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Problemática del suministro de gas natural a la región Sur-Sureste como resultado de la pérdida de la plataforma de compresión Nohoch-Alfa por el accidente ocurrido el 7 de julio
Con la colaboración de Alejandro Villalobos y Jorge Mañón
Antecedentes
La región Sur-Sureste, que por muchos años fue la principal fuente de abasto de gas natural para el país, actualmente solo alcanza a cubrir su propia demanda.
La demanda actual de la región se estima en 2.200 MMpcd. El principal usuario es el propio Pemex:
| Pemex: | 1,770 MMpcd |
| CFE | 190 MMpcd |
| Industria | 240 MMpcd |
| Total | 2,200 MMpcd |
El gas alimentado a los CPG proviene de la Región Marina Noroeste, de la Región Marina Sureste y de la Región Sur.
La producción actual [1] de los CPG es de 1,900 MMpcd.
| CPG Cactus: | 675 MMPCD |
| CPG Nvo. Pemex | 580 MMpcd |
| CPG Cd. Pemex | 555 MMpcd |
| CPG La Venta | 90 MMpcd |
| Total | 1,900 MMpcd |
El gas seco que se produce en los CPG y se utiliza en la región Sur Sureste es transportado a los puntos de consumo a través del SISTRANGAS, operado por CENAGAS, y por el ducto Energía Mayakán, operado por Engie.
El déficit actual es cubierto por la entrega de Ixachi y por gas importado a través del ducto marino, el cual es enviado a la región a través de la estación de compresión de Cempoala.
El gasoducto Energía Mayakán tiene una capacidad de 250 MMpcd. CFE tiene reservados 240 MMpcd y la industria local 10 MMpcd. Por restricciones en la estación de compresión de Cempoala, está siendo operado por debajo de su capacidad, lo que genera serios problemas de abasto en la temporada de calor.
El ducto está recibiendo actualmente 190 MMpcd, lo que le genera problemas a la CFE para la operación de sus centrales eléctricas. La razón por la que no puede enviarse más gas a la Península es que no hay capacidad disponible en la estación de compresión de Cempoala para importar más gas y poder satisfacer la totalidad de la demanda de la región.
Cualquier reducción adicional en la producción de los CPGs de Pemex, impactará desfavorablemente en el volumen de gas que se puede suministrar a la península de Yucatán.
Manejo de gas marino y anillo de bombeo neumático
La totalidad del gas seco del CPG de Cd. Pemex (550-600 MMpcd) es enviado a la Zona Marina Noroeste, a través de la plataforma de compresión Nohoch-A, para ser utilizado para el bombeo neumático en los campos productores de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (~90%) y como gas combustible para la operación de turbo-compresores, bombas y turbo-generadores ubicados en las plataformas de la Zona Marina (~90%).
No todo el gas seco que es utilizado en las plataformas proviene del CPG de Cd. Pemex, ya que se cuenta con una planta deshidratadora y endulzadora de gas amargo que está ubicada en la plataforma Akal C.
Todo el nitrógeno que es utilizado para mantener la presión de los yacimientos de Akal, y Ku-Maloob-Zaap, se produce en la planta de nitrógeno de Atasta y también es enviado a la zona Marina Noroeste. Desde el 2004 también se utiliza nitrógeno para el bombeo neumático, en volúmenes que van de 120 a 250 MMpcd, contaminando el gas de Ku.
El gas húmedo y amargo (GHA) que se produce junto con el petróleo, es recolectado y enviado al complejo de Atasta, ubicada en la costa, a través de las plataformas Nohoch-A y Pool-A, que no fue afectada por el accidente del 7 de julio. De Atasta, el GHA es enviado a los CPG de Ciudad Pemex y de Nuevo Pemex para su proceso.
Impacto en la producción de gas seco por la pérdida de la plataforma Nohoch-Alfa
Si bien el gas utilizado para bombeo neumático que se procesa en plataformas, seguirá estando disponible, la suspensión de gas disponible para bombeo neumático resultante de la pérdida de la plataforma de compresión Nohoch-Alfa implicará una reducción en la producción de crudo de la Zona Marina Noroeste.
La pérdida de producción de crudo implica a su vez la correspondiente pérdida del gas asociado que actualmente es enviado a tierra para su procesamiento en los CPG de Cd. Pemex y de Nuevo Pemex.
Como todo el gas seco del CPG Cd. Pemex se reenvía a la Z.M. Noroeste, la pérdida neta de producción que impactará en el abasto de gas a la Región Sur-Sureste es la correspondiente al gas seco producido en el CPG de Nuevo Pemex a partir del gas húmedo que actualmente recibe de la Z.M. Noroeste y de la Zona Sureste, que también está siendo afectada.
Aun así, la pérdida esperada podría estar entre 150 y 250 MMpcd, pérdida que impactará en la capacidad de suministro de gas al ducto de Mayakán.
Balance de gas previo al accidente (estimado [2])
Impactos en la producción registrados el primer día del accidente
Impacto en la producción de etano y GNL
El impacto sobre la producción de etano, propano y butanos y, por tanto, sobre la operación de los complejos petroquímicos ubicados en la zonay sobre el suministro de LPG en la región, será aún mayor.
La producción más afectada será la del CPG Nuevo Pemex, ya que, además de las corrientes de gas húmedo y amargo que recibe, también recibe y procesa la corriente C2+ del CPG Cd. Pemex.
La producción de etano del CPG de Nuevo Pemex del mes de mayo fue de 35.4 miles de toneladas y aportó casi el 50% de la producción que alimenta las plantas petroquímicas de Morelos y Cangrejera de Pemex, así como la de Braskem-Idesa. Se estima que el efecto inmediato en la producción de etano sería cercano a 20 mil toneladas por mes.
