Se espera que en estos días el gobierno federal, mediante el Centro Nacional de Control de Gas licite el campo petrolero Brasil, localizado en Tamaulipas, que operaba Pemex.
Que aumente el precio del gas natural en Estados Unidos es un motivo de preocupación para México porque tiene reservas de ese combustible, pero carece de capacidad suficiente para extraerlo del subsuelo y tampoco cuenta con un sistema de almacenamiento que le permita echar mano de inventario en casos de emergencia.
Para atender esas problemáticas hay al menos dos opciones: que continúen y crezcan los proyectos de exploración y extracción de gas para atender la demanda y construir nueva infraestructura para almacenamiento.
Sin embargo, también está puesta sobre la mesa una alternativa usada en otros países, pero nueva en México: usar cavernas o yacimientos abandonados o explotados para almacenar gas natural.
De hecho, se espera que en estos días el gobierno federal, mediante el Centro Nacional de Control de Gas (Cenegas) licite el campo petrolero Brasil, localizado en Tamaulipas -que operaba Petróleos Mexicanos y que fue declarado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) con las condiciones técnicas para ser utilizado como yacimiento almacenador de gas natural.
El Comisionado de la CNH, Gaspar Franco, considera que México debe generar acciones que permitan anticiparse a una crisis de gas. El precio se ha elevado en los últimos meses por el alto consumo de este energético en Estados Unidos, pero, el verdadero problema surgiría cuando el país vecino se negara a vendernos ese producto, opina.
Necesitamos garantizar la seguridad energética de México y una opción viable es evaluar la factibilidad de los más de 700 campos petroleros, que algunos de ellos pudieran ser catalogados como agotados y otros en los que de acuerdo con sus condiciones geológicas permitirán el almacenamiento de gas, precisa.
Los campos clasificados como agotados son aquellos cuyo volumen de petróleo o gas ya no es relevante o no es rentable económicamente extraerlo.
La administración federal tiene como tarea definir cuáles campos y yacimientos petroleros son susceptibles para utilizarse como almacenamiento de gas y realizar los cambios legales necesarios para determinar que el gas inyectado en esos campos por particulares o Pemex será propiedad de esos terceros que contraten capacidad de almacenamiento, porque la Constitución establece que los hidrocarburos localizados en el subsuelo son propiedad de la Nación.
Por otro lado, se tendría que hacer una medición adecuada y muy controlada de los volúmenes de gas que se inyecten a los campos, porque cuentan con remanentes de hidrocarburos y la inyección genera presión, lo cual mejora la recuperación de petróleo y/o gas.
De manera adicional, la administración federal tiene que garantizar que los campos agotados no tienen continuidad geológica, a fin de evitar que el gas inyectado se filtre hacia otros campos y no se pueda recuperar una vez que el almacenador decida utilizarlo.
Como vemos, los yacimientos que pudieran servir como almacenadores de gas son una alternativa, pero su utilización debe ser cuidada con esmero para evitar disputas comerciales con los contratantes del servicio, según Forbes.
Durante 2017, Petróleos Mexicanos (Pemex) logró una producción promedio de crudo de un millón 948.5 mil barriles diarios, por encima de la meta fijada para el año pasado por la empresa petrolera.
Y es que de acuerdo con el Plan de Negocios de Pemex, para el año pasado estimó una producción de un millón 944 mil barriles por día, por lo que superó en 4.5 mil barriles su proyección.
Para 2018, la empresa productiva del Estado espera cerrar con una producción de dos millones seis mil barriles de petróleo diarios, mientras que para 2021 llegaría a los dos millones 196 mil barriles de petróleo.
Para incrementar la producción, el plan de Pemex considera un agresivo programa de farmouts o asociaciones estratégicas que eleve la producción en 15 por ciento; además de campos que son rentables para el país pero, que con condiciones económicas más favorables, serían rentables para Pemex después de impuestos.
“Se comparte la recaudación incremental proveniente del aumento en producción por farmouts entre Pemex y el Gobierno Federal. En este escenario aumenta la recaudación en términos reales del gobierno y mejora el flujo de Pemex”, expone el documento.
Asimismo, señala que el reto es reemplazar la caída de la producción de campo Cantarell, estabilizar la producción y eventualmente incrementar la plataforma de manera rentable, segura y sustentable.
Para diciembre de 2017, el proyecto con mayor producción fue Ku-Maloob-Zaap, al reportar 810 mil barriles, seguido por Chuc con 165 mil barriles, mientras que Cantarell ocupó la tercera posición con 134 mil barriles, publicó Cuarto Poder.
La petrolera Pemex, la mexicana, quiere expandir sus operaciones en otros sectores energéticos. Un nuevo Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos es la meta de la empresa para este 2018.
La información la ha dado a conocer Carlos Medina, director general de Petróleos Mexicanos (Pemex). El ejecutivo sostendrá esta semana encuentros con directivos de empresas del sector energético.
Entre ellos Chevron, Lukoil, Shell, BP, Petronas, Ecopetrol y Hunt Oil.
Asimismo se dialogará sobre los retos y la expansión de la estatal mexicana. Como tal dicho encuentro será en la ciudad de Davos, Suiza. En Suiza se lleva a cabo actualmente la 48 Reunión Anual del Foro Económico Mundial.
El Plan de Negocios de Petróleo Mexicanos es la principal propuesta a debatir en estos encuentros. Así como las acciones que se llevan a cabo para que la empresa sea más rentable y eficiente.
Además se debatirá sobre las experiencias para mejorar el entorno en en marco de transformación. De manera que en estos puntos es imperativo manejar el tema del medio ambiente de manera sustentable.
Estos encuentros se enmarcan dentro de la estrategia de Petróleos Mexicanos para establecer alianzas en todas las líneas de negocio.
La petrolera Pemex, en su prospectiva 2017-2031 establece que la reversión de la declinación en la producción petrolera en México dependerá prácticamente en su totalidad de la actividad de privados en nuevos descubrimientos.
De manera que Pemex seguirá siendo el mayor productor petrolero nacional en los próximos 15 años. Sin embargo mantendrá las caídas productivas sin la participación de terceros.
Para que esto se lleve a cabo se dependerá directamente de las reservas encontradas por la petrolera hasta ahora. Solamente aumentará a 1.938 millones de barriles diarios en el 2019 para reiniciar la caída hasta 1.615 millones de barriles diarios en el 2021.
Esto es si se elevase hasta 1.780 millones de barriles diarios en el 2031. El otro escenario es el máximo y contempla exploraciones aceleradas principalmente de privados solos o en asociación con Pemex.
Con ello plantea incrementos en la producción que llegan a 1.988 millones en el 2018, a 2.059 millones de barriles en el 2019 y hasta 3.252 millones de barriles en el 2031, confirmó Energía 16.
