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Con la colaboración de Jorge Mañón Castro * y el Observatorio Ciudadano de la Energía
Producción de Gas Natural
Producción de gas húmedo
La producción de gas natural en México está estrechamente asociada a la producción de petróleo, ya que el Estado ha dado siempre una prioridad a la asignación presupuestal para la explotación de los yacimientos petroleros y ha asignado recursos limitados e insuficientes a la producción de gas natural no asociado.
Al inicio de este siglo, ante las expectativas de consumo principalmente para la generación de energía eléctrica por parte de la CFE, y que Pemex tenía muy bajo desarrollo en la explotación de gas no asociado, se gestó el denominado Programa Estratégico de Gas (PEG) enfocado más en las cuencas de Burgos y de Veracruz.
Se observa que el periodo en el que el PEG produjo sus máximos beneficios en gas no asociado, fue entre 2007 y 2010, en los que superó los 2,000 MMpcd y que ha decrecido desde entonces a prácticamente la mitad.
Cuando se redujeron los recursos presupuestales dirigidos a este esfuerzo, la declinación resultante en la producción de gas no asociado se vio compensada en los años siguientes por el incremento en la producción de gas asociado a la producción de petróleo.
A partir del 2016 es notoria la disminución en la disponibilidad de gas producido por Pemex al darse por concluidas las acciones del PEG y concentrarse nuevamente la actividad de Pemex Exploración Producción (PEP) en la producción de crudo, coincidiendo con el acelerado crecimiento en la demanda, debido a la sustitución en las operaciones industriales de diesel y combustóleo por gas natural por parte del sector privado, del propio Pemex y a la rápida incorporación de nuevas centrales de ciclo combinado en el sistema eléctrico nacional, tanto por parte de CFE como de los particulares.
A partir de 2009 se reporta la producción de nitrógeno por separado, ya que no es utilizable como combustible y se debe restar de la producción, de manera que la producción neta de gas en el país ha sido menor de los 4,000 MMpcd en los últimos 4 años. La producción de los primeros meses de este año (3,840 MMpcd libres de nitrógeno) se ubica en niveles muy inferiores a los registrados en el periodo 2009 – 2011.
Resultados del Plan de Negocios de Pemex
Por el lado de la producción de gas natural, el Plan de Negocios de Pemex 2021 – 2025 revela, en el Objetivo Estratégico 3, estrategia 3.1: Acelerar el desarrollo de nuevos descubrimientos, lo siguiente:
Analizando la estrategia 3.1, el objetivo de acelerar el desarrollo de nuevos descubrimientos no siempre ha resultado efectivo. Tal es el caso del campo Ixachi, que desde 2019 ha proyectado altas expectativas de producción, pero por la falta de infraestructura de tratamiento de gases amargos, así como por la dificultad de terminar los pozos, ha mostrado un crecimiento bajo respecto a las expectativas planteadas.
En el Plan de Negocios y en otros documentos de Pemex se planteaba que entre 2021 y 2022 se alcanzarían hasta 600 MMpcd de gas y 80 Mbd de condensado, mientras que los datos reales muestran otra cosa. Conforme a los datos del Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH) de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el promedio de producción de 2021 fue tan solo de 211 MMpcd y 26 Mbd de condensado.
De manera que esta estrategia 3.1 parece insuficiente, al menos por el lado del gas. Con el porcentaje de cumplimiento y la tasa de declinación esperada, la producción futura difícilmente contribuirá con volúmenes relevantes de gas adicional al sistema y solo vendrán a contrarrestar la declinación natural.
Por su parte, la estrategia 3.4: Incrementar la producción de gas no asociado, ha tenido una muy baja contribución:
Para esta estrategia observemos lo que se logró desarrollar durante el PEG para Burgos, lo cual es relevante, pues el yacimiento conserva aún un importante potencial de producción, actualmente produce menos del 40% de su potencial.
Oportunidades de explotación de recursos prospectivos
Consideremos ahora los recursos prospectivos, tanto convencionales como no convencionales.
De acuerdo con las definiciones del SIH: Los recursos prospectivos corresponden al volumen de hidrocarburos estimado a una fecha dada, en este caso al 2019, se determinan con base en la información disponible y corresponden a los recursos potencialmente recuperables mediante la aplicación de proyectos de exploración y desarrollo futuros
Para el caso de Burgos, aun explotando únicamente las reservas convenciones, podríamos sostener durante 30 años una plataforma flat de 1,200 MMpcd de producción, lo que significa una producción adicional de 700 MMpcd por encima de la actual de 500 MMpcd, lo que es totalmente factible por ser pozos que ya se encuentran operando o en zonas conocidas. Esto no se ha hecho porque el punto de equilibrio del costo de producción se ubica en la cercanía de los 4 USD/MMBTU, pero con los precios actuales y aplicando mejoras en eficiencia, se puede llegar a costos más accesibles que hagan factible su producción.
Si se llegara a considerar producir el gas no convencional, podríamos subir a niveles de 2,500 MMpcd y podríamos mantener dicha producción 50 años.
Al mismo nivel de recursos prospectivos se encuentra la zona de Sabinas – Burro-Picachos, aunque la mayor parte de ésta es no convencional. De explotarse esta cuenca, podrían obtenerse al menos 500 MMpcd por 10 años, solo con recursos convencionales.
Esta zona no se ha explotado y viene difiriéndose en los Planes de Negocios cada año por falta de recursos.
Le sigue en nivel de recursos Prospectivos la zona de Tampico Misantla.
En esta cuenca, aun cuando solo se explotarán recursos convencionales, se podrían producir 1,000 MMPcd durante 12 años; o bien, se podría duplicar la producción por 30 años si se explotaran los recursos no convencionales. La explotación de esta cuenca se ha venido difiriendo por más de una década por falta de recursos.
Por último, pero no menos relevante, en especial para el proceso de gas en centros de trabajo, principalmente del sureste, se tienen los recursos prospectivos convencionales del Sureste, actualmente en explotación, y los del Golfo Profundo, que no se han explotado aún.
Haciendo un análisis más profundo de la región Sureste, las reservas 3P duplican a las 1P y, de los campos con mayores reservas, algunos no están produciendo, o lo hacen muy por debajo de su potencial.
Si bien algunos campos ya empezaron a incrementar producción en 2021, como Quesqui, algunos otros no se han desarrollado, se han dejado a declinación o se han desarrollado incipientemente, como es el caso de Teotleco, Costero y Giraldas por mencionar algunos.
En esta región es imperativo que se desarrolle la producción de los recursos potenciales, toda vez que los Centros de Procesamiento de Gas (CPG) están operando a muy baja capacidad y se necesita incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda de las operaciones propias de Pemex en la zona, lo cual es preferible a que el consumo de Pemex provenga de gas importado, lo que está próximo a ocurrir en un plazo relativamente corto.
(Lea la segunda parte de este material el próximo miércoles)
*/ Jorge Mañón Castro es Ingeniero Químico por la Universidad Michoacana de San Nicolás de Hidalgo, maestro en Ciencias en Ingeniería Química por el Tecnológico de Celaya y MBA por el Tec de Monterey y la UT en Austin, en grado conjunto. Cuenta con 26 años de experiencia en energía, gas e hidrocarburos. Trabajó 25 años en Pemex y actualmente es consultor en Energía, Eficiencia Energética y Cogeneración.
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