Gas natural en México. situación actual y perspectivas.
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í35 .1 GAS NATURAL EN MEXICO SITUACION ACTUAL Y PERSPECTIVAS Introducción Evolución Histórica 2.1. Reservas 2.2. Producción 2.3. Aprovechamiento 2.3.1. Infraestructura 2.5. Proceso Perspectivas de la Demanda del Gas Natural en México Estrategias a Implementar 4.1. Exploración 4.2. Explotación 4.3. Proceso 4.4. Recursos Humanos Perspectivas de la Oferta del Gas Natural en México 5.1. Incorporación de Reservas 5.2. Pronóstico de Producción 5.3. Metas de Abrovechamiento 5.4. Capacidad de Proceso Conclusiones Referencias Bibliográficas 1
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í35
.1 GAS NATURAL EN MEXICO
SITUACION ACTUAL Y PERSPECTIVAS
Introducción
Evolución Histórica
2.1. Reservas
2.2. Producción
2.3. Aprovechamiento
2.3.1. Infraestructura
2.5. Proceso
Perspectivas de la Demanda del Gas Natural en México
Estrategias a Implementar
4.1. Exploración
4.2. Explotación
4.3. Proceso
4.4. Recursos Humanos
Perspectivas de la Oferta del Gas Natural en México
5.1. Incorporación de Reservas
5.2. Pronóstico de Producción
5.3. Metas de Abrovechamiento
5.4. Capacidad de Proceso
Conclusiones
Referencias Bibliográficas
1
1. INTRODUCCION
La industria del gas natural tiene su origen en el siglo pasado. Por su
naturaleza, forma parte integral de lo que conocemos como industria
petrolera, que en su conjunto aporta un 63% de los requerimientos
mundiales de energía y es materia prima esencial en la producción de
productos petroquímicos.
Durante el siglo pasado, el gas natural fue utilizado casi exclusivamente
como una fuente de energía luminosa; sin embargo, hacia finales del siglo
la electricidad emergió como la fuente principal de ese tipo de energía,
coincidiendo con la invención de quemadores y controles termostáticos,
que permitieron el aprovechamiento del gas natural como fuente de
energía térmica, utilizada tanto en la calefacción doméstica como en la
propia generación de electricidad.
Durante el presente siglo, el incremento del nivel de industrialización
mundial ha implicado una creciente demanda de hidrocarburos, lo que ha
significado el desarrollo de un vasto trabajo para la exploración y
explotación de los yacimientos.
Estos hidrocarburos están constituidos por compuestos de carbono e
hidrógeno y pueden contener otras sustancias entre las que se encuentran
el ácido sulfhídrico, el bióxido de carbono, el nitrógeno, el agua, así como
algunas sales y metales pesados.
Dependiendo de su composición y de las condiciones de presión y
temperatura, los hidrocarburos adoptan el estado líquido o gaseoso, de tal
manera que, aunque existen yacimientos que sólo contienen
hidrocarburos en este último estado, la gran mayoría de ellos contiene
aceite y gas, ya sea disuelto o segregado.
En México, el desarrollo de la industria del gas natural ha respondido
históricamente a diversos factores de tipo económico, político y social, los
cuales se han visto reflejados en la oferta y la demanda de este
energético.
La explotación de los hidrocarburos durante la primera mitad del
presente siglo, estuvo enfocada principalmente a la producción y proceso
del petróleo crudo, dándole poca importancia al aprovechamiento del gas
asociado, por lo que la industria del gas natural en nuestro país tiene sus
inicios a fines de la década de los años cuarenta, con el descubrimiento de
los campos de gas de la cuenca de Burgos en la frontera noreste, y de la
cuenca de Macuspana en el estado de Tabasco.
A partir de los años sesenta y hasta la fecha, el acelerado crecimiento
de la producción ha ido acompañado de grandes esfuerzos e inversiones
para su aprovechamiento, particularmente de los grandes volúmenes de
gas asociado de los yacimientos del sureste y la plataforma marina del
Golfo de México.
En este trabajo se presenta un análisis de la historia de los diferentes
aspectos que han conformado el comportamiento de la oferta de gas
natural, en los cuales la ingeniería mexicana ha jugado un papel
preponderante. Estos aspectos son: las reservas, la producción, el
aprovechamiento, el proceso y el transporte. También se presenta el perfil
evolutivo que ha mostrado la demanda en los diferentes sectores de la
economía nacional.
Fi
3 wi
2. EVOLUCION HISTORICA
2.1. Reservas
La reserva de gas ha evolucionado en nuestro país, desde un valor de
2,132 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en 1938, hasta 67,668
mmmpc en 1996, lo cual ubica a México en tercer lugar de los países
americanos, sobrepasado únicamente por Estados Unidos y Venezuela,
teniendo a nivel mundial el 1.4% del total de reservas de este
hidrocarburo. Sin embargo, desde 1984, cuando alcanzaron un nivel
histórico de 76,998 millones de pies cúbicos, han descendido de manera
continua, como consecuencia de: la extracción creciente de hidrocarburos,
la disminución en términos reales de los montos de inversión destinados a
la exploración y la consecuente disminución en el número de pozos
exploratorios terminados. (Figura 2.1)
Figura 2.1. RESERVA PROBADA DE GAS SECO
L 80000
70000
60000
50000
o
40000
30000
20000
10000 -
0'
39 43 47 51 55 59 63 70 71 7273 74 75 76 77 78 79 80 81 8283 84 85 86 87 88 89 90 91 9293 94 95 96
4
Actualmente, del total de la reserva de gas, 53.5% se encuentra en la
Región Norte, 29.3% en la Región Sur y 17.2% en las regiones marinas de
Pemex Exploración y Producción. (Figura 2.1.1)
Figura 2.1.1. RESERVA PROBADA DE GAS SECO
*l nc I uye las regiones marinas Re q.on Sur ,
Noreste y Suroeste
21.1. Historia de Yacimientos Petrolíferos en México
La región de nuestro país, donde se ha descubierto el mayor número
de yacimientos petrolíferos, es la llamada Llanura Costera del Golfo de
México, desde el Estado de Tamaulipas al Norte, hasta el Estado de
Yucatán en el Sureste. Es en una parte de esta faja que bordea al Golfo,
donde se han concentrado las actividades exploratorias de nuestra
industria petrolera, y en la que tan brillantes resultados se han obtenido
con el descubrimiento de acumulaciones de hidrocarburos en cuencas
5
sedimentarias; se mencionan en seguida aquellas cuyo descubrimiento ha
sido piedra angular en el desarrollo de la industria petrolera, así como el
período en que se realizó su descubrimiento.
Como productoras de gas asociado, destacan:
• La Cuenca Tampico-Misantla, descubierta a principios de siglo en el
sur de Tamaulipas y norte de Veracruz; dentro de esta cuenca se
encuentran los importantes yacimientos de la Faja de Oro, Tamabra y
San Andrés.
• La Cuenca Salina del Istmo en el sur de Veracruz y occidente de
Tabasco, la cual fue descubierta en dos períodos, el primero de ellos
en la década de los veinte, y más recientemente en su porción
oriental, en los años sesenta.
• No cabe duda que la cuenca más prolífica es la denominada Akal-
Reforma, en formaciones mesozoicas, descubierta en la década de
los setenta, y que se extiende desde el norte del estado de Chiapas
hasta la Sonda de Campeche en la plataforma continental del Golfo
de México, cruzando el estado de Tabasco en toda su extensión.
Con respecto a las productoras de gas no asociado, existen cuatro
cuencas que han contribuido en mayor medida a la conformación del perfil
de producción de gas.
• En los años cuarenta, fue descubierta la Cuenca de Burgos, en el
noreste del país, en los cincuenta la de Macuspana en Tabasco, y en
los años setenta el Golfo de Sabinas en Coahuila, y la Cuenca del
Papaloapan en el centro de Veracruz. (Fig. 2.1.2)
—m
Figura 2.1.2. PRINCIPALES CUENCAS PETROLIFERAS
Golfo de Sabinas
Cuenca de Burgos
/ Tampico-Misantia
? \ / / Senda de CampechE
4.
..
PaPaIoPl/1\ Macuspana
Salina del Istmo \J Chiapas-Tabasco
Esfuerzos adicionales se han realizado en otras provincias geológicas,
donde se han obtenido algunos éxitos; sin embargo, la capacidad
productiva y la tecnología disponible para su explotación han sido
determinantes para posponer su desarrollo.
2.2. Producción
Los yacimientos de hidrocarburos generalmente producen el gas en
alguna de estas formas: gas no asociado o gas asociado al aceite y/o a
condensados. Estos hidrocarburos son procesados en instalaciones
superficiales, generalmente lo más cercano posible a los pozos
7
productores.
Las instalaciones para procesar gas asociado al aceite o a
condensados son las más complejas, ya que requieren de equipos para
separar inicialmente el gas de la fase líquida, lo cual puede requerir
hacerse en varias etapas, reduciendo la presión en pasos sucesivos,
obteniéndose una parte del total de gas en cada una de ellas.
El gas así obtenido es sometido a procesos preliminares, tales como la
deshidratación, el enfriamiento y la compresión, antes de poder ser
enviado a las plantas para su proceso final. Por su parte, el gas no
asociado sólo requiere de procesos de deshidratación, enfriamiento y
compresión.
En México, la producción de gas en yacimientos de aceite y gas
asociado, alcanza actualmente el 83% del total, el 17% restante proviene
de yacimientos de gas no asociado.
En 1950 se producían menos de 200 millones de pies cúbicos diarios
en promedio anual, provenientes principalmente de la parte norte del país,
incrementándose a 1,000 millones de pies cúbicos diarios a mediados de
los años sesenta, debido a la producción de los campos de la zona sur,
entre los que destaca el campo José Colomo.
