Gas Natural

1. Hipotesis

El propósito de este trabajo es demostrar que el gas natural ha sido durante décadas un subproducto indeseable de la industria del petróleo del que había que deshacerse quemándolo a la atmósfera. Fue así que cambiamos una enorme riqueza nacional por contaminación y calentamiento global.

Aun hoy en día, la política nacional sobre el gas natural es contradictoria, ya que a pesar de tener muy bajas reservas de este recurso, se pretenden obtener producciones record para exportarlo, mientras que en muchos pozos se sigue desperdiciando.

Por otro lado, el consumo nacional ha rebasado ya a la producción y México ha pasado de ser un país con excedentes de gas a ser cada vez más deficitario. Los Estados Unidos, que pretendían importar gas mexicano, se encuentran conque México se ha vuelto un importador de gas estadounidense, creándose una crisis regional por la falta de este energético.

2. Antecedentes

El gas natural como producto comercializable es básicamente gas metano, el más ligero de los hidrocarburos, aunque cuando sale del pozo viene combinado con múltiples compuestos que deben ser retirados. En la industria del petróleo se distinguen diferentes tipos de gas y componentes:

Es el gas que sale junto con el petróleo crudo. La mayor parte del gas natural producido en México es de este tipo.

Es el gas que proviene de campos que no contienen petróleo. El principal campo productor de gas no asociado es la cuenca de Burgos en el norte de Veracruz.

Uno de los compuestos mas nocivos que tiene el gas al salir de los pozos es el ácido sulfhídrico, H₂S, el cual provoca corrosión de los equipos metálicos que entran en contacto con el gas, por lo que es necesario separar este compuesto. Al gas que aun contiene ácido sulfhídrico se le llama gas amargo.

El gas sin el H₂S

El gas que aun contiene productos condensables a través de procesos criogénicos y de compresión.

El gas al que se le ha retirado los condensables.

El gas natural al que se le ha conseguido licuar a través de temperaturas muy bajas (-162 °C). Así es posible transportarlo en barcos desde lugares donde sería incosteable construir gasoductos ya que el metano en forma líquida ocupa 1/600 del volumen que ocuparía en estado gaseoso No debe confundirse con el gas licuado del petróleo (GLP) el cual son propanos y butanos condensados a temperaturas relativamente bajas. Actualmente existen los proyectos de crear terminales de importación y regasificación de gas natural licuado en Altamira, Lázaro Cárdenas y en Baja California por parte de la iniciativa privada.

Los productos condensables que se dividen en etano; gas licuado (GLP) que consiste básicamente de propanos y butanos; y gasolinas naturales, que son pentanos y hexanos.

 

El gas natural puede tener, además, contaminantes tales como vapor de agua (condensable), nitrógeno, oxígeno y muchos otros compuestos.

 

El peso del gas natural pude ser medido cuando está comprimido en tanques, pero no así cuando fluye por ductos, por lo que es común medirlo en millones de pies cúbicos estándar (es decir, a una atmósfera de presión y 15 grados Celsius) o metros cúbicos normales (a una atmósfera de presión y 0 grados Celsius). Sin embargo, la calidad del gas se mide por su calor de combustión, que es la cantidad de energía que libera al quemarse completamente para formar bióxido de carbono y agua. El calor de combustión se expresa en kilojoules/kilogramo. Mientras mas alto sea el calor de combustión, mayor será el precio del gas. El poder de combustión puede variar por los contaminantes que pueda traer el gas, especialmente el nitrógeno. Por esta razón en comparaciones internacionales es preferible comparar las producciones internacionales en unidades de calor (terajoules) y no de volumen.

 

El gas natural no sólo se obtiene al momento de extraerlo del pozo. El petróleo crudo contiene gran cantidad de gas disuelto que se va liberando cada vez que este es destilado, descomprimido o calentado.

2b. Proceso del gas natural

El proceso del gas amargo obtenido como gas asociado en pozos de petróleo tanto en mar como en tierra firme es el siguiente:

El petróleo crudo que sale del pozo es enviado a un tanque tipo salchicha donde se le reduce la presión que trae. Adentro del tanque se permite que se separe en fase liquida y fase vapor. La fase liquida (el crudo) es bombeado hacia un separador de segunda etapa.

