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¿Qué le hace falta al Sector Energético?

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*Entrevista para la televisión en el programa Ecos Sociales.
La nueva estrategia para el desarrollo del Sector Energético de nuestro país, demanda el esfuerzo coordinado de todos los actores de la industria petrolera, principalmente de Pemex quien ha iniciado una nueva era, que busca alcanzar objetivos ambiciosos y bien definidos, entre ellos:

  1. Dar a Pemex los recursos económicos y el espacio presupuestal suficientes, lo que no fue posible en los últimos 4 años, con el fin de re-posicionarla como una verdadera empresa productiva del estado mexicano, que se convierta en el motor que impulse el desarrollo económico de nuestro país, a través de la inyección de un presupuesto de operación que le asigne los recursos necesarios para alcanzar el objetivo prioritario de la nueva administración, que encabeza el Presidente López Obrador.
  2. Incrementar la plataforma de producción de manera rentable, segura y sustentable, para revertir y reemplazar la caída de la producción por la declinación del que fuera el mega yacimiento Cantarell, e invertir recursos suficientes en exploración y en el desarrollo de los yacimientos descubiertos en los últimos años, los que por restricción presupuestal no se desarrollaron hasta ahora, para lo cual el gobierno nacional ha comprometido 75 mil millones de pesos de recursos frescos en adición a los ya presupuestados.
  3. Se busca privilegiar la refinación de crudo, en lugar de exportarlo como se había venido llevando a cabo en los últimos 18 años, lo que demanda recursos del orden de 25 mil millones de pesos adicionales al año en mantenimiento y recuperación de la capacidad productiva mediante rehabilitación de la seis refinerías del sistema nacional de refinación, lo que demandará un aumento en la capacidad de producción de crudos ligeros, los que se se busca sean suministrados por los desarrollos de los yacimientos indicados atrás.
  4. Otro objetivo de grandes proporciones lo representa la construcción de la nueva refinería que ya se ha iniciado en dos bocas Tabasco y que según las estimaciones iniciales  entraría en operación dentro de tres años.

¿Quiénes pueden acercarse al Sector Energético?

En este nuevo esquema de trabajo deben concurrir en primer lugar los técnicos y personal especializado de Pemex, quienes deberán ejercer su liderazgo, pero también deben participar las empresas privadas tanto mexicanas como extranjeras que siempre han participado en los contratos de ingeniería y procura para la construcción de la infraestructura o para la perforación y mantenimiento de pozos es decir empresas especialistas en geociencias, en ingeniería, en perforación, en construcción y tendido de líneas de oleogasoductos, mantenimiento y reparaciones, y todos los servicios complementarios que demanda esta industria.

Lo que se requiere es llevar a cabo los procesos de selección de los proveedores y prestadores de servicios que suscriban los contratos respectivos mediante la utilización procedimientos efectivos, transparentes y simplificados para llevar a cabo en el corto plazo las obras y programas necesarios para incrementar la producción diaria de petróleo.

¿Cuál es la importancia del Sector Energético?

El sector petrolero de México ha sido tradicionalmente un motor para el desarrollo económico de México, su contribución al producto interno bruto ha sido fundamental, pero para estar en posibilidad de alcanzar los grandes objetivos de la nueva administración, que es llegar a cifra récord de 3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente diariamente, se requiere dotar a Pemex de los recursos presupuestales que ya ha anunciado el Presidente Lopez Obrador, tanto en las áreas de producción como en la refinación, pero yo considero que además se debe revisar el régimen fiscal de Pemex para hacerla rentable, sustentable y segura en su operación.

De no hacerse ajustes en la operación de Pemex. ¿Qué pasaría?

Se pondría en peligro la estrategia económica del nuevo gobierno, los programas asistenciales que ya se han anunciado, es decir no hay otra opción, o se fortalece nuevamente a Pemex mediante la inyección de recursos y alivio fiscal que no se le dieron en el pasado. No hacerlo significa poner en riesgo la sustentabilidad de Pemex en el mediano y largo plazo, ante la declinación de las reservas por falta de exploración y desarrollo, y en refinación llevaría a continuar el deterioro de la capacidad de producción de gasolina y diesel por falta de mantenimiento preventivo, sumado al riesgo de accidentes operacionales.

 

Descubren yacimientos con potencial de 180 millones de barriles de crudo

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José Cardenas / Excélsior / 9 octubre

 

Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció hoy el descubrimiento de dos yacimientos en el Golfo de México con potencial para incorporar 180 millones de barriles de crudo a las reservas del país.