Durante los años setenta, el descubrimiento de los campos del
mesozoico, principalmente Agave y Giraldas, incrementa en forma
vertiginosa la producción de gas, alcanzando en 1980 una cifra superior a
los 3,500 millones de pies cúbicos diarios.
En 1982 la producción de gas alcanza un máximo histórico de 4,246
millones de pies cúbicos diarios, con la inclusión de los campos de la
plataforma continental marina del país y algunos más de la Región Sur,
entre ellos, el campo Muspac.
La declinación natural de los campos del mesozoico y el bajo nivel de
inversión durante el primer lustro de los ochenta, provocan que para 1986
la producción nacional de gas descienda hasta 3,431 millones de pies
cúbicos diarios, su nivel más bajo en los últimos 15 años, para luego
ascender paulatinamente a 4,195 millones de pies cúbicos diarios en
1996, gracias a las actividades exploratorias y de reingeniería llevadas a
cabo en campos de las cuatro regiones del sistema. (Figura 2.2)
Figura 2.2. PRODUCCION NACIONAL DE GAS
4500
4000
3500
3000
2500
o 22000
1500
1000
500
50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96
2.3. Aprovechamiento
En México la historia del aprovechamiento del gas se puede dividir en
tres períodos. El primero de ellos comprende la primera mitad del presente
40
siglo, caracterizado por la producción exclusivamente de gas asociado al
aceite, la ausencia de mercado e infraestructura para su manejo, y la
consecuente incineración de prácticamente la totalidad del volumen
producido.
Un segundo período, de desarrollo incipiente, arranca en 1947 con el
descubrimiento de los yacimientos gasíferos en la Cuenca de Burgos y la
instalación de los primeros equipos de compresión en el área de Poza
Rica, coincidiendo con el desarrollo de los mercados industrial y doméstico
en el noreste del país.
No es sino hasta el período 1956-1958, con la puesta en operación de
las plantas procesadoras de gas en Reynosa y Cd. Pemex, y la
construcción del gasoducto Cd. Pemex-México, que se inicia un desarrollo
creciente del aprovechamiento del gas natural, el cual alcanzó un 56% en
1968, 84% en 1981, llegando al 97.6%, sostenido de 1985 a 1994.
Durante los últimos dos años, el nivel de aprovechamiento alcanzado
se ha visto reducido a un 91%, debido principalmente al acelerado
crecimiento de los niveles de producción de crudo y su gas asociado, y el
desfasamiento en la implementación de la infraestructura requerida para
su cabal aprovechamiento. (Figura 23)
10
Figura 2.3. APROVECHAMIENTO HISTORICO DE GAS NATURAL
1950-1996
4500
4000
3,500
3,000
O 2,500 o
2,000
1,500
1,000
500
PRODUCIDO .......... ENVIADOA LA ATMOSFERA
0 .._, ' ............................................ 50 52 54 56 55 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96
2.3.1. Infraestructura para el Aprovechamiento
Con el propósito de hacer llegar el gas producido de los yacimientos a
las plantas de proceso, se requiere de una fuerte inversión en
instalaciones, equipos de compresión y construcción de ductos para
transporte.
Estas actividades se han desarrollado en la Región Norte desde la década
de los años cuarenta; y en la actualidad cuenta con un total de 285 ductos,
que sobrepasan los 2,700 km de longitud y una capacidad de compresión
para más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios de gas, infraestructura
con la que logra un aprovechamiento deI 97.5% del gas producido.
(Figura 2.3.1.1)
11
1200
1000 -
800
ci 600 o
400
200
.
o 82 89
LJ 91 96
0 - 47 52 54 55 58 63 65 66 68 69 71 78 81
Figura 2.3.1.1. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGION NORTE
-200
Dado que los yacimientos del mesozoico en la Región Sur, al iniciar su
explotación tienen condiciones de alta presión, el aprovechamiento de su
gas en la etapa inicial ha dependido exclusivamente de la disponibilidad
de ductos y capacidad de proceso en plantas. Con este propósito, se ha
dotado a la Región con una vasta red de gasoductos de alta presión, que
alcanzan una longitud de 290 km. (Figura 2.3.1.2)
Por otro lado, con el objeto de continuar con el aprovechamiento del
gas durante las etapas subsecuentes de explotación en presión intermedia
y baja, se han construido sistemas de compresión y transporte de acuerdo
a estas necesidades, contándose en la actualidad con un total de 420 km
de ductos y una capacidad de compresión de 3,000 millones de pies
cúbicos diarios. (Figuras 2.3.1.3 y 2.3.1.4)
12 lo
Figura 2.3.1.2. GASODUCTOS DE REGION SUR, ALTA PRESION
GASODUCTOS DE ALTA PRESION
CATEI)RAL TECOMINOA CAN
MUSPAC
fufo
CH/A PA
PA REPON GIRALDAS
rí LUNA SUNUAPA — —
SITIO GRANDE PIJIJE
AGAVE
SEN
CACTUSIV
LONG DE GASODUCTOS A.P. = 290 KM
CACTUS! CUNDUACAN
CACTUS!! SAMARIA!!
Figura 2.3.1.3. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGION SUR, BAJA PRESION-ALTA PRESION
1,400 CAPACIDAD BP-AP
O 1,200
1,000
ID
800 -
600 -
400
200
13
CAPACIDAD PI-AP
- --CAP.ACUM. .
1,bUU
1,400 -
1,200 -
1,000 - o o
800-
600 -
400
200 -
O -- — 62 65 68
E.ME - ' 83 84 86 89
Figura 2.3.1.4. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGION SUR,
PRESION INTERMEDIA - ALTA PRESION
Por lo que hace a la Región Marina, sus campos han producido a baja
presión y con bajas relaciones gas-aceite prácticamente desde el inicio de
su explotación; por lo que la infraestructura para el aprovechamiento de
gas, por su complejidad y largos tiempos de consecución, ha presentado
un desfasamiento en relación con el inicio de la producción de aceite,
impactando el nivel de aprovechamiento.
Se han construido en la Región Marina 490 km de ductos y un total de
23 módulos de compresión, con una capacidad nominal de 1,620 millones
de pies cúbicos diarios, y de 1,520 millones de pies cúbicos diarios de
recompresión en Atasta (ver Figura 2.3.1.5), aparte de varios equipos
auxiliares como son: turbocompresores para vapores y para gas de baja
presión.
14
I 90
31
1984 1987
270 320
80 80 60 1 - - 1 0
1988 1993 1994 1996
Figura 2.31.5. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGIONES
1,800
1600
1,400
1,200
col 1,000 o
800
CAPACIDAD
MARI NAS
No. Eq. ---CAPACUM. 1,620 1,560
1,480
1,400
1,080
990
Básicamente, la industria procesadora de gas, recolecta, acondiciona y
refina el gas natural, transformándolo en formas útiles de energía, que se
pueden usar en una amplia variedad de aplicaciones.
A través de las plantas de proceso de nuestro país, en 1996 fluyó el
22% de los requerimientos nacionales de energía, en forma de gas natural
comercializable, gas licuado y componentes combustibles para motor.
Además, de estos procesos del gas se obtiene la materia prima para la
elaboración de miles de productos petroquímicos básicos y secundarios.
Los principales componentes del gas natural son el metano y el etano,
pero la mayoría de los gases contienen cantidades variables de otros
componentes, tales como propano, pentano e hidrocarburos pesados, y
algunas impurezas como vapor de agua, ácido sulfhídrico, dióxido de
15
carbono, y nitrógeno.
De cualquier forma, el gas natural en el momento de ser extraído del
yacimiento, no siempre es adecuado para usarse comercialmente.
El gas residual que se obtiene en las plantas de proceso está
compuesto casi enteramente por metano y etano, habiéndosele removido
el contenido de humedad y otros contaminantes. Por otra parte, los
hidrocarburos líquidos que poseen un valor mayor como productos
separados, son fraccionados para obtener de ellos etano, propano,
butano, iso-butano y gasolina natural.
El ácido sulfhídrico —gas venenoso y corrosivo—, es removido y
después procesado para recuperar azufre elemental. El dióxido de
carbono se elimina del gas para impedir la corrosión destructiva.
Para el proceso final del gas en México, se cuenta en la actualidad con
17 endulzadoras de gas y condensados amargos, 13 plantas criogénicas y
tres plantas de absorción con una capacidad de procesamiento de 3,760
millones de pies cúbicos diarios de gas amargo, 120,000 barriles por día
de condensados amargos, 1,300 millones de pies cúbicos diarios en
plantas de absorción y 4,479 millones de pies cúbicos diarios en plantas
criogénicas. Las Figuras 2.4.1, 2.4.2, 2.4.3 y 2.4.4 muestran la evolución
histórica que han tenido esta capacidades.
Los productos resultantes de este proceso se transportan a través de
una red de ductos de 11,455 km para gas natural y 2,220 km para
productos. Adicionalmente, se cuenta con un total de 16 plantas en las
plataformas marinas, cuya capacidad nominal de endulzamiento es de 240
16
millones de pies cúbicos diarios de gas amargo.