La fase vapor (gas asociado) es comprimida para ser enviado por ducto. Al comprimirse, se empiezan a condensar los compuestos mas pesados. El líquido viaja por el ducto junto con el gas a velocidades muy altas, formando tapones o slugs. Tras recorrer kilómetros de ducto, el gas necesita ser recomprimido, pero primero se le hace pasar a otra salchicha llamada slug catcher (atrapador de tapones). El gas es recomprimido y enviado nuevamente por ductos a la siguiente estación de compresión o de endulzamiento. Si esto ocurre costa afuera, es necesario construir plataformas intermedias de recompresión

Igual que el gas asociado, el crudo bombeado va perdiendo presión y requiere ser rebombeado. Al perder presión se van liberando los gases disueltos, de modo que antes de ser rebombeado nuevamente es inyectado en un tanque tipo salchicha donde se permite que se le separe el gas asociado. El gas recuperado es entonces comprimido para ser enviado por ducto a la planta de endulzamiento.

El gas es sometido a un proceso donde se atrapa el ácido sulfhídrico en dietanol amina. La dietanol amina posteriormente es tratada para recuperar el azufre sólido.

Cada vez que el gas es comprimido, se calienta, con lo que cada gramo de gas ocupa más pies cúbicos. Para aprovechar al máximo la capacidad de los compresores y sistemas de almacenamiento, el gas no solo debe ser comprimido sino además enfriado, por lo que se requieren plantas criogénicas donde además se puede condensar parte del nitrógeno y oxígeno y otros contaminantes. Las plantas criogénicas se usan en México para remover los contaminantes y no para crear gas natural licuado.

El gas natural debe ser almacenado a alta presión en esferas o domos salinos. México no tiene aún instalaciones de almacenamiento de gas ni mucho menos de gas natural licuado.

2c. Importancia

El gas natural es el combustible más limpio que se puede obtener a excepción del hidrógeno, ya que sus productos de combustión--bióxido de carbono y agua-- son reciclables por la misma naturaleza. El gas natural, además, se puede usar para mantener la vida de los pozos petroleros, mover equipo y transformarlo en productos de mayor valor agregado.

Soltado a la atmósfera, sin embargo, el metano es un gas invernadero que ha contribuido al paulatino calentamiento del planeta. Aunque las fuentes naturales de emisión de metano a la atmósfera son muchas, principalmente la descomposición de los organismos muertos en biogás, las fugas de gas y venteos de la industria petrolera, ya sean accidentales o intencionadas, son un crimen ecológico al que se le ha dado poca atención. Quemar el gas venteado, como ha sido la practica común, no es menos reprobable, ya que la combustión a tal escala no es completa, emitiéndose gran cantidad de monóxido de carbono, otro gas invernadero, y de una gran cantidad de calor.

2d. Usos

El uso más inmediato que se le puede dar al gas natural cuando no se tiene la infraestructura para recuperarlo es reinyectarlo al yacimiento a través de un pozo de inyección a fin de prolongar la vida de este. En Cantarell, que se encuentra ya en etapa de declinación, y donde se han quemado a la atmósfera millones de metros cúbicos de gas, se le inyecta al pozo nitrógeno, con lo que se está degradando la calidad del gas obtenido.

El siguiente uso que se le ha dado al gas natural es como fuente de calor para los mismos procesos de la industria petrolera, desde la extracción, donde a falta de energía eléctrica barata en las plataformas petroleras se usan turbinas de gas par mover las bombas, compresores y generadores de energía; como en las etapas de refinación del petróleo, proceso del gas y elaboración de petroquímicos, donde se usa el gas asociado que se va recuperando en cada paso de los procesos para alimentar las cargas térmicas que los mismos procesos demandan. Actualmente Pemex consume el 41% del gas producido.

El gas natural es el mejor combustible ya que si se logra una buena combustión no deja otros residuos que el CO2 y el agua. Además, hasta hace poco era sumamente barato, de modo que se le tenía que poner una cota a su precio para que este no fuera menor al precio del combustóleo.

El gas natural irá substituyendo gradualmente al combustóleo en la generación de energía eléctrica y en la industria: El consumo de combustóleo disminuyó de 475 mil barriles diarios en 2001 a 406 mbd en 2002, mientras que el gas natural aumentó de 1993 mmpcd en 2001 a 2434 mmpcd en 2003.

Combustible vehicular

Ya existen vehículos que usan gas natural comprimido en vez de gasolina. Aunque en México son muy pocos, esta es cada vez más una opción en países como Argentina, Brasil, Italia e India. Se prevé que dentro de algunos años, cuando las reservas de petróleo se estén agotando y las gasolinas sean muy caras, los automóviles usaran la tecnología de celdas de combustible, donde se quema hidrogeno para formar agua. La fuente mas barata todavía del hidrogeno es el gas natural.