Manik, con un potencial de 80 millones de barriles, se encuentra a 102 kilómetros de Ciudad del Carmen, Campeche.

Mulach, con un potencial de 100 millones de barriles, se ubica a 17 kilómetros de Paraíso, Tabasco.

El director general de Pemex, Carlos Alberto Treviño, celebró que estos descubrimientos “van a brindar a la siguiente administración una buena plataforma para contribuir a la riqueza de Pemex y de México”.

 

José Cardenas / Excélsior / 9 octubre

 

Recuperación mejorada puede duplicar reservas petroleras

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Karol García

«En promedio nacional, el volumen de petróleo contenido todavía en los yacimientos es de 76.2% en comparación con el volumen original, mientras que queda 83.2% del gas original que no ha sido extraído. De ahí que en México existe todavía la posibilidad de producir 11,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente mediante técnicas de recuperación mejorada. Esto es más del doble de las reservas probadas actuales, que son de poco más de 9,000 millones de barriles.

A nivel global, sólo entre 10 y 25% de los hidrocarburos contenidos en los yacimientos es extraído utilizando las fuerzas primarias (la presión natural que con las perforaciones desplaza la materia impulsándola a salir). Para que el resto de los hidrocarburos logren llegar a la superficie, se requiere de técnicas mecánicas, como presión o calentamiento, o inyección de químicos en forma líquida o gaseosa, denominadas técnicas de recuperación secundaria o mejorada.

De acuerdo con los análisis de quien fuera comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Édgar Rangel, el investigador más respetado en el tema en nuestro país, QEPD, el factor de recuperación en México se estima en 15% mediante fuerzas primarias.

Certificación de reservas

Pablo Zárate, director del centro de análisis Pulso Energético de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), explicó a El Economista que para potenciar la recuperación secundaria (EOR, por su sigla en inglés, mediante presión adicional) o recuperación incentivada IOR (en inglés, mediante inyección de químicos) se requiere de la decisión integral de llegar a esta etapa desde el arranque de los planes de exploración y desarrollo.

“Lo más importante en este tema es que efectivamente la recuperación mejorada puede añadir reservas que incrementan el valor de los activos de una empresa o de un territorio”, explicó.

Aunque en cada caso, la aplicación de técnicas de EOR y IOR para la producción comercial de hidrocarburos depende de la factibilidad económica para que el costo del barril no se eleve por encima del precio internacional.

Por tanto, la CNH podría incluir en el futuro la obligación de incluir estos planes dentro de los que deben presentar los contratistas desde que toman posesión de los yacimientos en los contratos de las rondas de licitación, por ejemplo.

Además, flexibilidad en los esquemas de asociación por etapas, que permitan añadir socios especializados en la exploración, que dejen el consorcio en la etapa del desarrollo, para que luego se integren los especialistas en recuperación mejorada al final de la etapa productiva, puede ser una forma de hacer factible la aplicación de estas tecnologías.

Cantarell

Según la investigación del 2005 liderada por Edgar Rangel, Cantarell había producido, hasta aquel entonces, poco más de 13,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Al actualizar la información hasta el 2016, Cantarell ya ha producido 14,500 millones de barriles de petróleo y 9,000 millones de pies cúbicos de gas.

Pero, de acuerdo con cifras la CNH, Cantarell contuvo originalmente 38,800 millones de barriles de petróleo y otros 18,000 millones de pies cúbicos de gas. Es decir, más de la mitad de los recursos de Cantarell siguen bajo tierra, a pesar de que el gigante ha sido protagonista de notorios esfuerzos por recuperar los recursos y mantener la presión del yacimiento, mucho más allá de lo que la presión natural del yacimiento hubiese permitido, como detalló Grecia Ramírez en su más reciente artículo publicado por Pulso Energético.

Cinco puntos para impulsar la recuperación mejorada:

    Acceso a los yacimientos: Para las compañías es básico conocer la forma en que pueden acceder a los yacimientos, definir la aplicación de tecnologías y planear la explotación del campo de forma integral.

    Aprovechamiento conjunto de infraestructura: El acceso a estos ductos, baterías de separación y medidores, entre otra infraestructura, es esencial para las empresas que buscan elevar el factor de recuperación de hidrocarburos en los campos.

    Términos fiscales correctos: En el desarrollo de los yacimientos, el Estado puede considerar la aplicación de incentivos fiscales que hagan económicamente viables los proyectos.

    Transición simplificada: En el mundo, distintas empresas arrancan el desarrollo de un proyecto y, cuando llegan al límite de su interés para explotarlo porque requieren nueva tecnología, suelen transferir los derechos a otra compañía.