Figura 2.4.1. CAPACIDAD INSTALADA EN PLANTAS
ENDULZADORAS DE GAS AMARGO
4000 - 3760 3,760
3500 - 3,360,,/"
3,730
3000 2,960/
2,500 2500
2,300,._-'
2000 - 1,70 ,,/"
1,300 1500-
1000 600 700
600 400 460 400 400
50: 200
iii -
1974 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1984 1985 1988
-500
Figura 2.4.2. CAPACIDAD INSTALADA EN PLANTAS
ENDULZADORAS DE CONDENSADOS AMARGOS
e 120,000 -
100,000 - 96,000
80,000 - 72,000
O 60,000
48,000
24,00 24,000 24,000 24,000 24,000
2000:jJ 1_1 1979 1982 1984 1987 1991
17
Figura 2.4.3. CAPACIDAD INSTALADA EN PLANTAS
CRIOGENICAS RECUPERADORAS DE LICUABLES off
o
3500 - 3,329
3,479 3,000 - 2,829
2,500 2,299
2,329
C 2,000 - 1,799
1,500 - 999
1,000 849
800
574 500 500 500
30 ÍffÍ 1972 1974 1977 1978 1979 1980 1983 1985 1988 1993
Figura 2.4.4. CAPACIDAD INSTALADA EN PLANTAS DE
ABSORCION
1,400 -
.100
1,000
800
200 200
1956 1958 1967
9
19
3. PERSPECTIVAS DE LA DEMANDA DEL GAS NATURAL EN
MEXICO
Como ya se ha mencionado, el mercado del gas natural en México
arranca con la segunda mitad del presente siglo y ha mostrado un
crecimiento sostenido durante más de cuatro décadas.
Cuatro sectores de la economía nacional contribuyen de manera
relevante a la conformación de este mercado, entre los que destacan el
industrial y el eléctrico. De acuerdo con el último Balance de Energía
publicado por la Secretaría de Energía, el consumo de gas residual en
1995, que ascendió a 2,302 millones de pies cúbicos diarios, se distribuyó
de la siguiente manera: 68.4% al sector industrial, 19.2% a centrales
eléctricas, 7.9% se utilizaron en petroquímica básica, 3.6% al sector
residencial, comercial y público, y los restantes 0.9% se destinaron a la
exportación.
A fin de tener un panorama más completo de esta industria, se deberán
agregar los autoconsumos de Petróleos Mexicanos.
De acuerdo con los pronósticos de crecimiento económico del país, el
consumo de gas natural seguirá creciendo a la par que la economía; sin
embargo, durante 1998 se espera un incremento acelerado que rebasaría
el 20%, debido a la aplicación de normas ambientales y a la construcción
de plantas de ciclo combinado para generación de electricidad.
De todos los combustibles fósiles, el gas natural es el menos
contaminante, por lo que se prevé que la gran mayoría de equipos y
19
plantas, tanto del sector industrial como de generación de electricidad, que
en la actualidad consumen combustóleo y diesel, sean modificados para
cumplir con la normatividad ambiental.
A nivel mundial, las plantas para generar electricidad que operan en
países industrializados con ciclo combinado de gas natural, son las más
eficientes, por lo que se estima que todas las plantas nuevas que se
construyan en el futuro en nuestro país sean de este tipo.
Adicionalmente, el consumo del sector residencial continuará creciendo
al desarrollarse la infraestructura de ductos y las concesiones para la
distribución en algunas poblaciones del norte y centro del país.
Por todo esto, de acuerdo a proyecciones de la Secretaría de Energía,
se puede esperar una demanda de gas natural del orden de los 5,200
millones de pies cúbicos por día en el año 2005, lo que significaría un
crecimiento del 87% con respecto al nivel actual. (Figura 3.1)
Figura 3.1. DEMANDA DE GAS RESIDUAL
5206
2,927
2,650 2,000
1,000 -
o - 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
20
4. ESTRATEGIAS A IMPLEMENTAR
La industria del gas natural requiere para su adecuado desarrollo el contar
con una serie de estrategias que permitan satisfacer la demanda futura de
este energético y deberán estar alineadas con este propósito la
exploración, la explotación de los yacimientos, el proceso, la tecnología a
incorporar y los recursos humanos que intervengan en su desarrollo.
4.1. Exploración
La posición de nuestro país, desde un punto de vista geológico, dentro
de la importante región petrolera denominada Cuenca del Golfo de
México, permite vislumbrar grandes oportunidades para la exploración.
La reserva probada actual en esta cuenca es de más de 80,000
millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales corresponden a
México alrededor de 61,000 millones. Se estima que aún quedan más de
100,000 millones de barriles de crudo equivalente en esta megacuenca
como reservas potenciales.
Existe una gran área de oportunidad para incorporar volúmenes
sustanciales de hidrocarburos en gran parte de la porción marina, aunque
sus características geológicas se conocen en forma muy general. La
exploración de esta área implica un gran reto, dada su complejidad
geológica, su alto riesgo, los grandes tirantes de agua y la poca
información disponible.
La estrategia general debe ser, desde luego, incrementar las
-140
21
inversiones en exploración con el objeto de adquirir un conocimiento más
completo de las condiciones del subsuelo, y disminuir así el riesgo
geológico involucrado.
Los proyectos exploratorios, por su propia naturaleza, requieren de
períodos muy largos de maduración, no obstante que la incorporación de
nuevas tecnologías ha logrado abatir dichos períodos de 12 a 8 años, por
lo que las estrategias específicas se tendrán que jerarquizar en corto,
mediano y largo plazos, con la finalidad de seguir proporcionando al país
los volúmenes futuros de hidrocarburos que requiere para sustentar su
desarrollo.
A corto plazo se deberán explorar cuencas maduras, en las áreas
productoras de la planicie costera y de la plataforma continental del Golfo
de México, donde el riesgo exploratorio es de bajo a moderado,
principalmente en las cuencas de Burgos y Macuspana, en busca de gas
no asociado, y en el sureste y la Sonda de Campeche, hasta la isobata de
500 metros, en busca de gas asociado al aceite.
En el mediano plazo se deberá explorar en las áreas marinas aún no
productoras de la plataforma continental del Golfo de México, donde el
riesgo exploratorio es intermedio.
A largo plazo se deberá explorar en las áreas marinas aún no
productoras del talud continental del Golfo de México hasta la isobata de
3,000 metros. Aquí se considera un alto riesgo, por lo que las primeras
inversiones deberán estar destinadas a la adquisición de información
complementaria, para realizar una interpretación regional integrada, con la
22
que se definirá la presencia de sistemas petroleros activos y de
acumulaciones de hidrocarburos económicamente rentables. Esto
permitirá, en función del tamaño y valor de estos yacimientos, decidir
inversiones más cuantiosas.
4.2. Explotación
En este renglón, la mejor estrategia debe ser, redoblar esfuerzos a fin
de lograr un explotación más eficiente que permita incrementar los
factores de recuperación y disminuir considerablemente el tiempo de
extracción de las reseivas.
La implantación sistemática de las recomendaciones emanadas de los
estudios integrales de los yacimientos, será factor clave para responder a
la demanda de gas natural, ya que permitirá desarrollar proyectos de
recuperación secundaria y mejorada, así como de explotación de
casquetes de gas, con un criterio estricto de explotación racional.
El uso de técnicas de terminación de pozos que permitan una mayor
productividad, tales como fracturamientos y terminaciones múltiples, la
instalación de compresores a boca de pozo, y de equipo de proceso
primario con tecnología de punta para el acondicionamiento del gas en lo
que se refiere a eliminación de impurezas, reducción del contenido de
líquidos y mayores niveles de automatización, deberán ser incluidos en
todos los proyectos de explotación, de tal manera que permitan lograr un
nivel de aprovechamiento óptimo.
23
4.3. Proceso
Poner a disposición de los clientes en forma oportuna y con la calidad
requerida, los volúmenes de gas demandados, implica contar con una
estrategia que permita, en un ambiente de competencia abierta, lograr los
objetivos de la empresa.
De acuerdo a los pronósticos de comportamiento de la demanda de gas
y la capacidad de producción de gas amargo y húmedo dulce en las
diferentes regiones del país, deberá:
1. Saturarse la capacidad de endulzamiento y secado en las plantas
existentes en el sureste.
2.Aumentar la capacidad de proceso en otras plantas donde ya se
cuenta con servicios y existe la infraestructura de transporte y
compresión para hacer llegar allí el gas amargo producido.
3. En aquellas plantas donde las limitaciones en infraestructura de
servicios implique inversiones mayores, se deberá privilegiar la
posición geográfica de la producción de gas amargo, evitando en lo
posible su transporte mediante la construcción de las plantas de
proceso próximas a las zonas productoras.
4. Llevar a cabo importantes esfuerzos a fin de incorporar tecnologías
de proceso que permitan reducir costos de operación, a través de
procesos con mayor eficiencia, y un mayor nivel de automatización,
distribuyendo el proceso entre un mayor número de plantas
estratégicamente localizadas.
Por otro lado, y dadas las expectativas de crecimiento del mercado y
24
la apertura del mismo en lo referente al transporte y comercialización,
se deberá de contar con una estructura comercial robusta, que
permita enfrentar este reto.
4.4. Recursos Humanos
El llevar a cabo los planes y programas de una industria tan compleja
como la petrolera, requiere del concurso de un sinnúmero de factores
entre los cuales destaca por su importancia el talento humano requerido
para concebir, planear, ejecutar, operar, monitorear y evaluar los
proyectos de inversión. Un desarrollo integral de ese talento debe ser
estrategia imperativa para lograr los resultados esperados.
El trabajo en equipo y una organización basada en los procesos
permitirá una mejor coordinación, tiempos de respuesta menores, mayores
niveles de creatividad y cumplimiento de los programas de trabajo. Estos
esfuerzos deberán necesariamente ser acompañados de programas de
desarrollo profesional que contemplen las actitudes, habilidades y
conocimientos con diferentes grados de especialización, vinculados a un
programa de estímulos y a un plan de carrera individual.