2e. Reservas

En 1992, las reservas mundiales probadas alcanzan para mantener la producción actual durante 68 años, lo cual significa un aumento del 8% sobre los niveles del año anterior. Las principales reservas se encuentran en lo que antes era la Unión Soviética y el Medio Oriente, que tienen más del 70 % de las reservas mundiales.

Dependiendo de la metodología empleada para medir las reservas probadas, existen diferencias importantes en las estimaciones:

RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN LOS PRINCIPALES PAÍSES PRODUCTORES EN 2004.

2f. Producción mundial

Al ritmo actual de producción, sin contar los incrementos planeados, México tiene reservas probadas de gas natural para tan sólo 13 años, ya que a pesar de estar en el lugar 34 en reservas probadas, ocupa el 11 en producción de gas:

PRODUCCIÓN DE LOS PRINCIPALES PAISES PRODUCTORES EN 2004

millones de pies cúbicos diarios

Debido a que el transporte de gas natural se realiza generalmente a través de ductos, el comercio mundial de gas natural es mucho más local que el de petróleo crudo, ya que los ductos rara vez cruzan mares o traviesan largas distancias.

A diferencia del petróleo, el gas natural es un recurso hasta cierto punto renovable, ya que se puede obtener del biogás resultante de la descomposición natural de la basura y de la regasificación del coque. Sin embargo aunque estos procesos resultan rentables especialmente ante los altos precios de gas que últimamente se han registrado, los volúmenes obtenidos por estos medios son ínfimos comparados con los obtenidos en la industria del petróleo.:

3. Historia

Durante más de 20 años de explotación del complejo Cantarell, casi el 50 % del gas asociado se quemó justo a la salida de los pozos por falta de infraestructura para aprovechar integralmente el recurso. Aún hoy, cerca del 5% del gas natural producido por Pemex se quema a la atmósfera. Afortunadamente ha mejorado la tecnología de los quemadores. Antiguamente se usaban los llamados "quemadores de campo" que producían gran cantidad de contaminación. Estos dieron paso a los quemadores elevados, de los que ya existen nuevas versiones donde se mejora mucho la combustión, por lo que son llamados "quemadores ecológicos".

Gas quemado a la atmósfera

Durante muchos años se privilegió que las cargas térmicas de Pemex y de la CFE fueran alimentadas por combustóleo y no por gas natural ya que el primero es más difícil de disponer que del gas, el cual se quemaba sin más rastro que la contaminación del gas ácido.

Las primeras instalaciones para proceso de gas fueron la plantas de absorción de Reynosa (1956) y la de Cd. Pemex (1958), ambas con capacidad de 550 mmpcd. Siguió otra en La Venta en 1967 con capacidad de 200 mmpcd.

Las primeras plantas criogénicas fueron las La Venta y la de Pajaritos en 1972 de 182 y 192 mmpcd respectivamente. La tercera se construyó en 1974 en Cd. Pemex con 200 mmpcd de capacidad.

La primera endulzadora no fue construida sino hasta 1977 en Poza Rica con una capacidad de 300 mmpcd. Le siguieron las endulzadoras de gas No. 1 de Cd Pemex en 1981 y la No. 2 en 1982, ambas de 400 mmpcd. Las de de Nuevo Pemex, de la misma capacidad, se construyeron en 1984 y 1986 respectivamente. No fue sino hasta los años 90s donde se le empezó a poner atención al proceso del gas, pero para entonces yala mayor parte del producto había sido desperdiciada.

3b. Reestructura de Pemex

Con la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios de 1992, se crearon cuatro organismos subsidiarios, Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Petroquímica y Pemex Gay y Petroquímica Básica (PGPB). Este último organismo ha sido el encargado de recolectar el gas natural y el gas LP obtenido por los otros organismos subsidiarios en sus procesos, purificarlos y llevarlos a especificaciones comerciales para después distribuirlo y venderlo

3c. Desregulación del gas

En 1995, el gobierno de Ernesto Zedillo consiguió la aprobación para modificar la ley reglamentaria del artículo 27 de la Constitución a fin de permitir la participación del capital privado al transporte, distribución, almacenamiento y comercialización del gas natural, permitiendo el ingreso de capital extranjero hasta un 49 porciento, con lo que compañías como Enron, El Paso Energy, TXU, Gaz de France y Tractebel incursionaron en la industria energética mexicana.

