Presentation by Jesús Serrano Landeros, Commissioner at the Regulatory Energy Commission, at the II Competition and Regulation Forum: “Reaching for market efficiency” which took place in Mexico on 9-10 January 2018. Further information is available at www.oecd.org/gov/regulatory-policy/.
Este documento presenta varias clasificaciones geomecánicas para evaluar la calidad de las rocas y macizos rocosos. Describe el Índice de Calidad de las Roca (RQD), la Clasificación de Bieniawski (RMR), la adaptación de Romana (SMR), el Índice Q de Barton y el índice de resistencia geológica GSI. Cada clasificación asigna valores numéricos a parámetros como la resistencia de la roca, fracturación, condición de las discontinuidades y presencia de ag
CAMBIO DE EXPLOSIVO PARA REDUCIR COSTOS POR TONELADA EN MINERIA A TAJO ABIERTOnelsonjuan
La emulsión gasificada reemplaza ventajosamente al ANFO pesado y al nitrato de amonio en las voladuras mineras, reduciendo los costos por tonelada en hasta un 18% y mejorando la seguridad y el impacto ambiental al eliminar materiales peligrosos. La emulsión se gasifica dentro de los taladros, disminuyendo su densidad y permitiendo ampliar la malla de perforación.
Calculo de reserva para yacimientos de gasUlise Alcala
Este documento describe los métodos para calcular las reservas de gas en yacimientos. Explica que las reservas son el volumen de gas que puede extraerse de forma rentable a lo largo de la vida del yacimiento. Luego detalla cuatro métodos para estimar las reservas: método volumétrico, balance de materiales, curvas de declinación y simulación numérica. Finalmente, presenta las ecuaciones clave para calcular las reservas iniciales de gas usando el método volumétrico para yacimientos de gas seco, condensado y h
Este documento describe el procedimiento para determinar la distribución de partículas de un suelo mediante tamizado. Incluye detalles sobre el equipo necesario como tamices y balanzas, así como los pasos para preparar la muestra, tamizarla y calcular los porcentajes retenidos y que pasan a través de cada tamiz.
Este documento describe el método del densímetro nuclear para determinar la densidad y humedad de los suelos en el campo sin necesidad de extraer muestras. Explica que el equipo utiliza fuentes radiactivas y detectores para medir la densidad mediante la transmisión o retrodispersión de rayos gamma, y la humedad mediante la termalización de neutrones. También detalla los procedimientos para la preparación del terreno, colocación del equipo, y medición de parámetros como la densidad húmeda, densidad seca y porcentaje
UNIDAD 2 EXPLORACIÓN Y MUESTREO DE SUELOS(1).pdfREYESSOTOROGELIO
Este documento describe diferentes métodos de sondeo y muestreo de suelos, incluyendo pozos a cielo abierto, perforación con posteadora, barrenos helicoidales, sondeo de penetración estándar y sondeos de penetración cónica. También cubre métodos de muestreo definitivos como sondeo con tubo de pared delgada y sondeo rotatorio para roca. Por último, discute la conservación adecuada de las muestras de suelo obtenidas.
Diseño de pavimentos flexibles metodo del instituto ingenieria unamJesus Saenz Falen
Este documento presenta la tesis de Carlos Alberto Jiménez García para obtener el título de Ingeniero Civil. El documento describe la estructura de los pavimentos flexibles, los procedimientos constructivos, la evolución de los métodos de diseño, los ensayos requeridos y analiza el método de diseño DisPav 5 desarrollado por el Instituto de Ingeniería de la UNAM. El objetivo principal es explicar el uso adecuado de DisPav 5 para el diseño de pavimentos en México.
Presentation by Jesús Serrano Landeros, Commissioner at the Regulatory Energy Commission, at the II Competition and Regulation Forum: “Reaching for market efficiency” which took place in Mexico on 9-10 January 2018. Further information is available at www.oecd.org/gov/regulatory-policy/.
Este documento presenta varias clasificaciones geomecánicas para evaluar la calidad de las rocas y macizos rocosos. Describe el Índice de Calidad de las Roca (RQD), la Clasificación de Bieniawski (RMR), la adaptación de Romana (SMR), el Índice Q de Barton y el índice de resistencia geológica GSI. Cada clasificación asigna valores numéricos a parámetros como la resistencia de la roca, fracturación, condición de las discontinuidades y presencia de ag
CAMBIO DE EXPLOSIVO PARA REDUCIR COSTOS POR TONELADA EN MINERIA A TAJO ABIERTOnelsonjuan
La emulsión gasificada reemplaza ventajosamente al ANFO pesado y al nitrato de amonio en las voladuras mineras, reduciendo los costos por tonelada en hasta un 18% y mejorando la seguridad y el impacto ambiental al eliminar materiales peligrosos. La emulsión se gasifica dentro de los taladros, disminuyendo su densidad y permitiendo ampliar la malla de perforación.