MM
-m 5. PERSPECTIVAS DE LA OFERTA DE GAS EN MEXICO
Con la implementación de las estrategias propuestas, se presenta a
continuación una visión de esta industria a corto y mediano plazos.
5.1. Incorporación de Reservas
En base a la cartera de proyectos estratégicos de exploración de
Pemex Exploración y Producción, el pronóstico de incorporación de
reservas de gas para el período 1997-2001, asciende a un total de 6,623
miles de millones de pies cúbicos.
Asimismo, considerando que la incorporación de reservas de gas en
nuestro país continuará dependiendo principalmente de la incorporación
de reservas de aceite en yacimientos con gas asociado, y que en los
próximos cinco años seguirá siendo rebasada por la extracción de
hidrocarburos (Figura 5.1.1), su efecto neto será disminuir en forma
paulatina la reserva total de gas (Figura 5.1.2).
México seguirá reforzando la exploración enfocada hacia las áreas con
perspectivas de contener yacimientos de gas no asociado, lo cual
permitirá eventualmente revertir esta tendencia, proporcionando al país
mayor capacidad de maniobra en caso de incrementarse la demanda
mundial de este energético, como lo indican las tendencias actuales.
1997 1996 1999 2000 2001
o
.
*
9
-m Figura 5.1.1. PRONOSTICO DE RESERVAS DE GAS A
INCORPORAR VS PRODUCCION
2500 ------- NORTE
2000
TOTAL RESERVAS
1500 o
1000 -
500
0E 1996
Figura 5.1.2. VARIACION DE LAS RESERVAS DE GAS
70000
60000
- DRESERVA A INCORPORAR
PR 00 UC ClON
O RESERVA REI ANENTE
50000
40000
30,000
20,000
10,000
o 1996 1997 1998 1999 2UUU 2UU1
-10,000 -
0 27
5.2. Pronósticos de Producción
En este orden de ideas, el pronóstico de producción en el período
1997-2008 contempla un incremento que va de 4,450 millones de pies
cúbicos diarios de gas en 1997 a los 6,422 millones de pies cúbicos
diarios en el 2003, reduciéndose a 4,748 para el año 2008. De esta
cantidad, el 27.7% se espera de la plataforma marina del Golfo de
Campeche, 39.7% de la Región Sur y 32.6% de la Región Norte. Estas
cifras incluyen los proyectos autorizados de la cartera de inversión de
Pemex Exploración y Producción, entre los cuales destacan por su
importancia los proyectos Cantareil, Litoral de Tabasco y Burgos, que en
su conjunto demandarán una inversión de 13,177 millones de pesos, para
la perforación de pozos y construcción de infraestructura de producción y
transporte. (Figura 5.2)
Figura 5.2. PRONOSTICO DE PRODUCION DE GAS
7000 DNORTE •SUR DMARINAS
Del análisis de los puntos anteriores se desprende que; en la medida
en que se obtengan éxitos en la exploración y se haga una explotación
más eficiente de los yacimientos, seremos capaces como país de
incrementar los niveles de producción, que a partir del año 2004 muestran
en este momento una tendencia declinante, en contraste con la demanda
esperada, la cual se prevé continuará su tendencia ascendente.
5.3. Metas de Aprovechamiento
Las acciones emprendidas para disminuir el gas enviado a la atmósfera
a un porcentaje comparable con estándares internacionales, contribuirán a
poner a disposición de las plantas procesadoras un volumen de gas
suficiente para satisfacer la demanda esperada de este energético. Estas
acciones son:
• Analizar y adecuar a los nuevos niveles de producción, la capacidad
de transporte y compresión de gas amargo en las regiones marinas.
• Implementar los procesos de acondicionamiento adecuado del gas
en la Región Sur y la capacidad de tratamiento y transporte en la
Región Norte.
• Incrementar los niveles de automatización en todo el sistema.
Se continuará asimismo con la construcción de una red de ductos que
permita operar con mayores niveles de seguridad y flexibilidad, reforzando
las actividades relacionadas al mantenimiento de los sistemas de manejo
de gas y condensados.
Lo anterior significa entregar a plantas de proceso un volumen de 4,079
29
6500 - DPRODUCIDO •DISPONIBLE
6000
5,500
5,000
o
22o500001t11J
3,500
3,000
1997 1998 1999 1-000 :1[E
2005 2006 200 2001 2002 2003 200
millones de pies cúbicos diarios en 1997 y aumentarlo hasta 4,673
millones en el año 2008, con un aprovechamiento de 99% entre el gas
procesado y el producido.
Figura 5.3. PRONOSTICO DE APROVECHAMIENTO DE GAS
ao
5.4. Capacidad de Proceso
Los planes de desarrollo de la industria procesadora del gas natural
contemplan un crecimiento armónico con sus fuentes de abastecimiento y
enfocado hacia los mercados de consumo.
Se tiene contemplado un incremento en la capacidad de endulzamiento
y criogénicas en el sureste del país, que contempla:
1 La rehabilitación de plantas en el complejo procesador de gas
Cactus.
• El incremento de capacidad en los complejos Nuevo Pemex y Cd.
Pemex.
• La construcción de un nuevo centro procesador de gas en el sureste
del país y otro más en la frontera noreste.
WN
Como puede observarse, la consecución oportuna de estos proyectos
permitirá contar con la capacidad de proceso requerida para absorber la
producción nacional y responder a los volúmenes demandados por el
mercado.
o
o
101
o 31
Figura 5.4.1. DEMANDA VS OFERTA DE GAS RESIDUAL
7,000
-
6,000 - - -
0
1EE Producción
2,000 Residual
- - Demanda
1,000
o ---• -- ----• 1 1 1
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
32
6. CONCLUSIONES
A lo largo de la historia de la industria mexicana, se observa cómo se ha
desarrollado la producción y el mercado del gas natural, los cuales en
este momento presentan expectativas de crecimiento muy importantes
hacia los últimos años del presente siglo y los primeros del próximo.
La entrada en vigor de la nueva Ley del Equilibrio Ecológico en 1998
impactará de manera importante la demanda de gas natural como
combustible ecológico, esperándose para ese año un crecimiento del
28% con respecto a los niveles actuales de consumo.
México debe procurar mantenerse como un país exportador marginal de
gas natural, para lo cual deberá asignar niveles de inversión suficientes,
para la actividad exploratoria de sus cuencas gasíferas.
Al inicio de la explotación de yacimientos de aceite y gas asociado o de
gas y condensado, se requiere impulsar la realización de los proyectos
para la explotación del gas, de tal manera que su aprovechamiento se
inicie junto con la producción del aceite.
Por cuestiones de mercado y de regulaciones ecológicas, México debe
aspirar a un aprovechamiento de gas producido del 99%. Esta debe ser
una premisa obligada en todos los proyectos que se realicen para la
construcción de infraestructura para explotación de yacimientos de gas.
Otra premisa importante en todo proyecto que tenga que ver con los
procesos de exploración y explotación de yacimientos gasíferos, debe
ser la incorporación de tecnología de vanguardia.
lo 33
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
• Plan estratégico de exploración 1997-2001, noviembre de 1996.
• Evaluación del aprovechamiento del gas natural y condensados,
proyecto integral de gas y condensados, febrero de 1997.
• Tendencias comerciales y de producción Pemex Gas y Petroquímica
Básica, octubre de 1995.
• Plan de Negocios 1995, Pemex Gas y Petroquímica Básica, junio de
1995.
• Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía,
1995-2000, Secretaría de Energía, diciembre de 1995.
• Documento de Prospectiva del Sector Eléctrico, Secretaría de Energía,
diciembre de 1996.
• Balance Nacional de Energía 1995, Secretaría de Energía, noviembre
de 1996.
• Memorias de Labores de Petróleos Mexicanos.
• Anuarios Estadísticos de Petróleos Mexicanos.
• La Industria del Gas en México, Grupo Agayco, marzo de 1995.
• El Petróleo de México, 3 VoIs. Petróleos Mexicanos, 1988.
• La Industria Petrolera en México, una crónica, 3 vols. Petróleos
Mexicanos, 1988.
• Datos de la Subgerencia de Manejo de Gas, Gerencia de Producción,
Región Sur, 1997.
• Anuario Estadístico, PEP-Región Marina, 1994.
34
o o . o .
ACADEMIA MEXICANA DE
IERIA
Ing. Ricardo Palacios Calva
ABRIL DE 1997
51,gio XIX s* xx
17
.
Desarrollo de la lndus'L.. ¡a del Gas Natural UJ
Energía Luminosa. Industrialización Mundial.
Quemadores y Controles. Creciente demanda de
Energía Térmica. Hidrocarburos.
Generación de Electricidad. 63% de Energía Mundial.
Calefacción.
Introducción
Los Hidrocarburos 1
L
)Eernent
Estados Carbono.
Hidrógeno.
Acido sulfhídrico.
Bióxido de Carbono.
Nitrógeno.
Agua.
Sales y Metales Pesados.
Líquido
Gaseoso
Extraivoln6
Asociado
No Asociado
Introducción
Desarrollo de la lndus. ¡a del Gas Natural LO uIi
Primeras Cuatro
Décadas
11010 xx
Años 60
Poca Importancia. o Cuencas
Yacimientos del Sureste y
Sin Infraestructura para Gaseras
Marinos.
su Aprovechamiento. Burgos y o Crecimiento Acelerado de
Macuspana. la Producción de Gas.
Introducción Fc
rrrr 7;5 1 [T Irir-ji
Reserva Probada de Gs Seco
100,000
76,998 80,000
67,668
o 60,000
40,000
20,000
2,132 o 1938 1984 1996
3er. lugar en América.
1.4% de la Reserva Mundial
Evolución Histórica
.