Junto con la desregulación de Pemex, se decidió la venta de diversos ramales de la red de distribución de gas natural al sector privado con el compromiso de que los desarrollen y amplien. Hasta marzo de 2004 se habían otorgado 21 permisos a distribuidores

Información de las Distribuidoras y zonas geográficas de distribución
(Marzo 2004)

4. Marco regulatorio

En mayo de 1995 Ernesto Zedillo reformó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional para que el Estado retuviera la exclusividad del transporte y comercialización del gas natural en "primera mano". Al mismo tiempo, se emitió un "Reglamento del Gas Natural" donde se distingue entre transporte de gas natural, reservado al estado, y distribución del mismo, entendiéndose la distribución como el transporte del gas hasta el usuario final para usos diferentes al usar al gas como materia prima. En el mismo documento, se prohíbe la integración vertical de las funciones de transporte y distribución, incluyendo a Pemex.

De aquí se desprendieron varias conclusiones:

-Pemex NO puede venderle directamente a un consumidor final

-Pemex no puede operar redes de transporte Y distribución.

-Pemex debía desincorporar 885 km de su red final de ductos de distribución

4b. Contratos de Servicios múltiples

A falta de capacidad de inversión de Pemex en exploración y producción del gas, se idearon durante el sexenio del presidente Zedillo los controvertidos "Contratos de Servicios Múltiples" (CSM) los cuales contemplan la contratación de empresas privadas para llevar a cabo todos los servicios que se requieren para la construcción manejo y mantenimiento de nueva infraestructura para la producción de gas.

Pemex aduce que los CSM son contratos de obras públicas sobre la base de precios unitarios que cumplen con las leyes mexicanas, y que simplemente agrupan en un solo contrato los servicios que PEMEX siempre ha contratado a terceros y que el contratista recibe un pago fijo por las obras realizadas y los servicios prestados ya que no participan en el riesgo ni en las ganancias. Efectivamente todas las actividades que se incluyen en otros contratos Pemex las ha estado subcontratando en los últimos años, tanto en actividades relacionadas con gas como con petróleo, sólo que ahora una sola compañía lleva a cabo todas las actividades y a diferencia de los contratos normales que tienen una duración de uno o dos años estos pueden durar hasta 20 o más.

Según las previsiones de los contratos, todo el equipo usado y el producto obtenido pasan a ser propiedad de Pemex. En la práctica, la exploración, la construcción de las plataformas marinas, la perforación de los pozos, su operación y mantenimiento, así como su tripulación son efectuadas por la compañía contratista. Lo único que cambia son los logotipos. Incluso es factible según estos contratos que los gasoductos que llevan a tierra el gas ya sean propiedad de la empresa constructora y no de Pemex, ya que ya se ha desregulado el transporte y distribución de gas. Con los contratos de servicios múltiples, se permite que empresas privadas inviertan en la perforación y producción de los yacimientos de gas en la cuenca de Burgos, substituyendo a Pemex en actividades que se consideraban de su exclusiva competencia. Así, por ejemplo, la compañía canadiense Precision Drilling obtuvo un contrato para perforar 300 pozos en esa zona.

5. Pemex Gas

Pemex Gas y Petroquímica Básica es el Organismo que realiza el procesamiento, transporte y venta del gas natural y sus líquidos. Comercializa el gas natural, el etano, el propano y el gas LP.

Con excepción de 1999 dode tuvo pérdidas operativas, el organismo ha operado con números negros

Complejo de Cactus. Tras el accidente de julio de 1996

Complejo de Nuevo Pemex

Complejo de Ciudad Pemex

Complejo de Poza Rica

Complejo de Matapionche

Complejo de Ciudad Pemex

Complejo de Ciudad Pemex

Sistema Nacional de Gasoductos

Filiales para comercialización

5b. Empleo

Al 31 de diciembre de 2002 PGPB tenía 12167 plazas, de las cuales 11501 eran definitivas y 666 temporales.

5c. Producción

La producción en 2004 alcanzó los 3715 mmpcd. Actualmente Pemex es el decimoprimer país productor de gas en el mundoS sin emargo Pemex autoconsume 1,800.3 mmpcd (41.8 %), la mayor parte de los cuales la absorbe PEP, con el 61 por ciento, seguido por la propia PGPB con el 12 por ciento, PEMEX Petroquímica (PPQ) y PR con el 12.5 y 12 por ciento, respectivamente. Quedando para venta a CFE y el resto de las empresas, siendo necesario importar el remanente.

