La fracturación hidráulica para pozos convencionales, y combinada con otras técnicas, permitirá a México incrementar la 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 en donde se implemente, ya que se convertiría en una industria a largo plazo que requerirá servicios, activos e infraestructura. Esto podría impulsar un desarrollo sostenible a futuro; como ejemplo, Midland, Texas, es actualmente una región con notable crecimiento económico.
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México registró una producción de 3,677 MMpcd de gas natural sin nitrógeno, distribuidos en 1,699 MMpcd provenientes de gas asociado y 1,978 MMpcd de gas no asociado en promedio en 2025. 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 2025, México operó en promedio 5,785 pozos, una cifra que revela la magnitud de la actividad petrolera y gasífera del país. De ellos, 3,499 estuvieron dedicados a la producción de crudo, mientras que 2,286 se enfocaron en gas no asociado, un recurso clave para abastecer la demanda interna y reducir la dependencia de importaciones.
Actualmente existe una confusión mal infundada respecto a la técnica de estimulación en formaciones de baja permeabilidad llamada fractura hidráulica y la evolución de esta a lo que es llamado comúnmente como fracking (fractura). Cabe mencionar que ambas palabras son homógrafas (grafía igual pero distinto significado).
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La fractura hidráulica está asociada a realizarse en no más de dos zonas de formación en un yacimiento y se aplica comúnmente en yacimientos convencionales (areniscas). El fracking es una palabra anglosajona utilizada para referirse al uso de la fractura hidráulica en etapas múltiples en pozos horizontales en yacimientos no convencionales (lutitas).
La innovación e inversiones realizadas para la mejora continua de esta tecnología han traído consigo una revolución económica, social, geopolítica y ambiental en los lugares donde se ha aplicado, junto con mejoras continuas en las regulaciones y en su ejecución.
El tamaño del mercado mundial de fracturación hidráulica se valoró en 19.97 mil millones de dólares en 2025 y se prevé que crezca de 21.13 mil millones en 2026 hasta alcanzar 31.88 mil millones en 2034, con una tasa compuesta anual del 5.28% durante el periodo previsto.
En Estados Unidos existen alrededor de 205 sets de equipos de fractura hidráulica, de los cuales se utilizan entre 160 y 180 por mes. Con una productividad de aproximadamente 1.5 etapas por día por set, esto representa entre 80 mil y 100 mil fracturas anuales.
¿Qué es la fractura hidráulica?
Es la única técnica que se utiliza para permitir que fluyan hidrocarburos a través de la formación. Cuando existe baja permeabilidad (pocos espacios porosos interconectados en la roca), esta técnica permite incrementar la interconexión mediante una estimulación, creando canales artificiales porosos.
¿Desde cuándo se ha utilizado esta técnica en el mundo?
Los pozos petroleros que no producían de forma natural debían ser estimulados. En 1860, en la costa este de Norteamérica, se empleaba nitroglicerina. En 1930 comenzaron a utilizarse ácidos en lugar de materiales explosivos.
En 1947 se estudió por primera vez la posibilidad de utilizar agua mezclada con arena y químicos; este método comenzó a aplicarse industrialmente en 1949. En México, fue utilizado en cuencas del norte del país.
China, uno de los países con mayor potencial, subsidia a las empresas de fracking desde junio del año pasado. Estados Unidos ha sido el único país que ha logrado desarrollarlo de forma masiva, principalmente por la propiedad privada de los minerales, la capacidad de financiamiento y su cultura empresarial.
¿En qué se basa la técnica?
Consiste en la mezcla de arena (con esfericidad o recubierta), químicos y agua. El objetivo es transportar la arena hacia la formación para:
- Crear espacio en zonas incomunicadas para que fluyan los hidrocarburos.
- Mantener ese espacio abierto por más tiempo, estimulando la producción.
¿Contamina al medio ambiente?
Actualmente, la técnica ha evolucionado con inversiones tecnológicas en tres áreas principales:
Superficie:
Se ha reducido el número de equipos necesarios, disminuyendo el consumo de combustibles y las emisiones de CO₂. Se desarrollan motores a base de gas natural y sistemas eléctricos, lo que también reduce el ruido.
Subsuelo:
Se ha optimizado el uso del agua, reutilizando entre 50% y 60% del fluido recuperado. También se han mejorado los tipos de arena, aumentando su resistencia.
Químicos:
Se utilizan en bajas concentraciones y han sido desarrollados para ser solubles y manejables en superficie. Además, los pozos están aislados con acero y cemento, evitando contacto con mantos freáticos.
Hoy existen técnicas que pueden reducir el uso de agua entre 50% y 80%.
¿Qué se requiere para aumentar la producción a más de 9,000 MMpcd?
Con base en información geológica y productiva, sería necesario perforar alrededor de 32 mil pozos para incrementar la producción de 2,000 a más de 9,000 MMpcd.
Con un costo estimado de entre 12 y 15 millones de dólares por pozo, se requeriría una inversión anual de entre 36 mil y 45 mil millones de dólares durante 10 años.
Actualmente, PEMEX perfora en promedio no más de 200 pozos.
Sería necesario incrementar en un 250% el presupuesto destinado a exploración y producción. Además:
- Se requerirían entre 100 y 120 equipos de perforación (1,200–1,500 HP).
- Actualmente operan menos de 25 equipos terrestres.
Retos del modelo actual
¿Será posible lograr este objetivo en un mercado donde PEMEX mantiene la mayor participación y depende del presupuesto anual aprobado por la Cámara de Diputados?
Los precriterios para 2027 no contemplan un aumento significativo. Por ello, se propone considerar la apertura al sector privado, ya que el esquema mixto actual no resulta suficientemente atractivo.
Surgen interrogantes clave:
- ¿Las empresas estadounidenses estarán dispuestas a enviar equipos a México bajo el contexto político actual?
- ¿PEMEX podrá reducir sus plazos de pago (actualmente de 180 días)?
- ¿Existe un modelo contractual realmente atractivo?
En la práctica, aún no se ha consolidado un esquema competitivo.
Disponibilidad de equipos
Los equipos más cercanos están en Estados Unidos. Sin embargo:
- Solo habría entre 30 y 40 equipos disponibles a corto plazo.
- Se requeriría asegurar contratos de al menos cinco años.
- Muchos equipos no cuentan con tecnología de última generación.