Reserva Probada de G5 Seco
Región Norte 29%
Región Mar i na*
17%
*l nc l uye las regiones 54% Marinas Noreste y Suroeste
Evolución Histórica /W
Principales Cuencas ProI.feras
Golfo de Sabinas
Cuenca de Burgos
Tampico-Misantia
Macuspana Papaloapan
Salina del
Chiapas-Tabasco
jÍlTfl Evolución Histórica 1
Producción de Gas NairaI sí
Procesos Pírimarlos
Separación. . Deshidratación. íE Enfriamiento.
Compresión.
d ón Aua
Gas Asociado 83% o Gas no asociado 17%
1950 1960 1970
c Región Norte. Región Sur. Campos. 3,500 - 4,246 MMPCD
200 MMPCD. 1,000 MMPCD Agave. Región Marina.
o J. Colomo Giraldas. Región Sur Campo
Muspac.
Evolución Histórica
.
Producción Nacional cL Gas Natural
4500
4000
3500
3000 __••\
a 2500 MARINA
2000
1500
NORTE 1000
SUR
500
10 50 52 54 fie 62 64 72 74 787L 80 82 \888890 9?:4
o 1). Bajos niveles de inversión.
2). Más exploración y reingeniería de yacimientos
en regiones.
Aprovechamiento del (as Natural
.
Primera Mitad
del Siglo xx
De 1947 a
.) Producción de gas
asociado al aceite.
.. Ausencia de mercado e
infraestructura.
Incineración.
Yacimientos de gás en la
cuenca de Burgos.
Equipo de compresión en
Poza Rica.
Desarrollo de mercados a
industrial y doméstico.
Procesadoras de gas en
Reynosa y Cd. Pemex.
Aprovechamiento de 56%
(1968), 84% (1981) y hasta
97% (1985 a 1994).
Evolución Histórica
n
Aprovechamiento del (as Natural -NIIi t
1950- 1996
4,500
PRODUCIDO
4,000 ENVIADOA LA ATMOSFERA
3,500
3,000
¡i 2,500 LI
2,000
1,500 16%
2.4% 9.2%
1,000 \
500
o 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96
Evolución Histórica
Infraestructura para eh Aprovechamiento
.
fleqernento
fle&n Noe
285 ductos.
2,700 Km de Longitud
1,000 MMPCD de capacidad
• de compresión.
97.5% de aprovechamiento.
Instalaciones de proceso.
(•j Equipos de compresión.
Ductos para transportes.
Evolución Histórica
Capacidad de Compreón, Región Norte
1200
1000
800
o 600
400
200
o -
47
-200
-j =
52 54 55 58 63
_J = =1 L
65 66 68 69 71
LII 78 81 82 [E] 89 91 96
Evolución Histórica
CATEDRAL
MUSPAC
CHIAPAS
GIRALDAS
SUNUAPA
SITIO GRANDE
AGAVE
CACTUS IV
CACTUSI
CACTUS 1!
a -
C.P.G. CACTUS
CPU. NUET) PESIEX '.... 2263 MMPCI)
LONG DE GASODUCTOS A.P. = 290 KM
TECOMINOACAN
fUfo
PAREDON
LUNA
PIJIJE
SEN
CUNDUACAN
SAMARIA II
.
.
Capacidad de Compredón, Región Norte
GASODUCTOS DE ALTA PRESION ci Yacimientos en mesozoico con
alta presión.
Aprovechamiento en función de
la disponibilidad de ductos y
capacidad de proceso en las
plantas.
Red de alta presión 290 Km. de
longitud.
420 Km en total.
Capacidad para comprimir
hasta 3,000 MMPCD.
Evolución Histórica •1c ....................
Capacidad de Compreón, Región Sur t
1400
CAPACIDAD BP-AP
1200 CAP ACUM /
c Baja - Alta presión o 800 -
600
:::
0
1,600
CAPACIDAD Pl-AP 1400
4 CAPACLIM -
1 : 200
1000
-
Intermedia - Alta presión 800 /
600 /
400
200 :4 -
62 65 68 70 75 77 78 79 80 81 83 84 86 89
: Evolucion Historica _______i1ii
Capacidad de Compre.1ón, Región Marinas :
. 490 Km de ductos.
o 23 módulos de compresión.
. Capacidad de compresión nominal 1,620 MMPCD.
o Atasta dispone de 1,520 MMPCD de capacidad.
1,200
990
1,000
800 7201,1
600 /
/r1540 400 1
// 1 1 270
20 : 2 fl1 LL6 LI
1981 1982 1984
320
90 fl 80 80 60 1 Li 4 1 1 0
1987 1988 1993 1994 1996
Evolución Histórica , . .
1,800 ______ CAPACIDAD 'No,Eq. +CAP.ACUM.
1,600
1,400
1,400
1,080
. Destinos del Gas Seco
lo
22%
Requerimientos
de Energía
Componentes del Gas Jatural y Condensad s
.
Gas Naurai
Condensados
a Metano. Etano.
c. Etano. a Propano.
o Propano. o Butano.
a Pentano. o Iso-Butano.
o Hidrocarburos Pesados. a Gasolina Natural.
a Impurezas.
Evolución Histórica
.
Capacidad Instalada .......
17 Endulzadoras de gas y condensados amargos.
fl 13 plantas criogénicas.
___ 3 plantas de absorción.
Capacídad de roeo
» 3,760 MMPCD de gas amargo.
120,000 BPD de condensados amargos.
4,479 MMPCD en plantas criogénicas
Evolución Histórica
71 17
Capacidad Instalada ItWIIiIL
3,329 3,479
3,500 2 ,979 2,829 -
3,000 2,449
Plantas criogenicas 2,500
1,949
o 2,000 2,479 0 -1,500 1,149
recuperadoras de licuables 849 / 800 574
500 374 300
500 500 500
''200 275 LII E
H 30 [1] [J -150 EJ
150
o r-
_ -
C) C') cJ
Cn -500 o o
e e a e
co o e
O)
e
CO co a)
e e
co O) e
co a) e
co co a) e
o) O) e
1,400
1,200
1,000
0 800 o
= 600
400
200
o
1,300
1,100
550, 550
200
1956 1958 1967
Plantas de absorción
Evolución Histórica
o
Consumo de Gas Resital, 1995
2,302 MMPCD_J]
y Centrales Eléctricas
Petroquímica Básica
Sector Residencial Comercial y Público.
/ Sector Industrial
Perspectivas de la Demanda
Demanda de Gas Resitjal, Proyección
4562
158
4,772 4,000 4,358
3,964 -- ',
' 3000 ' 2,927
2,650 2,785 2,000
1,000
O 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1-1 (S Demanda de 5,200 MMPCD de gas en el año 2005.
Crecimiento deI 87% respecto al nivel actual
Alineación de Estrateç.as
Tecnología
Proceso
Recursos Humano
Estrategias a Implementar ¡flfl1
fl
Exploración
Reserva probada 80,000 MMBPCE
eEn México
61,000 MMBPCE
'J Por descubrir
100,000 MMBPCE
(S Gran reto por su complejidad geológica, alta riesgo,
grandes tirantes de agua y poca información
disponible.
Estrategias a Implementar 1rffri(-)
Exploración 4 .
té Incrementar las inversiones, con objeto
de adquirir un conocimiento más
completo de las condiciones de¡
subsuelo, y disminuir el riesgo geológico
involucrado.
Estrategias a Implementar
.
Exploración 1
listr,ottGegI'--'Ea-lsespetífi'oasx
Explorar cuencas maduras en la planicie costera y la
• Sureste :1:.I.i FtI F
OS Sonda de Campeche
Estrategias a Implementar .. . .
Exploración
t Ea, i s eeka@, sX
YÁni*hiiiii.jio
Explorar áreas marinas aún no productoras
de la plataforma continental de¡ Golfo de
México, donde el riesgo exploratorio es
intermedio.
.
Exploración
t rcaa t Ge g i"'Ea, i
P A largo plazo-.-.
Explorar áreas marinas aún no productoras del talud
continental del Golfo de México, hasta la isobata de
3,000 metros.
• Alto riesgo.
• Adquisición de información complementaria.
• Interpretación regional integrada.
• Acumulacines de hidrocarburos rentables.
.
Explotación « 110
Redoblar esfuerzos a fin de lograr una
explotación más eficiente, que permita
incrementar los factores de recuperación y
disminuir el tiempo de extracción de las
reservas.
Estrategias a Implementar t1Vi
Explotación
)
Estr,atneqg"'aseka
le Estudios integrales de yacimientos.
!S Proyectos de recuperación secundaria y mejorada.
Terminaciones de Pozos más productivas.
O Compresoras a boca de Pozo.
lb Equipo de proceso primario con tecnología de punta.
e Mayores niveles de automatización.
Estrategias a Implementar
.
Proceso
Esate&a 1: un
(e Poner a disposición de los clientes, en forma oportuna
• Aumentar la capacidad de proceso.
• Privilegiar la posición geográfica de la producción.
• Incorporar tecnologías que reduzcan costos.
Estrategias a Implementar -
Recursos Humanos
s t r, a t Ge
lb Impulsar el desarrollo integral del factor humano.
• Trabajo en equipo.
(& Organización basada en procesos.
la Programas de desarrollo profesional.
• Programas de estímulos.
• plan de carrera individual.
Estrateg!as a Implementar
1r_ÍT'TTir
o
Incorporación de Reses vas
1997-2001
Pronóstico 6,623MMMPC
• Dependencia de reservas de aceite con gas asociado
• Incorporación rebajada por la extracción.
Q Efecto: disminución de la reserva total.
Perspectivas de la Oferta
.