5d. Consumo

Luego del autoconsumo de la industria petrolera, el siguiente gran consumidor de gas natural es la generación de energía eléctrica, y México no es la excepción, ya que en 2002 consumía en este fin el 32% de la producción y actualmente:

_{El consumo de gas para electricidad representa el 51% del gas disponible. El consumo para usos industriales representa el 36.4% y el doméstico el 10.5%}

5e. Importación

Actualmente Pemex importa un millón de pies cúbicos de gas natural diarios, con un valor anual de unos 1700 millones de dólares. La dependencia cada vez mayor de México en materia de importación de gas obliga a evaluar su vulnerabilidad económica ante incrementos súbitos de precios del gas ocasionados por desequilibrios recurrentes la oferta y la demanda regionales. México incrementará sus importaciones netas de 586 mpcd en 2002 a 3800 mpcd en 2006.

Sin embargo Estados Unidos a su vez es fuertemente deficitario en gas natural, por lo que ambos países deberán importar gas natural licuado de otras regiones.

Es así que en la visita que recientemente hiciera el presidente Fox a Rusia, se firmara un acuerdo para importar de Sajalin a México 37 millones de toneladas de GNL durante 20 años a partir de 2008. Una parte de ese gas se reexportaría a Estados Unidos.

5f. Precios

El precio del gas natural que vende PGPB está basado en el costo de oportunidad de venderlo en el mercado del sur de Tejas y considera un "netback" de importación. Esto hace que el precio sea altamente volátil, pues ha aumentado cerca de 200% de enero de 200 a junio de 2005:

El precio en Tejas, sin embargo, es el más alto del mundo, de ahí la conveniencia de traerlo desde más lejos:

6. Iniciativa Privada

Como consecuencia de la participación privada en el desarrollo de infraestructura de gas natural, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ha otorgado 112 permisos de transporte y distribución hasta octubre de 2001. Del total de estos permisos, 105 están vigentes y representan compromisos de inversión superiores a 2.3 mil millones de dólares por parte de empresas líderes en desarrollo de infraestructura energética de Bélgica, Canadá, España, Estados Unidos, Francia y México para construir y operar más de 39.7 mil kilómetros de gasoductos. En lo relativo a permisos vigentes, 15 corresponden a transporte para el servicio público, 69 a transporte para usos propios y 21 de distribución de gas natural.

7. Escenarios a futuro

Las inversiones que el gobierno tiene planeadas para el gas natural contemplan la participación tanto de Pemex, la CFE y de las compañías privadas. Esto incluye las diferentes plantas de regasificación, centros de almacenamiento y nuevos ductos.

Las inversiones de Pemex sobre todo estarán destinadas a reponer las reservas y aumentar la producción. Se estima que se requiere de una inversión mínima de 10 000 millones de dólares anuales a partir del 2006 para mantener estable el nivel de importaciones con lo cual se desarrollaría lo actualmente explorado y de 15000 millones de dólares anuales para desarrollar los recursos prospectivos, esto es, reservas aún no probadas, con lo cual disminuirían las importaciones hasta un mínimo en el 2017 para después volver a aumentar gradualmente:

8. Conclusiones

El país ha apostado a desarrollar --demasiado tarde-- un infraestructura para el desarrollo del gas natural cuando las reservas propias de este hidrocarburo son escasas y no se ven visos de aumentarlas substancialmente en el corto plazo, por lo que se considera ya la importación de regiones remotas tales como Indonesia, Perú, Bolivia y Sajalin.

Algunas voces dentro de Pemex como el Ing. Felipe Ocampo sugieren que se siga quemando combustóleo en las plantas de la CFE en vez de convertirlo en gasolinas a través de procesos de fondo de barril.

En realidad no existe una respuesta global, sino que se requiere incluir en los estudios de costo beneficio de las plantas destructoras de combustóleo para valorar el efecto del incremento en la demanda del gas natural.

9. Bibliografía

"Prospectiva del gas natural 2000-2009"
Secretaría de Energía, 2001

"Perfil energético de América del Norte"
Secretaría de Energía, 2002

"Informe de Labores"
Secretaría de Energía, 2003

Dionisio Pérez Jácome
"Retos de la Regulación Económica en Gas Natural y Gas LP"
presentación 22 de junio de 2005
Comisión Reguladora de Energía

Fernando Elizondo Barragán
"Una Perspectiva General de la Energía en México"
presentación abril 2005

Periódico Reforma

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