    Tiempos regulatorios apropiados: La presentación de documentos como los planes de evaluación y de desarrollo ocurre en muchos casos al mismo tiempo en periodos de tiempo complicados de cumplir para las empresas que toman la operación de campos que ya están en desarrollo.»

Abr 23, 2017 | 22:40

El Economista

 

La nueva regulación para Exploración y Extracción en Yacimientos No Convencionales en Tierra

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El pasado 16 de marzo de 2017, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF), las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Exploración y Extracción en Yacimientos No Convencionales en Tierra (DACGS-YNC), a través de las cuales la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA) establece la regulación para que estas actividades se lleven a cabo bajo las mejores prácticas y estándares internacionales, con el objetivo de proteger a las personas, las instalaciones y el medio ambiente.

 

Un yacimiento es una acumulación natural de hidrocarburos en rocas del subsuelo, cuyas características físicas permiten su flujo bajo ciertas condiciones. Cuando dicha acumulación se realiza en rocas generadoras o en rocas almacén compactas (lutitas y esquistos), estamos ante un yacimiento no convencional, en el que la exploración y extracción de petróleo y gas es de mayor complejidad y requiere de técnicas y metodologías especiales.

 

La técnica más conocida para lograr la extracción en yacimientos no convencionales (que se caracterizan por ser de baja permeabilidad y baja porosidad) es el fracturamiento hidráulico (fracking), técnica inventada por el estadounidense George Mitchell y utilizada por primera vez en 1997, la cual consiste en inyectar agua, reactivos químicos y arena para liberar gas natural y petróleo[2].

 

De acuerdo con las estimaciones de Energy Information Administration (EIA) del Departamento de Energía de Estados Unidos, correspondientes a 2015, México cuenta con reservas técnicamente recuperables de recursos no convencionales de 545 billones de pies cúbicos de gas y 13.1 mil millones de barriles de petróleo crudo , lo que ha significado para nuestro país la oportunidad de continuar satisfaciendo la demanda creciente de petróleo y gas, ante la tendencia decreciente en la producción de recursos convencionales.

 

En este contexto, uno de los aspectos de mayor importancia es lograr el aprovechamiento de este tipo de recursos, con la participación de la iniciativa privada, toda vez que se trata de una actividad de altos costos y riesgos.

 

De hecho, uno de los aspectos más controversiales de las técnicas para extraer recursos no convencionales se refiere a los daños que puede causar al medio ambiente.

 

Por lo anterior, los operadores deberán minimizar los riesgos tan bajo como sea posible y llevar a cabo sus actividades con base en los estándares que se establecen en el Anexo I de las DACGS-YNC.

 

En caso de causar daños al medio ambiente, a personas y/o a instalaciones, deberán repararlos y/o compensarlos, bajo el entendido de que el Sector Hidrocarburos opera bajo el principio del “riesgo creado” y los operadores son responsables por los daños que causen con sus actividades.

 

De ahí que las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen las reglas para el requerimiento mínimo de Seguros a los Regulados que lleven a cabo obras o actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, tratamiento y refinación de petróleo y procesamiento de gas natural, publicadas en el DOF el 23 de junio de 2016, señalen también la obligación de contar con seguros con las coberturas de Control de Pozos, Responsabilidad Civil y Responsabilidad Ambiental, a fin de que los operadores cuenten con los recursos necesarios para reparar los daños o perjuicios ocasionados con sus actividades.

 

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[1] Artículo 2, fracción XLIV de las DACGS-YNC.

[2] http://petroquimex.com/PDF/NovDic2016/GEOGRAFIA-DE-LOS-RECURSOS-NO-CONVENCIONALES.pdf

[3] Fuente: Energy Information Administration, Technically Recoverable Shale Oil and Gas Resources, Mexico, Washington, September, 2015, p. 11-1.

El petróleo mexicano comienza su recuperación con nuevos hallazgos

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José Antonio González Anaya, director de Petróleos Mexicanos (Pemex), no puede ocultar su entusiasmo por los hallazgos de nuevos campos que le van a aportar producción «fresca» de crudo y gas a México, pero es cauto y reconoce que «esto no resuelve el problema de Pemex, pero es un muy buen principio».

En entrevista con El Universal, el funcionario señala que los seis descubrimientos «hay que tomarlos poco a poco, pero demuestra que Pemex está trabajando para materializar el potencial que se tiene en el Golfo de México».

