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Con la colaboración del Observatorio Ciudadano de la Energía.
Otras oportunidades para incrementar la producción
A finales del 2021 circuló en medios que Pemex reactivará la producción de Lakach, cercano a las costas de Coatzacoalcos, en donde ya se tiene parte de la infraestructura en sitio y hace falta complementarla, aparentemente con un tercero. Esta es una buena noticia, ya que este campo tiene el potencial para producir de 300 a 350 MMpcd, muy necesarios para el balance nacional.
El análisis más relevante de las Regiones Marinas tiene que ver con el campo Akal, principal campo desarrollado por el proyecto Cantarell que se mantenía en producciones estables de 1,000 a 1,200 Mbd entre 1996 y el año 1999, antes de iniciar el incremento de producción en el año 2000 que permitió alcanzar un pico de 2,038 Mbd en 2004, pero que condujo después a una acelerada disminución en el año 2007, producto en parte de dejar de controlar los pozos en contacto gas-aceite y, por consecuencia, el incremento de la producción de gas y el surgimiento del nitrógeno que se utiliza para mantenimiento de presión y, por otra parte, por el avance del contacto con el agua por el fondo.
Al mes de diciembre de 2021 se producían en este campo solo 31 Mbd, es decir, un 1,5% de la producción pico, pero con una mayor producción de gas en 33%, principalmente nitrógeno.
Este comportamiento es un ejemplo perfecto de la teoría de Hubbert, geofísico que creó un modelo matemático que predice el nivel de extracción del petróleo a lo largo del tiempo. Según su teoría, la extracción de un pozo sigue una curva con un máximo, denominado cenit de producción, en su centro. Llegado a ese punto, cada barril de petróleo se hace, progresivamente, más caro de extraer por sus necesidades de energía, hasta que la producción deja de ser rentable.
Si la curva de producción de un pozo sigue esa simple función gaussiana, la curva de producción de países enteros y la curva mundial deberían seguir patrones similares.
Siguiendo esta teoría, desglosemos las necesidades de energía del crudo de Akal para continuar fluyendo. En promedio se requiere de:
- 1,000 MMpcd de nitrógeno inyectado en el casquete,
- 1,150 MMpcd de gas amargo con nitrógeno reinyectado en el casquete,
- 100 MMpcd de gas de bombeo neumático en los pozos,
- 140 MMpcd de gas combustible para los compresores de gas y N2 inyectados,
- 150 MMpcd de gas emitido a la atmósfera de Regiones Marinas, por falta de capacidad de transporte y compresión.
Todo esto para producir en 2021 tan solo un promedio de 36 Mbd de crudo, equivalentes a 220 MMpcd de gas natural, es decir, en términos de energía se gasta más de lo que se produce, con dos inconvenientes adicionales:
- El gas de este campo está contaminado hasta con 70% de nitrógeno,
- Es tanto el flujo de gas no aprovechable que satura la capacidad de los equipos disponibles para su manejo, por lo que no permite el aprovechamiento de gas de otros campos y ocasiona emisiones a la atmósfera.
Desde el punto de vista económico, a precios entre 40 y 70 USD/b, el resultado de este campo es aún positivo antes de impuestos y derechos, pero después de ellos, y considerando el costo de oportunidad del gas emitido y reinyectado, su aportación de valor a Pemex es significativamente negativo y su tendencia es a incrementar la pérdida para la empresa con el tiempo, es decir, conforme siga disminuyendo su producción.
Valor del campo Akal
En este sentido, la propuesta que hacemos es dejar de producir crudo de este campo y explotar únicamente su casquete de gas que, si bien está contaminado con un 70% de nitrógeno, posee reservas para producir 850 MMpcd durante más de 10 años si se instalan oportunamente las plantas de eliminación de nitrógeno (NRU).
Esta fue una de las tres opciones que fueron analizadas hace alrededor de 10 años por un grupo de expertos de Pemex y del IMP. La segunda opción fue la de mantener la producción declinante hasta que dejara de ser redituable. Y la tercera fue la de implementar el proyecto de doble desplazamiento con agua, que es la siguiente apuesta que se está planteando ahora para este campo.
Hace 10 años las diferenciales de valor presente neto de cada una de las tres opciones eran mínimas, aún bajo la suposición de que el doble desplazamiento tendría un éxito significativo; sin embargo, esta metodología no ha sido probada, ni existen precedentes relevantes a nivel mundial, representando en sí mismo un gran riesgo, tanto económico como ambiental.
Es momento de dejar ir a este, en su momento, gigante de la producción mundial de crudo y pensar en forma pragmática, sustentable y económica; es decir, explotar el casquete de gas, ya que su explotación tiene un doble beneficio para Pemex y para el país. Por un lado, se incrementa la producción, tanto de gas como de líquidos recuperables en un promedio de 260 MMpcd y, por el otro, disminuye en otro tanto los consumos de gas requeridos para mantener la producción marginal de crudo, lo que permitiría aportar prácticamente 500 MMpcd netos al balance nacional de gas seco.
