El gobierno de México busca realizar explotación de gas no convencional mediante métodos sustentables de fracking, que reduzcan el uso de agua al máximo. Sin embargo, actualmente, existen tecnologías que si bien exploran la viabilidad técnica de realizarlo siguen sin ser concluyentes.
De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, México consume 9,000 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, de los cuales solo 2,300 millones son producidos por Pemex, mientras que 75% restante proviene del extranjero.
Se estima, a su vez, que la demanda de gas natural crezca cerca del 30% para finales del 2030.
La investigación titulada Justification of Waterless Hydraulic Fracturing Methods (Justificación de los métodos de fracturación hidráulica sin agua) sostiene que las tecnologías tradicionales han alcanzado un límite operativo y ambiental, por lo tanto ya no son sostenibles.
El análisis estimó que una sola operación de fracking tradicional en Estados Unidos consume entre 15,275 y 19,425 metros cúbicos de agua; además de señalar que este líquido genera efectos capilares y el hinchamiento de minerales de arcilla, lo que “bloquea el flujo de hidrocarburos y reduce la eficiencia de extracción”.
“Estos desafíos resaltan la necesidad de transicionar hacia tecnologías de extracción sin agua”, se lee en la investigación publicada en la International Journal of Engineering (Revista Internacional de Ingeniería).
Uso de CO2
La investigación pone sobre la mesa el uso de tecnologías de Dióxido de Carbono (CO2) en varias modalidades: espuma, seco y supercrítico (estado semilíquido).
La primera utiliza un sistema de dos fases: gaseosa y líquida generalmente Nitrógeno o CO2 mezclado con una base acuosa y agentes surfactantes.
Mientras que la segunda es un método completamente anhidro (sin agua) donde el fluido de fracturación, generalmente CO2 líquido, reemplaza totalmente al agua convencional.
En la fracturación por CO2 supercrítico, el fluido opera en un estado físico intermedio entre un líquido y un gas, que se alcanza cuando el CO2 supera su punto crítico (temperatura mayor que 31.1°C y presión superior a 7.38 megapascales).
Esta técnica es usada por la China National Petroleum Corporation, que la ha ocupado en sus campos de esquisto en Xinjiang y Jilin, de acuerdo con reportes de Progresos en Investigación y Desarrollo.
La empresa estatal productora de combustible en la República Popular de China destaca una mejora en la recuperación de gas de 15 a 20% comparado con el método hidráulico tradicional.
Fluidos criogénicos
De acuerdo con el estudio, el uso de estos fluidos es una de las fronteras más prometedoras. El nitrógeno líquido (LN2) requiere entre 19 y 30% menos de presión de fractura que el agua bajo las mismas condiciones de estrés.
“El gradiente de temperatura extremo (rapidez con la que varía la temperatura) entre la roca y el LN2 fomenta el desarrollo de fracturas más complejas y permeables, particularmente bajo condiciones de alto estrés y temperatura”, abundó el reporte.
De igual manera, se considera como ventaja que el LN2 es un gas inerte, económico y no daña la roca, simplificando la limpieza del pozo tras la operación.
Gases
Por otro lado, el análisis también vislumbra la posibilidad de ocupar el Gas Licuado de Petróleo (LPG) y Gas Natural Licuado (LNG).
En cuanto al primer gas, el reporte menciona que empresas en Norteamérica, sin mencionar cuales, han realizado más de 1,500 operaciones exitosas transformando propano en gel. No obstante, advierte riesgos de seguridad.
Aunque el LNG es seguro y fácil de encontrar cerca de los sitios de pozos, el reporte es cauteloso sobre su madurez comercial.
Reciclaje
Por otro lado, existen reportes como “Mercado de tratamiento de aguas residuales de fracturación hidráulica 2024-2028” de Technavio que destaca el uso de tecnologías que permiten reutilizar hasta el 95% del agua usada en fracking, reduciendo costos operativos entre 30 y 40 por ciento.