Incorporación de Rese vas mt
2500
RESERVAS 11 PRODUCCION
2000
Aienava
• Enfocar la exploración a yacimientos con mejores
perspectivas de contener gas no asociado.
Pronósticos de Prodw. .ión
Increunlentos, 11
L4 1997 - 4,450 MMPCD
_, 2003 - 6,422 MMPCD
», 2008 - 4,748 MMPCD
Perspectivas de la Oferta IEAIIIE II1L L .
lnn
Pronósticos de ProduJón de gas
•JIIIIIILLIflUUIUIIIIIk co (D CD - cm C) t tt) CC) N- co
O)
O) O) CD CD CD CD CD CD CD CD CD O)
O) O) CD CD CD CD CD CD CD CD CD - - C'4 C'4 C'J ('4 ('4 ('4 ('4 ('4
Procederlaba
Pronósticos de ProduJón
Expeaflva
En la medida en que se obtengan éxitos en la exploración y
se haga una explotación más eficiente de los yacimientos,
seremos capaces como país de incrementar los niveles de
producción, que a partir del año 2004 muestran en este
momento una tendencia declinante, en contraste con la
demanda esperada, la cual se prevee continuará su
tendencia ascendente.
Perspectivas de la Oferta wi
. ........
.
Pronósticos de ProduJón 1%
Adones en rnaha
ie AnaIizar y adecuar a los nuevos niveles de producción, la
capacidad de transporte y compresión de gas amargo en las
regiones marinas.
11 Implementar los procesos de • acondicionamiento adecuado
del gas en la Región Sur y la capacidad de tratamiento y
transporte en la Región Norte.
15 Incrementar los niveles de automatización en todo el
sistema.
Perspectivas de la Oferta :.:...:............
Metas de aprovecham8nto
.
6500 0PR0DUCID0
6,000
5,500
5,000
8 4,500
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
r
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Entregar a plantas de proceso 4,079 MMPCD en 1997.
imentarlo a 4,673 en el 2008.
el Lograr un aprovechamiento del 99% del gas producido.
o .
Capacidad de Proceso
Pida- ne ed(egsEa-jrrollo
procesadores de gas Nuevo Pemex y Cd,
Pemex.
(j Construir un nuevo centro procesador de gas en
el sureste y otro en la frontera norte.
Estrategias a Implementar
Conclusiones )
-, Expectativas de crecimiento muy importante. 1 11 ff -, Ley del Equilibrio Ecológico en 1998.
-4 Crecimiento de¡ 28%.
-/ Asignar inversión suficiente a exploración.
—
1 / Impulsar proyectos de gas.
Aprovechar hasta 99% del gas producido.
Incorporar tecnología de vanguardia.
41
INTRODUCCION
La industria del gas natural tiene su origen en el siglo pasado. Por su naturaleza, forma parte integral de lo que conocemos como industria petrolera, que en su conjunto aporta un 63% de los requerimientos mundiales de energía y es materia prima esencial en la producción de productos petroquímicos.
En el siglo pasado, el gas natural fue utilizado casi exclusivamente como una fuente de energía luminosa; sin embargo, hacia finales del siglo la electricidad emergió como la fuente principal de ese tipo de energía, coincidiendo con la invención de quemadores y controles termostáticos, que permitieron el aprovechamiento del gas natural como fuente de energía térmica, utilizada tanto en la calefacción doméstica como en la propia generación de electricidad.
Durante el presente siglo, el incremento del nivel de industrialización mundial ha implicado una creciente demanda de hidrocarburos, lo que ha significado el desarrollo de un vasto trabajo para la exploración y explotación de los yacimientos.
En México, el desarrollo de la industria del gas natural ha respondido históricamente a diversos factores de tipo económico, político y social, los cuales se han visto reflejados en la oferta y la demanda de este energético. La explotación de los hidrocarburos durante la primera mitad del presente
'lo, estuvo enfocada principalmente a la producción y proceso del ,...ritróleo crudo, dándole poca importancia al aprovechamiento del gas asociado, por lo que la industria del gas natural en nuestro país tiene sus inicios a fines de la década de los años cuarenta, con el descubrimiento de los campos de gas de la cuenca de Burgos en la frontera noreste, y de la cuenca de Macuspana en el estado de Tabasco.
A partir de los años sesenta y hasta la fecha, el acelerado crecimiento de la producción ha ido acompañado de grandes esfuerzos e inversiones para su aprovechamiento, particularmente de los grandes volúmenes de gas asociado de los yacimientos del sureste y la plataforma marina del Golfo de México.
En este trabajo se presenta un análisis de la historia de los diferentes aspectos que han conformado el comportamiento de la oferta de gas natural en los cuales la ingeniería mexicana ha jugado un papel preponderante. Estos aspectos son: las reservas, la producción, el aprovechamiento, el proceso y el transporte del mismo. También se presenta el perfil evolutivo que ha mostrado la demanda en los diferentes sectores de la economía nacional.
EVOLUCION HISTORICA 2.1. Reservas La reserva de gas ha evolucionado en nuestro país, desde un valor de
2,132 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en 1938, hasta 67,668 mmmpc en 1996, lo cual ubica a México en tercer lugar de los países mericanos, sobrepasado únicamente por Estados Unidos y Venezuela,
ilendo a nivel mundial el 1.4% del total de reservas de este hidrocarburo. Sin embargo, desde 1984, cuando alcanzaron un nivel histórico de 76,998 millones de pies cúbicos, han descendido de manera continua, como consecuencia de: la extracción creciente de hidrocarburos, la disminución en términos reales de los montos de inversión destinados a la exploración y la consecuente disminución en el número de pozos exploratorios terminados. (Figura 2.1)
Figura 2.1. RESERVA PROBADA DE GAS SECO
Figura 2.1.1. RESERVA PROBADA DE GAS SECO '
inciuye las regiones marinas Noreste y Suroeste
2.1.1. Historia de Yacimientos Petrolíferos en México La región de nuestro país, donde se ha descubierto el mayor número de
yacimientos petrolíferos, es la llamada Llanura Costera del Golfo de México, desde el Estado de Tamaulipas al Norte, hasta el Estado de Yucatán en el Sureste. Es en una parte de esta faja que bordea al Golfo, donde se han concentrado las actividades exploratorias de nuestra industria petrolera, y en la que tan brillantes resultados se han obtenido con el descubrimiento de acumulaciones de hidrocarburos en cuencas sedimentarias; se mencionan en seguida aquellas cuyo descubrimiento ha sido piedra angular en el desarrollo de la industria petrolera, así como el período en que se realizó su descubrimiento.
Como productoras de gas asociado, destacan: • La Cuenca Tampico-Misantla, descubierta a principios de siglo en el
sur de Tamaulipas y norte de Veracruz; dentro de esta cuenca se encuentran los importantes yacimientos de la Faja de Oro, Tamabra y San Andrés.
• La Cuenca Salina del Istmo en el sur de Veracruz y occidente de Tabasco, la cual fue descubierta en dos períodos, el primero de ellos en la década de los veinte, y más recientemente en su porción oriental, en los años sesenta.
• No cabe duda que la cuenca más prolífica es la denominada Akal-Reforma, en formaciones mesozoicas, descubierta en la década de los setenta, y que se extiende desde el norte del estado de Chiapas hasta la Sonda de Campeche en la plataforma continental del Golfo de México, cruzando el estado de Tabasco en toda su extensión.
Con respecto a las productoras de gas no asociado, existen cuatro cuencas que han contribuido en mayor medida a la conformación del perfil de producción de gas. • En los años cuarenta, fue descubierta la Cuenca de Burgos, en el
noreste del país, en los cincuenta la de Macuspana en Tabasco, y en los años setenta el Golfo de Sabinas en Coahuila, y la Cuenca del Papaloapan en el centro de Veracruz. (Fig. 2.1.2)
Figura 2.1.2. PRINCIPALES CUENCAS PETROLIFERAS
Godo da Sabinas
de Sornoo
,Tampion-M,saolia
Salina del 150,0 '( CSepae.Tabas0o
2.2. Producción Los yacimientos de hidrocarburos generalmente producen el gas en
alguna de estas formas: gas no asociado o gas asociado al aceite y/o a condensados. Estos hidrocarburos son procesados en instalaciones superficiales, generalmente lo más cercano posible a los pozos productores.
Las instalaciones para procesar gas asociado al aceite o a condensados son las más complejas, ya que requieren de equipos para separar ¡nicialmente el gas de la fase líquida, lo cual puede requerir hacerse en varias etapas, reduciendo la presión en pasos sucesivos, obteniéndose una parte del total de gas en cada una de ellas.
El gas así obtenido es sometido a procesos preliminares, tales como la deshidratación, el enfriamiento y la compresión, antes de poder ser enviado a las plantas para su proceso final. Por su parte, el gas no
5 00000
GAS NATURAL EN MEXICO, Situación Actual y Perspectivas Ricardo Palacios Calva
asociado sólo requiere de procesos de deshidratación, enfriamiento y compresión.
En México, la producción de gas en yacimientos de aceite y gas asociado, alcanza actualmente el 83% del total, el 17% restante proviene de yacimientos de gas no asociado.
En 1950 se producían menos de 200 millones de pies cúbicos diarios en promedio anual, provenientes principalmente de la parte norte del país, incrementándose a 1,000 millones de pies cúbicos diarios a mediados de los años sesenta, debido a la producción de los campos de la zona sur, entre los que destaca el campo José Colomo.
Durante los años setenta, el descubrimiento de los campos del mesozoico, principalmente Agave y Giraldas, incrementa en forma vertiginosa la producción de gas, alcanzando en 1980 una cifra superior a los 3,500 millones de pies cúbicos diarios.