La forma de hacerlo ya se ha analizado ampliamente en Pemex y puede implicar, desde hacer uso parcial de las instalaciones de la Compañía de Nitrógeno de Cantarell (CNC) en Atasta, hasta incrementar el proceso de gas en los CPGs e instalar plantas NRU y, con ello, mejorar la utilización y producción de líquidos, entre ellos el etano, tan escaso en el país.
En resumen, las propuestas descritas, incluyendo la explotación del gas de Lakach descrita recientemente por parte de Pemex, aumentarían la producción del energético, con el consecuente impacto en el balance de gas seco, en más de 3 Bcf, solo con reservas convencionales y por un lapso mínimo de 10 años.
Aun cuando no es factible eliminar toda la importación, estas acciones aportarían un importante volumen adicional. Esta opción sería valida el resto de la década, en lo que se adquieren conocimiento, tecnología y mayores recursos para explotar los recursos no convencionales y los de aguas profundas, que sin duda deberán ser el pilar de la producción de la próxima década, si deseamos tener soberanía energética.
Para ello se requiere de recursos económicos y de acción inmediata. Si bien Burgos, la Región Sur y Lakach tienen oportunidad de aportar producción relativamente rápido, para Sabinas y Tampico hay que iniciar los desarrollos que se han venido desfasando en el tiempo.
De lo contrario, en muy corto plazo la producción de crudo y la refinación del petróleo nacional dependerán de gas natural importado, con el consecuente riesgo de no poder garantizar el abasto de combustible en caso de una contingencia imprevista.
Quema de gas a la atmósfera
La quema de gas natural ha vuelto a crecer en los últimos tres años, alcanzando los 617 MMpcd en septiembre del año pasado, después de haber llegado a un mínimo de 116 MMpcd a mediados de 2018. El programa de reducción de fugas de metano que Pemex inició la pasada administración parece haber sido suspendido.
Antes de iniciar cualquier esfuerzo en PEP para incrementar la producción de gas asociado y no asociado, se requiere capital para instalar plantas de rechazo de nitrógeno que permitan procesar el gas asociado con altas concentraciones de nitrógeno que hoy es necesario reinyectar a los yacimientos o quemar a la atmósfera, porque no pueden ser procesadas en los centros de procesamiento de gas.
Fugas de metano a la atmósfera
El metano (CH4), principal componente del gas natural, es un potente gas de efecto invernadero. Aporta 28 toneladas de CO2 equivalente por cada tonelada de CH4 emitida a la atmósfera. De acuerdo con el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero de México, las emisiones de metano representan cerca del 19% del total de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Como resultado de los compromisos asumidos por México para reducir sus emisiones de GEI, Pemex desarrolló desde 2013 un “Programa de reducción de emisiones en sistemas de procesamiento, transporte y distribución de gas natural a través de la reducción de emisiones fugitivas” para identificar las oportunidades de reducir las fugas de metano y establecer las medidas correctivas para lograrlo.
Los estudios desarrollados permitieron determinar que, con tecnologías existentes, es posible reducir más del 50% de las emisiones de metano del sector petróleo y gas, con costos de $0.80 MX por tonelada de CO2eq mitigada, y que para cerca de 20% de la reducción de emisiones posibles se tendrían costos negativos, esto es, implicarían ahorros para la empresa. Entre las principales áreas de oportunidad que fueron identificadas destacan las siguientes: Evitar el venteo en la producción de petróleo costa afuera, mejorar la eficiencia de los quemadores de campo y la instalación de Unidades Recuperadoras de Vapor en tanques de petróleo y de condensados. Sin embargo, por falta de recursos, no ha sido posible implementar las medidas planteadas.
Por otra parte, un estudio reciente(1) demuestra que el nivel de fugas de metano a la atmósfera es mayor de lo que había sido considerado, particularmente en la zona productora de petróleo y gas en el sureste del país. Los resultados del estudio muestran que el sector de petróleo y gas de México presenta emisiones de metano dos veces más altas en relación con las estimaciones previas, lo que representa una cuarta parte de las emisiones antropogénicas totales. En particular, el estudio demuestra que más de la mitad de las emisiones derivadas de la producción de petróleo y gas en el sureste de México provienen de la cuenca costera del Golfo de México, apuntando a fuentes de alta emisión que no están representadas en el inventario.
Estos hallazgos sugieren que se requieren medidas de mitigación mucho más fuertes que las previstas originalmente para frenar la huella antropogénica de las emisiones de metano en México, especialmente la gran contribución del sector de petróleo y gas.
(Lea aquí la primera parte de este material )
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