrecido “servicios” a pemex son las que han estado a cargo de estos trabajos: Halliburton, Schlumberger, Weatherford, Cartepillar, y se han incorporado compañías canadienses.
La otra manera en que México participa en la “revolución energética” de EU, es a través de las importaciones masivas de gas que se realizan en Los Cabos, Baja California y en Ciudad pemex-Tabasco. Por gasoducto vendrán el 76.5 por ciento de las importaciones y el resto vía marítima a través de GNL. El proyecto principal es Frontera los Ramones-Centro 1,221Km, negociado bajo la modalidad de contrato de servicios. A través del Gasoducto Sabinas-Los Ramones nos conectaremos con el play Eagle Ford que entrará en operación en 2016. El gas que ingresa a B.C. es procedente de Canadá y sirve para alimentar las termoeléctricas.
Conclusión:
Mientras en EU y Canadá los recursos no convencionales son los que han logrado revertir la tendencia descendente de la curva de producción del shale gas y el tight oil, en México, por el momento, los campos no convencionales no representan una oportunidad para revertir las tendencias actuales. Los desarrollos tecnológicos podrían mejorar la situación en territorio mexicano, sí se logra su explotación sin la necesidad de agua, se evita el impacto ambiental adverso y dañar a las comunidades en donde su explotación se realiza. Habrá que trabajar duro.