En 1982 la producción de gas alcanza un máximo histórico de 4,246 millones de pies cúbicos diarios, con la inclusión de los campos de la plataforma continental marina del país y algunos más de la Región Sur, entre ellos, el campo Muspac.
La declinación natural de los campos del mesozoico y el bajo nivel de inversión durante el primer lustro de los ochenta, provocan que para 1986 la producción nacional de gas descienda hasta 3,431 millones de pies cúbicos diarios, su nivel más bajo en los últimos 15 años, para luego
cender paulatinamente a 4,195 millones de pies cúbicos diarios en 96, gracias a las actividades exploratorias y de reingeniería llevadas a
cabo en campos de las cuatro regiones del sistema. (Figura 2.2)
Fiqura 2.2. PRODUCCION NACIONAL DE GAS
1500
2.3. Aprovechamiento En México la historia del aprovechamiento del gas se puede dividir en
tres períodos. El primero de ellos comprende la primera mitad del presente siglo, caracterizado por la producción exclusivamente de gas asociado al aceite, la ausencia de mercado e infraestructura para su manejo, y la consecuente incineración de prácticamente la totalidad del volumen
)ducido. Un segundo período, de desarrollo incipiente, arranca en 1947 con el
descubrimiento de los yacimientos gasíferos en la Cuenca de Burgos y la instalación de los primeros equipos de compresión en el área de Poza Rica, coincidiendo con el desarrollo de los mercados industrial y doméstico en el noreste del país.
No es sino hasta el período 1956-1 958, con la puesta en operación de las plantas procesadoras de gas en Reynosa y Cd. Pemex, y la construcción del gasoducto Cd. Pemex-México, que se inicia un desarrollo creciente del aprovechamiento del gas natural, el cual alcanzó un 56% en 1968, 84% en 1981, llegando al 97.6%, sostenido de 1985 a 1994.
Durante los últimos dos años, el nivel de aprovechamiento alcanzado se ha visto reducido a un 91%, debido principalmente al acelerado crecimiento de los niveles de producción de crudo y su gas asociado, y el desfasamiento en la implementación de la infraestructura requerida para su cabal aprovechamiento. (Figura 2.3)
Figura 2.3. APROVECHAMIENTO HISTORICO DE GAS NATURAL 1950-1996
3,000
2.3.1. Infraestructura para el Aprovechamiento Con el propósito de hacer llegar el gas producido de los yacimientos a
las plantas de proceso, se requiere de una fuerte inversión en instalaciones, equipos de compresión y construcción de ductos para transporte. Estas actividades se han desarrollado en la Región Norte desde la década de los años cuarenta; yen la actualidad cuenta con un total de 285 ductos, que sobrepasan los 2,700 km de longitud y una capacidad de compresión para más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios de gas, infraestructura con la que logra un aprovechamiento del 97.5% del gas producido. (Figura 2.3.1.1)
Finura 2.3.1.1. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGION NOF TE
2.
Dado que los yacimientos del mesozoico en la Región Sur, al iniciar su explotación tienen condiciones de alta presión, el aprovechamiento de su gas en la etapa inicial ha dependido exclusivamente de la disponibilidad de ductos y capacidad de proceso en plantas. Con este propósito, se ha dotado a la Región con una vasta red de gasoductos de alta presión, que alcanzan una longitud de 290 km.
Por otro lado, con el objeto de continuar con el aprovechamiento del gas durante las etapas subsecuentes de explotación en presión intermedia y baja, se han construido sistemas de compresión y transporte de acuerdo a estas necesidades, contándose en la actualidad con un total de 420 km de ductos y una capacidad de compresión de 3,000 millones de pies cúbicos diarios. (Figuras 2.3.1.2 y 2.3.1.3)
Figura 2.3.1.2. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGION SUR, bP.JP. rl'tbuuN-AL 1 A I'KtSIUN
CA' *CCM
-. -
Figura 2.3.1.3. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGION SUR, PRESION INTERMEDIA - ALTA PRESION
2.
Por lo que hace a la Región Marina, sus campos han producido a baja presión y con bajas relaciones gas-aceite prácticamente desde el inicio de su explotación; por lo que la infraestructura para el aprovechamiento de gas, por su complejidad y largos tiempos de consecución, ha presentado un desfasamiento en relación con el inicio de la producción de aceite, impactando el nivel de aprovechamiento.
Se han construido en la Región Marina 490 km de ductos y un total de 23 módulos de compresión, con una capacidad nominal de 1,620 millones
pies cúbicos diarios, y de 1,520 millones de pies cúbicos diarios de compresión en Atasta (ver Figura 2.3.1.5), aparte de varios equipos
auxiliares como son: turbocompresores para vapores y para gas de baja presión.
Figura 2.3.1.5. CAPACIDAD DE COMPRESION, REGIONES MARINAS
2.4. Proceso Básicamente, la industria procesadora de gas, recolecta, acondiciona y
refina el gas natural, transformándolo en formas útiles de energía, que se pueden usar en una amplia variedad de aplicaciones.
A través de las plantas de proceso de nuestro país, en 1996 fluyó el 3% de los requerimientos nacionales de energía, en forma de gas natural 7mercializable, gas licuado y componentes combustibles para motor. Además, de estos procesos del gas se obtiene la materia prima para la
elaboración de miles de productos petroquímicos básicos y secundarios. Los principales componentes del gas natural son el metano y el etano,
pero la mayoría de los gases contienen cantidades variables de otros componentes, tales como propano, pentano e hidrocarburos pesados, y algunas impurezas como vapor de agua, ácido sulfhídrico, dióxido de carbono, y nitrógeno.
El gas residual que se obtiene en las plantas de proceso está compuesto casi enteramente por metano y etano, habiéndosele removido el contenido de humedad y otros contaminantes. Por otra parte, los hidrocarburos líquidos que poseen un valor mayor como productos separados, son fraccionados para obtener de ellos etano, propano, butano, so-butano y gasolina natural. El ácido sulfhídrico —gas venenoso y corrosivo—, es removido y después procesado para recuperar azufre elemental.
Para el proceso final del gas en México, se cuenta en la actualidad con 17 endulzadoras de gas y condensados amargos, 13 plantas criogénicas y tres plantas de absorción con una capacidad de procesamiento de 3,760 millones de pies cúbicos diarios de gas amargo, 120,000 barriles por día de condensados amargos, 1,300 millones de pies cúbicos diarios en plantas de absorción y 4,479 millones de pies cúbicos diarios en plantas criogénicas. La Figura 2.4.1 muestra la evolución histórica que ha tenido esta capacidad.
Figura 2.4.1. CAPACIDAD INSTALADA EN PLANTAS ENDULZADORAS DE GAS AMARGO
4000 3,760 3,760
3500 3360
3000 2960
3730
2,500 2500
2300
Q 2060 1,700 1.)
1300 1500
1000 600 700
600
500 200 / 200
1974 1976 1977 1070 1070 1900 1901 1902 1084 1985 1908
'500
3. PERSPECTIVAS DE LA DEMANDA DEL GAS NATURAL EN MEXICO
Como ya se ha mencionado, el mercado del gas natural en México arranca con la segunda mitad del presente siglo y ha mostrado un crecimiento sostenido durante más de cuatro décadas.
Cuatro sectores de la economía nacional contribuyen de manera relevante a la conformación de este mercado, entre los que destacan el industrial y el eléctrico. De acuerdo con el último Balance de Energía publicado por la Secretaría de Energía, el consumo de gas residual en 1995, que ascendió a 2,302 millones de pies cúbicos diarios, se distribuyó de la siguiente manera: 68.4% al sector industrial, 19.2% a centrales eléctricas, 7.9% se utilizaron en petroquimica básica, 3.6% al sector residencial, comercial y público, y los restantes 0.9% se destinaron a la exportación. A fin de tener un panorama más completo de esta industria, se deberán agregar los autoconsumos de Petróleos Mexicanos.
De acuerdo con los pronósticos de crecimiento económico del país, el consumo de gas natural seguirá creciendo a la par que la economía; sin embargo, durante 1998 se espera un incremento acelerado que rebasaría el 20%, debido a la aplicación de normas ambientales y a la construcción de plantas de ciclo combinado para generación de electricidad.
De todos los combustibles fósiles, el gas natural es el menos contaminante, por lo que se prevé que la gran mayoría de equipos y plantas, tanto del sector industrial como de generación de electricidad, que en la actualidad consumen combustóleo y diesel, sean modificados para cumplir con la normatividad ambiental.
Adicionalmente, el consumo del sector residencial continuará creciendo al desarrollarse la infraestructura de ductos y las concesiones para la distribución en algunas poblaciones del norte y centro del país.
Por todo esto, de acuerdo a proyecciones de la Secretaría de Energía, se puede esperar una demanda de gas natural del orden de los 5,200 millones de pies cúbicos por día en el año 2005, lo que significaría un crecimiento del 87% con respecto a/nivel actual. (Figura 3.1)
3.1. DEMANDA DE GAS RESIDUAL - 6,000
5,000
4,000
1,000
2.000
1996 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2009 2004 2006
3
4. ESTRATEGIAS A IMPLEMENTAR
La industria del gas natural requiere para su adecuado desarrollo el contar con una serie de estrategias que permitan satisfacer la demanda futura de este energético y deberán estar alineadas con este propósito la exploración, la explotación de los yacimientos, el proceso, la tecnología a incorporar y los recursos humanos que intervengan en su desarrollo.
4.1. Exploración La posición de nuestro país, desde un punto de vista geológico, dentro
de la importante región petrolera denominada Cuenca del Golfo de México, permite vislumbrar grandes oportunidades para la exploración.
