México registró una producción de 3 mil 677 MMpcd (millones de pies cúbicos diarios) de gas natural sin nitrógeno, distribuidos en mil 699 MMpcd provenientes de gas asociado y mil 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 mil 785 pozos, una cifra que revela la magnitud de la actividad petrolera y gasífera del país. 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 mal infundada respecto a la técnica de estimulación en formaciones de baja permeabilidad llamada fractura hidráulica y la evolución de ésta a lo que es llamado comúnmente como Fracking (Fractura). Cabe mencionar que ambas palabras son homógrafas (Grafía igual pero distinto significado). La fractura hidráulica está asociada a realizarse en no más de dos zonas de formación en un yacimiento y se realiza comúnmente en yacimientos convencionales (areniscas). El Frackinges una palabra anglosajona utilizada para referirse a la utilización 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 ha traído consigo una revolución económica, social, geopolítica y ambiental donde se ha aplicado con sus mejoras continuas en las regulaciones y la forma a realizarse.
El tamaño del mercado mundial de fracturación hidráulica se valoró en 19 mil 97 millones de dólares en 2025 y se prevé que crezca de 21 mil 13 millones de dólares en 2026 y se espera que alcance los 31 mil 88 millones de dólares en 2034, exhibiendo una tasa compuesta anual del 5.28 por ciento durante el período previsto. En los Estados Unidos existen alrededor de 205 Set de Equipos de Fractura hidráulica, y los cuales son usados entre 160 a 180 por mes, y esto teniendo una productividad de alrededor de 1.5 etapas por día por set, indica entre 80 a 100 mil fracturas en forma anual realizadas.
¿Qué es la fractura hidráulica? Es la única técnica que se utiliza para permitir que puedan fluir hidrocarburos a través de la formación y que al tener una baja permeabilidad (pocos espacios porosos interconectados entre la roca), permite incrementar una interconexión por medio de una estimulación, creando canales artificiales porosos.
¿Desde cuándo ha sido utilizada esta técnica en el mundo? Pozos petroleros que no producían en forma natural tenían que ser estimulados. En 1860, en la costa este norteamericana, se empleaba por aquel entonces nitroglicerina. En 1930 se empezaron a utilizar ácidos en lugar de materiales explosivos. Pero es en 1947 cuando se estudia por primera vez la posibilidad de utilizar agua para poder mezclar arena y ciertos químicos, este método empezó a aplicarse y desarrollarse industrialmente en 1949. En México fue utilizado en cuencas del norte del país. China, uno de los países con mayores potenciales, subsidia a las empresas de fracking desde junio del año pasado. EU ha sido el único que ha podido desarrollarlo de forma masiva, esto principalmente debido a la naturaleza privada de los derechos de propiedad sobre los minerales, la capacidad de apalancamiento financiero local y el emprendimiento histórico.
¿En qué se basa la técnica? La mezcla de arena (con una esfericidad o recubierta), químicos y agua. El objetivo es poder transportar la arena a la formación con dos objetivos: Crear el espacio necesario ante la incomunicación para que fluya en forma natural los hidrocarburos y, por medio de la arena, mantener en un mayor tiempo dentro de la formación este espacio creado, estimulando la salida del hidrocarburo.
¿Contamina al medio ambiente? Actualmente la técnica de estimulación en formaciones de baja permeabilidad se ha concentrado en invertir en avances tecnológicos en estas áreas:
1. Superficie. En la parte donde realizan la actividad de la instalación de los equipos y personal para realizar la operación se ha evolucionado al reducir el número de unidades necesarias para realizar el trabajo, reduciendo la utilización de combustibles en las máquinas, reduciendo las emisiones de dióxido de carbón y actualmente están desarrollando motores a base de gas natural (turbinas) y eléctricos; esto reducirá la contaminación al aire y el ruido que ocasionan.