El impacto sobre la producción de LPG en la región será similar al del etano.
Se requiere analizar urgentemente las medidas de corto y mediano plazo que podrían implementarse, tanto por PEP y Pemex TRI como por CFE, para mitigar los impactos esperados, en tanto se restablecen las condiciones de operación de la Región Marina Noroeste. Nohoch-A es la primera plataforma de la Región Marina Noreste, la principal capacidad de compresión de GHA y gas seco se encuentran en Akal C y en Atasta.
Medidas que sería posible considerar
1.- Dejar de operar el campo de Akal
Esta propuesta consiste en dejar de utilizar gas seco de plantas, endulzado propio y N2, como gas combustible y de bombeo neumático (BN) por alrededor de 120 MMpcd.
La idea es dejar de operar el campo Akal, es decir, dejar de producir alrededor de 25 Mbd de crudo que actualmente produce, y su gas de formación, del orden de 20 MMpcd; dejaría de consumir gas combustible, del orden de 30 MMpcd, gas de BN del orden de 30 MMpcd y dejar de consumir gas combustible para reinyectar gas con N2, del orden de 60 MMpcd.
La operación de la inyección de N2, por 1,200 MMpcd, la re-inyección de gas amargo con N2 por otros 1,200 MMpcd; así como el uso de gas combustible y gas de bombeo neumático tenían sentido cuando el Campo Akal, que forma parte de Cantarell, producía 2’000,000 de barriles diarios, por los años 2002 y 2003, aun cuando producía 1’000,000 de barriles diarios, hace más de una década; pero hoy en día solo produce del orden de 25,000 barriles diarios, es decir, menos del 1.3% de su producción pico y con la que fue diseñada la capacidad de las plataformas y resto de infraestructura.
Complementarían estos movimientos, temporalmente, el dejar de operar una parte de la producción de Ku, que ya es también marginal como la de Akal, lo que permite dejar de utilizar gas de BN y combustible. Ku produce alrededor de 35 Mbd de crudo.
Esto afectaría la entrega de gas amargo en alrededor de 110 MMpcd, pero deja de consumir gas seco para BN y combustible por alrededor de 100 MMpcd.
Balance de gas con el manejo propuesto (estimado[3])
Es importante recordar que se mantienen recirculando como gas de re-inyección alrededor de 1,200 MMpcd de gas amargo, principalmente del campo Akal y de Ku, por su alto contenido de N2.
Con el manejo propuesto, disminuye la demanda neta de gas seco como BN y combustible, y Nitrógeno como BN en plataformas en 250 MMpcd, 180 de gas seco y el resto de nitrógeno. La entrega de gas amargo marino disminuye del orden de 200 MMpcd. Se afecta la entrega a Mayakán en 60 MMpcd y al GCPM en 50.
Esta opción es la óptima económica, pues operar el campo Akal representa pérdidas para Pemex, además de que disminuye emisiones, pues genera contaminación por uso de gas combustible y quema de gas con nitrógeno.
Una vez recuperada la capacidad de transporte y compresión de gas amargo y gas seco en plataformas, se regresaría a la operación de los campos aun no operando de Ku, lo que implicaría incrementar la entrega de gas amargo en 150 MMpcd y la demanda de gas seco en 100 MMpcd aproximadamente, con lo cual también se entregaría el gas completo a Mayakán.
2.- Instalar una terminal flotante de regasificación de gas natural licuado
Se puede analizar la posibilidad de contratar temporalmente una terminal flotante de regasificación de GNL para abastecer de gas a la Zona Sur-Sureste, en tanto se restablece la producción de gas natural y/o entra en operación la extensión del gasoducto submarino, aunque esto es más caro.
Se recomienda analizar dos posibles ubicaciones para interconectar la plataforma flotante a la red de ductos:
- En el Muelle 9 de la Terminal de Pajaritos, conectando un gasoducto hacia el Gasoducto Ciudad Pemex México (GCPM) a la altura de Cangrejera.
- En alta mar, en algún punto de la Zona Marina Noroeste.
3.- Dejar de quemar el gas producir en Ixachi y en Quesqui
Ante esta emergencia, deben de hacerse medidas urgentes para no quemar el gas ala atmósfera, tanto en Ixachi como en Quesqui.
En Ixachi se instaló una planta de purificación de gas privada (Nuvoil). Se debe hacer de inmediato la integración con Matapionche, como se programó originalmente.
En Quesqui se debe incrementar la capacidad de envío a los CPG de Pemex TRI de Cactus y Nuevo Pemex, para recuperar el gas que se está quemando a la atmósfera.
4.- Asegurar el suministro de diésel a la península de Yucatán
En tanto no se restablezca la producción da gas natural y no se pueda garantizar el abasto de gas a la península de Yucatán, es necesario garantizar el suministro de diésel, para que las centrales de ciclo combinado de Mérida III y Valladolid puedan ser despachadas con diésel en caso de que esto resulte necesario.
Notas:
[1] SENER. Sistema de Información Energética.
[2] Se considera demanda de Pemex del ducto la demanda de la Región Sur del orden de 600 MMpcd y los 40-50 MMpcd que se toman del GCPM para Plataformas; así como la demanda del área Coatzacoalcos. Se consideran consumo del Pemex directo de plantas el gas de BN de Ciudad Pemex y la parte directa de La Venta, así como los autoconsumos de Pemex Gas.
[3] Se considera demanda de Pemex del ducto la demanda de la Región Sur del orden de 600 MMpcd y los 40-50 MMpcd que se toman del GCPM para Plataformas; así como la demanda del área Coatzacoalcos. Se consideran consumo del Pemex directo de plantas el gas de BN de Ciudad Pemex y la parte directa de La Venta, así como los autoconsumos de Pemex Gas.
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