Autor: Ramsés Pech
Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
La fracturación hidráulica en pozos convencionales, combinada con otras técnicas, podría permitir a México incrementar su producción en un periodo de 10 a 15 años, dependiendo de los recursos disponibles, el equipo, la infraestructura y las vías de acceso. Un aspecto fundamental a resolver en el corto plazo es la seguridad del personal, que debe transitar las 24 horas del día por brechas y caminos sinuosos para operar durante las etapas de perforación y terminación de los pozos.
En caso de concretarse, este proyecto representaría un beneficio para las comunidades donde se implemente, ya que podría convertirse en una industria de largo plazo que requerirá servicios, activos e infraestructura. Esto, a su vez, podría impulsar un desarrollo sostenible en el futuro. Como referencia, Midland, Texas, es actualmente una región con notable crecimiento económico.
México registró una producción de 3 mil 677 MMpcd de gas natural sin nitrógeno en 2025, distribuida en mil 699 MMpcd provenientes de gas asociado y mil 978 MMpcd de gas no asociado. Estos datos evidencian una creciente dependencia del gas no asociado para asegurar la oferta nacional, mientras que la producción de gas asociado —vinculada a la extracción de petróleo crudo— mantiene una tendencia estable y representa una proporción menor.
En ese mismo año, el país operó en promedio 5 mil 785 pozos, lo que refleja la magnitud de la actividad petrolera y gasífera. De ellos, 3 mil 499 estuvieron dedicados a la producción de crudo, mientras que 2 mil 286 se enfocaron en gas no asociado, un recurso clave para abastecer la demanda interna y reducir la dependencia de importaciones.
Actualmente existe una confusión infundada respecto a la técnica de estimulación en formaciones de baja permeabilidad conocida como fractura hidráulica y su evolución hacia lo que comúnmente se denomina fracking. Cabe precisar que ambos términos, aunque se escriben igual en español, no significan lo mismo.
La fractura hidráulica se asocia a intervenciones en no más de dos zonas de un yacimiento y se utiliza comúnmente en reservorios convencionales, como areniscas. Por su parte, el fracking —término anglosajón— se refiere a la aplicación de esta técnica en múltiples etapas dentro de pozos horizontales en yacimientos no convencionales, como lutitas.
La innovación y las inversiones destinadas a mejorar esta tecnología han detonado una transformación económica, social, geopolítica y ambiental en los países donde se ha implementado, acompañada de regulaciones cada vez más estrictas y mejores prácticas operativas.
El mercado mundial de la fracturación hidráulica se valoró en 19.97 mil millones de dólares en 2025. Se prevé que crezca a 21.13 mil millones en 2026 y alcance los 31.88 mil millones en 2034, con una tasa de crecimiento anual compuesta de 5.28%.
En Estados Unidos existen alrededor de 205 sets de equipos de fractura hidráulica, de los cuales entre 160 y 180 se utilizan cada mes. Con una productividad promedio de 1.5 etapas por día por set, esto equivale a entre 80 mil y 100 mil fracturas anuales.
¿Qué es la fractura hidráulica?
Es una técnica que permite que los hidrocarburos fluyan a través de formaciones de baja permeabilidad —es decir, con pocos espacios porosos interconectados— mediante la creación de canales artificiales que incrementan la conectividad del yacimiento.
¿Desde cuándo se utiliza esta técnica?
Los pozos petroleros que no producían de forma natural han requerido estimulación desde hace más de un siglo. En 1860, en la costa este de Estados Unidos, se utilizaba nitroglicerina. Para 1930 comenzaron a emplearse ácidos en lugar de materiales explosivos.
En 1947 se estudió por primera vez el uso de agua mezclada con arena y químicos, método que comenzó a desarrollarse industrialmente en 1949. En México, esta técnica se ha aplicado en cuencas del norte del país.