2. Subsuelo. En los últimos años, han desarrollado mejores prácticas en la cantidad de agua necesaria para poder transportar la arena y químicos, al reutilizar en un mayor número de veces el agua que se tiene en el retorno de cada fractura que en promedio recupera entre el 50 a 60 por ciento. Adicionalmente, han desarrollado diferentes tipos de arenas al recubrirlas con materiales a una alta resistencia a pulverizarse antes de ser colocadas en la formación. Los químicos utilizados en un bajo porcentaje han sido desarrollados para poder ser solubles y dispersados en diferentes tratamientos realizados en superficie. Recordando que cada pozo perforado es aislado con tubería de acero y cemento, evitando el contacto directo con mantos freáticos o formaciones. Hoy hay tencas que pueden reducir la cantidad de agua utilizada entre un 50 a 80 por ciento.
¿Cuáles son los requerimientos para que México pueda aumentar su capacidad de producción a más de 9,000 MMpcd? Considerando un escenario con base a la información geológica, producción observada de pozos, y permeabilidades surge un escenario en el que se deberían de perforar alrededor de unos 32 mil pozos para incrementar la producción de gas de 2,000 MMpcd a más de 9,000 MMpcd, con un costo estimado por pozo de entre 12 y 15 millones de dólares, sería necesario realizar una inversión anual de entre 36 y 45 mil millones de dólares. Este cálculo corresponde a un horizonte de 10 años bajo el supuesto de un plan de desarrollo acelerado. Pemex actualmente perfora en promedio no más de 200 pozos.
Sería necesario incrementar en un 250 por ciento el presupuesto destinado por Pemex a las áreas de exploración y producción. Para lograr este objetivo, se requeriría la implementación de varios contratos mixtos orientados al crecimiento. Pemex tiene un presupuesto no mayor a los 10 mil millones de dólares en la parte de exploración y producción. Además, se necesitarán entre 100 y 120 equipos de perforación con una potencia de mil 200 a mil 500 HP. Pemex actualmente tiene operando no más de 25 equipos terrestres.
¿Será posible lograr este objetivo en un mercado donde Pemex mantiene la mayor participación y cuya operación depende del presupuesto anual asignado por la Cámara de Diputados? Actualmente, los pre-criterios para 2027 no contemplan un aumento significativo para Pemex. Proponemos considerar la apertura del mercado al sector privado, ya que el esquema mixto podría no resultar suficientemente atractivo para las empresas de los Estados Unidos.
Ante este contexto, se presentan las siguientes interrogantes. La tecnología de fractura hidráulica está dominada principalmente por empresas estadounidenses. Considerando la política actual del presidente Trump respecto al “Drilling Baby”, ¿será factible que compañías de servicios de fracturación envíen equipos a México (una fractura puede requerir 100–180 viajes, según el número de etapas) y adapten sus sistemas de cobro, que en Estados Unidos suelen ser expeditos? ¿Está Pemex preparado para modificar sus plazos de pago, actualmente de 180 días, hacia períodos más cortos y garantizar el cumplimiento? Los contratos mixtos con empresas de servicio ya han sido implementados bajo otras modalidades, ligando el pago en algunos casos a la terminación del pozo y en otros al inicio de producción. En la práctica, no existe aún un modelo atractivo.
Adicionalmente, los equipos de perforación más cercanos disponibles se encuentran en el país vecino; es necesario analizar si estos pudiesen cambiar de mercado debido a la política de incremento en perforaciones. Una revisión global indica que, a corto plazo, solo estarían disponibles entre 30 y 40 equipos para realizar pozos no convencionales, lo que implica asegurar su disponibilidad por periodos mínimos de cinco años. Además, muchos de estos equipos no cuentan con tecnología de última generación.
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.
Estados Unidos mantiene el control sobre el mercado mundial del gas natural, y México podría verse afectado por esta posición. Ante la creciente demanda internacional, Estados Unidos prioriza la venta de gas licuado a Europa, Asia y otros países, en lugar de suministrarlo a través de ductos, lo que representa un costo hasta cinco veces mayor en comparación con el gas transportado por tuberías.