«Hoy tenemos a Trión, cuyas reservas ascienden a 485 millones de barriles de crudo y ahora también a Nobilisi-1, con 160 millones, aunque soy optimista y es posible que ese número pueda aumentar, no sabemos cuánto y en qué momento, pero es posible porque no hemos terminado los trabajos», detalló.

La importancia de los descubrimientos y de la licitación de Trión para encontrar socio de Pemex, radica en que se está «configurando una serie de activos en Perdido, cerca de los límites marítimos con Estados Unidos, que van sumando importancia en la incorporación de reservas». Lo malo, enfatizó el director de Pemex, es que desarrollar este campo como Trión, «va a llevar tiempo, y es posible que su producción se dé en seis o siete años».

Lo bueno, es que el otro pozo, Teca-1, que se localizó a 30 kilómetros entre Veracruz y Tabasco con reservas mas pequeñas, estimadas en 60 millones de barriles de crudo equivalente, aportará producción antes, «en un año y medio».

Al ser cuestionado sobre las limitaciones presupuestarias para desarrollar la infraestructura que necesitan estos nuevos activos, González Anaya comentó que «lo óptimo es hacerlo vía asociaciones y así es lo cómo lo estamos percibiendo. No es una particularidad de Pemex, porque cualquier empresa petrolera del mundo que se encontrara con esto también se asociaría».

Asociarse con otra empresa

Esta última es una de las razones del porqué las asociaciones son tan importantes, porque una vez concretadas «no entramos con todo el monto de inversión, va a ser sustancialmente menor y eso nos va a permitir desarrollarlo a una velocidad óptima». Hasta el 9 de septiembre, hay 10 empresas interesadas en asociarse con Pemex para desarrollar el pozo Trión. Están en la etapa de precalificación para obtener el contrato de exploración y producción que se licitará el 5 de diciembre.

Entre ellas, las gigantes estadounidenses Chevron y ExxonMobil; la británica BP; la angloholandesa Shell; la francesa Total, y la rusa Lukoil, entre otras. Sobre el proceso y el posible ganador, el funcionario comenta que «es un proceso competitivo, trasparente y nosotros vamos a trabajar con el que gane».

Además, debemos considerar el escenario que se abre con los nuevos descubrimientos para que estas empresas intensifiquen su presencia en México.

En torno al problema de la caída de la producción, el director de Pemex aseguró que el objetivo de la empresa es estabilizar la producción y con un eventual repunte.

Los escenarios aportados por la Secretaría de Energía (Sener), advierten sobre un derrumbe del 24.3 por ciento en los niveles de extracción durante los seis años del actual Gobierno, lo que significa que el país habrá dejado de producir 620,000 barriles diarios de promedio.

Para 2018, se espera que México produzca 1,925,000 barriles diarios, 3,000 barriles menos que la plataforma prevista para 2017. No obstante, el director de Pemex estima que para 2018, laproducción de la plataforma puede ser un mayor.

Objetivo 2020

Los analistas de la Secretaría de Energía también estiman, basándose en información que les proporcionaron Pemex y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que no habrá una recuperación en la actividad petrolera hasta 2020 y que a partir de 2021 pueden incorporarse los efectos asociados a los campos adjudicados en las licitaciones de las Rondas 1 a 4.

De hecho, consideran que para 2022 México producirá 2,600,000 barriles diarios, 675,000 barriles más que los niveles registrados en el último año de esta administración, lo que significa que la aportación de los campos asignados a Pemex y a las empresas privadas, con la apertura del sector promovida por la Reforma Energética, apenas van a servir para compensar la caída de la producción durante el periodo 2012-2018. Mas aun, la producción de crudo que se alcanzara en 2022, es similar a la que el país producía en 2009 (2,601,000 barriles diarios en promedio).

En cuanto a la producción que se espera alcanzar en 2022, González Anaya afirmó que en 2017 y 2018 van a tratar de estabilizar la plataforma y el descenso de los campos. También reconoció que si no se encuentran nuevos yacimientos, la producción caerá porque campos como Cantarell y Ku-Maloob-Zaap están bajando rápidamente, «entonces para mantener la plataforma debes de tener producción incremental cada año, barriles frescos, y esto se va haciendo cada vez más difícil, pero nuestro objetivo es esta- bilizar la producción con perspectivas positivas hacia delante».,

En cuanto al futuro de la empresa, González se muestra seguro: «Yo veo un Pemex fuerte, eficiente, transparente, que fomente el sector energético y el desarrollo del país y que continúe siendo la empresa emblemática del país, pero que ya no va a ser la única».

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Fuente: El Economista