China, uno de los países con mayor potencial en recursos no convencionales, subsidia a las empresas de fracking desde junio del año pasado. Estados Unidos, por su parte, ha sido el único país que ha logrado desarrollarlo de forma masiva, principalmente debido a la propiedad privada de los derechos minerales, la capacidad de financiamiento y una cultura empresarial consolidada.
¿En qué se basa la técnica?
Consiste en la inyección de una mezcla de agua, arena y químicos. El objetivo es transportar la arena hacia la formación para crear espacios que permitan el flujo de hidrocarburos y, al mismo tiempo, mantener abiertos esos canales mediante la presión que ejerce la arena, facilitando la extracción.
¿Tiene impactos ambientales?
Actualmente, la técnica ha evolucionado con avances tecnológicos enfocados en tres áreas principales:
- Superficie: se ha reducido el número de equipos necesarios, disminuyendo el consumo de combustibles y las emisiones de dióxido de carbono. Además, se desarrollan motores a base de gas natural y eléctricos, lo que contribuye a reducir tanto la contaminación atmosférica como el ruido.
- Subsuelo: se han optimizado las prácticas para reducir el consumo de agua, reutilizando entre el 50% y 60% del fluido recuperado tras cada fractura. Asimismo, se han desarrollado arenas recubiertas con mayor resistencia y químicos más eficientes, solubles y controlados.
Cada pozo se aísla mediante tuberías de acero y cemento, lo que evita el contacto con mantos freáticos. Actualmente existen técnicas que permiten reducir el uso de agua entre 50% y 80%.
¿Qué requeriría México para aumentar su producción?
Para elevar la producción de gas de 2 mil a más de 9 mil MMpcd, sería necesario perforar aproximadamente 32 mil pozos en un horizonte de 10 años. Con un costo estimado de entre 12 y 15 millones de dólares por pozo, esto implicaría una inversión anual de entre 36 mil y 45 mil millones de dólares.
Actualmente, Pemex perfora en promedio no más de 200 pozos al año. Para alcanzar este objetivo, sería necesario incrementar en 250% el presupuesto destinado a exploración y producción, así como implementar contratos mixtos orientados al crecimiento.
Pemex cuenta con un presupuesto inferior a 10 mil millones de dólares en este rubro y opera con menos de 25 equipos terrestres, mientras que se requerirían entre 100 y 120 equipos de perforación con potencias de entre mil 200 y mil 500 HP.
¿Es viable este escenario?
Surgen dudas sobre la viabilidad en un mercado donde Pemex concentra la mayor participación y depende del presupuesto asignado por la Cámara de Diputados. Los precriterios para 2027 no contemplan incrementos significativos.
En este contexto, se plantea la necesidad de una mayor apertura al sector privado, ya que los esquemas actuales podrían no resultar suficientemente atractivos para empresas estadounidenses.
La tecnología de fractura hidráulica está dominada por compañías de Estados Unidos. Bajo la política energética del presidente Donald Trump —orientada a intensificar la perforación—, surge la interrogante de si estas empresas estarían dispuestas a trasladar equipos a México, considerando que cada fractura puede requerir entre 100 y 180 viajes logísticos.
También se cuestiona si Pemex está en condiciones de reducir sus plazos de pago, actualmente de hasta 180 días, para hacerlos más competitivos y garantizar el cumplimiento contractual.
Si bien los contratos mixtos han sido implementados en distintas modalidades, en la práctica aún no existe un modelo suficientemente atractivo para detonar inversiones de gran escala.
Adicionalmente, los equipos de perforación más cercanos se encuentran en Estados Unidos, por lo que es necesario evaluar su disponibilidad ante el aumento de la actividad en ese país. A nivel global, se estima que solo entre 30 y 40 equipos podrían estar disponibles en el corto plazo para proyectos no convencionales, muchos de ellos sin tecnología de última generación.
LEE TAMBIÉN: ¿Fue correctamente gestionado el derrame reciente en México?