La reserva probada actual en esta cuenca es de más de 80,000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales corresponden a México alrededor de 61,000 millones. Se estima que aún quedan más de 100,000 millones de barriles de crudo equivalente en esta megacuenca como reservas potenciales.
Existe una gran área de oportunidad para incorporar volúmenes sustanciales de hidrocarburos en gran parte de la porción marina, aunque sus características geológicas se conocen en forma muy general. La exploración de esta área implica un gran reto, dada su complejidad qeológica, su alto riesgo, los grandes tirantes de agua y la poca
ormación disponible. La estrategia general debe ser, desde luego, incrementar las
inversiones en exploración con el objeto de adquirir un conocimiento más completo de las condiciones del subsuelo, y disminuir así el riesgo geológico involucrado.
A corto plazo se deberán explorar cuencas maduras, en las áreas productoras de la planicie costera y de la plataforma continental del Golfo de México, donde el riesgo exploratorio es de bajo a moderado, principalmente en las cuencas de Burgos y Macuspana, en busca de gas no asociado, y en el sureste y la Sonda de Campeche, hasta la isobata de 500 metros, en busca de gas asociado al aceite.
En el mediano plazo se deberá explorar en las áreas marinas aún no productoras de la plataforma continental del Golfo de México, donde el riesgo exploratorio es intermedio.
A largo plazo se deberá explorar en las áreas marinas aún no productoras del talud continental del Golfo de México hasta la isobata de 3,000 metros. Aquí se considera un alto riesgo, por lo que las primeras inversiones deberán estar destinadas a la adquisición de información complementaria, para realizar una interpretación regional integrada, con la que se definirá la presencia de sistemas petroleros activos y de acumulaciones de hidrocarburos económicamente rentables. Esto permitirá, en función del tamaño y valor de estos yacimientos, decidir inversiones más cuantiosas.
4.2. Explotación En este renglón, la mejor estrategia debe ser, redoblar esfuerzos a fin
de lograr un explotación más eficiente que permita incrementar los factores de recuperación y disminuir considerablemente el tiempo de extracción de las reservas.
La implantación sistemática de las recomendaciones emanadas de los estudios integrales de los yacimientos, será factor clave para responder a la demanda de gas natural, ya que permitirá desarrollar proyectos de recuperación secundaria y mejorada, así como de explotación de casquetes de gas, con un criterio estricto de explotación racional.
4.3. Proceso Poner a disposición de los clientes en forma oportuna y con la calidad
requerida, los volúmenes de gas demandados, implica contar con una estrategia que permita, en un ambiente de competencia abierta, lograr los objetivos de la empresa. De acuerdo a los pronósticos de comportamiento de la demanda de gas y la capacidad de producción de gas amargo y húmedo dulce en las diferentes regiones del país, deberá: 1 Saturarse la capacidad de endulzamiento y secado en las plantas
existentes en el sureste. 2. Aumentar la capacidad de proceso en otras plantas donde ya se
cuenta con servicios y existe la infraestructura de transporte y compresión para hacer llegar allí el gas amargo producido.
En aquellas plantas donde las limitaciones en infraestructura de servicios implique inversiones mayores, se deberá privilegiar/a posición geográfica de la producción de gas amargo, evitando en lo posible su transporte mediante la construcción de las plantas de proceso próximas a las zonas productoras. Llevar a cabo importantes esfuerzos a fin de incorporar tecnologías de proceso que permitan reducir costos de operación, a través de procesos con mayor eficiencia, y un mayor nivel de automatización, distribuyendo el proceso entre un mayor número de plantas estratégicamente localizadas.
Por otro lado, y dadas las expectativas de crecimiento del mercado y la apertura del mismo en lo referente al transporte y comercialización, se deberá de contar con una estructura comercial robusta, que permita enfrentar este reto.
PERSPECTIVAS DE LA OFERTA DE GAS EN MEXICO
Con la implementación de las estrategias propuestas, se presenta a continuación una visión de esta industria a corto y mediano plazos.
5.1. Incorporación de Reservas En base a la cartera de proyectos estratégicos de exploración de Pemex
Exploración y Producción, el pronóstico de incorporación de reservas de gas para el período 1997-2001, asciende a un total de 6,623 miles de millones de pies cúbicos.
Asimismo, considerando que la incorporación de reservas de gas en nuestro país continuará dependiendo principalmente de la incorporación de reservas de aceite en yacimientos con gas asociado, y que en los próximos cinco años seguirá siendo rebasada por la extracción de hidrocarburos (Figura 5.1.1), su efecto neto será disminuir en forma paulatina la reserva total de gas.
México seguirá reforzando la exploración enfocada hacia las áreas con perspectivas de contener yacimientos de gas no asociado, lo cual permitirá eventualmente revertir esta tendencia, proporcionando al país mayor capacidad de maniobra en caso de incrementarse la demanda mundial de este energético, como lo indican las tendencias actuales.
Figura 5.1.1. PRONOSTICO DE RESERVAS DE GAS A INCORPORAR VS PRODUCCION
2500
- RESERVAS PR 2OOO. -
1 500
1000
• • - 0
500
01 - 1996 1997 1998 1999 2000 2001
5.2. Pronósticos de Producción En este orden de ideas, el pronóstico de producción en el período 1997-
2008 contempla un incremento que va de 4,450 millones de pies cúbicos diarios de gas en 1997 a los 6,422 millones de pies cúbicos diarios en el 2003, reduciéndose a 4,748 para el año 2008. De esta cantidad, el 27.7% se espera de la plataforma marina del Golfo de Campeche, 39.7% de la Región Sur y 32.6% de la Región Norte. Estas cifras incluyen los proyectos autorizados de la cartera de inversión de Pemex Exploración y Producción, entre los cuales destacan por su importancia los proyectos Cantareli, Litoral de Tabasco y Burgos, que en su conjunto demandarán una inversión de 13,177 millones de pesos, para la perforación de pozos y construcción de infraestructura de producción y transporte. (Figura 5.2)
Del análisis de los puntos anteriores se desprende que; en la medida en que se obtengan éxitos en la exploración y se haga una explotación más eficiente de los yacimientos, seremos capaces como país de incrementar los niveles de producción, que a partir del año 2004 muestran en este momento una tendencia declinante, en contraste con la demanda esperada, la cual se prevé continuará su tendencia ascendente.
5.3. Metas de Aprovechamiento Las acciones emprendidas para disminuir el gas enviado a la atmósfera
a un porcentaje comparable con estándares internacionales, contribuirán a poner a disposición de las plantas procesadoras un volumen de gas suficiente para satisfacer la demanda esperada de este energético. Estas acciones son: • Analizar y adecuar a los nuevos niveles de producción, la capacidad de
transporte y compresión de gas amargo en las regiones marinas. • Implementar los procesos de acondicionamiento adecuado del gas en la
Región Sur y la capacidad de tratamiento y transporte en la Región Norte.
• Incrementar los niveles de automatización en todo el sistema. Se continuará asimismo con la construcción de una red de ductos que
permita operar con mayores niveles de seguridad y flexibilidad, reforzando las actividades relacionadas al mantenimiento de los sistemas de manejo de gas y condensados.
Lo anterior significa entregar a plantas de proceso un volumen de 4,079 millones de pies cúbicos diarios en 1997 y aumentarlo hasta 4,673 millones en el año 2008, con un aprovechamiento de 99% entre el gas procesado y e/producido.
ura 5.3. PRONOSTICO DE APROVECHAMIENTO DE GAS
Como puede observarse, la consecución oportuna de estos proyectos permitirá contar con la capacidad de proceso requerida para absorber la producción nacional y responder a los volúmenes demandados por el mercado.
6. CONCLUSIONES
A lo largo de la historia de la industria mexicana, se observa cómo se ha desarrollado la producción y el mercado del gas natural, los cuales en este momento presentan expectativas de crecimiento muy importantes hacia los últimos años del presente siglo y los primeros del próximo. La entrada en vigor de la nueva Ley del Equilibrio Ecológico en 1998 impactará de manera importante la demanda de gas natural como combustible ecológico, esperándose para ese año un crecimiento del 28% con respecto a los niveles actuales de consumo. México debe procurar mantenerse como un país exportador marginal de gas natural, para lo cual deberá asignar niveles de inversión suficientes, para la actividad exploratoria de sus cuencas gasíferas. Al inicio de la explotación de yacimientos de aceite y gas asociado o de gas y condensado, se requiere impulsar la realización de los proyectos para la explotación del gas, de tal manera que su aprovechamiento se inicie junto con la producción del aceite. Por cuestiones de mercado y de regulaciones ecológicas, México debe aspirar a un aprovechamiento de gas producido del 99%. Esta debe ser una premisa obligada en todos los proyectos que se realicen para la construcción de infraestructura para explotación de yacimientos de gas. Otra premisa importante en todo proyecto que tenga que ver con los procesos de exploración y explotación de yacimientos gasíferos, debe ser la incorporación de tecnología de vanguardia.
Figura 6.1. DMANIJA VS OFÉRTA DE GAS RESIDUAL 7.000
5.000
4,000
1.000
8
1995 1996 1997 1998 1898 2000 2001 2002 2003 2004 2005
5.4. Capacidad de Proceso Los planes de desarrollo de la industria procesadora del gas natural
contemplan un crecimiento armónico con sus fuentes de abastecimiento y enfocado hacia los mercados de consumo.
Se tiene contemplado un incremento en la capacidad de endulzamiento y criogénicas en el sureste del país, que contempla: • La rehabilitación de plantas en el complejo procesador de gas Cactus. • El incremento de capacidad en los complejos Nuevo Pemex y Cd.
Pemex. • La construcción de un nuevo centro procesador de gas en el sureste
del país y otro más en la frontera noreste.