Calculo de reserva para yacimientos de gasUlise Alcala
Este documento describe los métodos para calcular las reservas de gas en yacimientos. Explica que las reservas son el volumen de gas que puede extraerse de forma rentable a lo largo de la vida del yacimiento. Luego detalla cuatro métodos para estimar las reservas: método volumétrico, balance de materiales, curvas de declinación y simulación numérica. Finalmente, presenta las ecuaciones clave para calcular las reservas iniciales de gas usando el método volumétrico para yacimientos de gas seco, condensado y h
Este documento describe el procedimiento para determinar la distribución de partículas de un suelo mediante tamizado. Incluye detalles sobre el equipo necesario como tamices y balanzas, así como los pasos para preparar la muestra, tamizarla y calcular los porcentajes retenidos y que pasan a través de cada tamiz.
Este documento describe el método del densímetro nuclear para determinar la densidad y humedad de los suelos en el campo sin necesidad de extraer muestras. Explica que el equipo utiliza fuentes radiactivas y detectores para medir la densidad mediante la transmisión o retrodispersión de rayos gamma, y la humedad mediante la termalización de neutrones. También detalla los procedimientos para la preparación del terreno, colocación del equipo, y medición de parámetros como la densidad húmeda, densidad seca y porcentaje
UNIDAD 2 EXPLORACIÓN Y MUESTREO DE SUELOS(1).pdfREYESSOTOROGELIO
Este documento describe diferentes métodos de sondeo y muestreo de suelos, incluyendo pozos a cielo abierto, perforación con posteadora, barrenos helicoidales, sondeo de penetración estándar y sondeos de penetración cónica. También cubre métodos de muestreo definitivos como sondeo con tubo de pared delgada y sondeo rotatorio para roca. Por último, discute la conservación adecuada de las muestras de suelo obtenidas.
Diseño de pavimentos flexibles metodo del instituto ingenieria unamJesus Saenz Falen
Este documento presenta la tesis de Carlos Alberto Jiménez García para obtener el título de Ingeniero Civil. El documento describe la estructura de los pavimentos flexibles, los procedimientos constructivos, la evolución de los métodos de diseño, los ensayos requeridos y analiza el método de diseño DisPav 5 desarrollado por el Instituto de Ingeniería de la UNAM. El objetivo principal es explicar el uso adecuado de DisPav 5 para el diseño de pavimentos en México.
Clasificación geomecánica de bieniawski o rmrAbelardo Glez
Este documento describe el sistema de clasificación geomecánica de Bieniawski o RMR (Rock Mass Rating), el cual clasifica las rocas basándose en la suma de valores asignados a 6 parámetros: 1) resistencia de la roca, 2) calidad de la roca, 3) espaciamiento de discontinuidades, 4) estado de las discontinuidades, 5) presencia de agua, y 6) orientación de las discontinuidades. El sistema asigna una clasificación final de I a V que indica la calidad de la roca y provee guías para el tiempo de
La Ingeniería Geotécnica estudia las propiedades de los suelos y rocas para diseñar cimentaciones y estructuras de contención. Los ingenieros geotécnicos realizan investigaciones de campo para determinar las condiciones del subsuelo y propiedades de los materiales, y diseñan fundaciones y movimientos de tierra considerando factores como la estabilidad de pendientes y riesgos naturales. La Ingeniería Geotécnica es una rama importante de la ingeniería civil relacionada con el comportamiento de los materiales del terreno.
El documento proporciona información sobre la perforación en minería subterránea. Explica que la perforación es la primera operación en la preparación de una voladura y tiene el propósito de abrir huecos cilíndricos llamados taladros para alojar explosivos. Luego describe diferentes métodos de corte como cortes en diagonal, en paralelo, en cuña y más, explicando ventajas e inconvenientes de cada uno. Finalmente, ofrece recomendaciones para la perforación como calcular cargas adecuadas y seleccionar la secuencia de disparo correcta
Este documento describe el ensayo triaxial consolidado-drenado para determinar los parámetros de resistencia de un suelo. Explica los tipos de ensayos triaxiales, el procedimiento del ensayo consolidado-drenado, y cómo se usan los resultados para dibujar círculos de Mohr y determinar los parámetros de resistencia φ y c. También cubre aplicaciones del ensayo triaxial y materiales e instrumentos utilizados.
Este documento describe los aspectos clave relacionados con los botaderos de estéril en minería superficial y subterránea. Explica que un botadero es un lugar para depositar desechos de la minería como la capa vegetal y estériles. También cubre consideraciones para la selección del sitio como la distancia a la mina, aptitud geológica y posibles daños ambientales. Además, discute métodos para disponer los estériles, mantenimiento a través de compactación y cálculos de volumen requerido.
clase XIV- corte y relleno ascendente, descendente, minado sin rieles.pptxIngritCercado
Este método de explotación consiste en extraer el mineral en franjas horizontales o verticales empezando desde la parte inferior de un tajo y avanzando verticalmente. Una vez extraída una franja completa, se rellena el volumen con material estéril que sirve como piso de trabajo y soporte de paredes. Este método permite controlar la seguridad al trabajar con una altura máxima de 2.5-3 metros y es adecuado para yacimientos con roca de baja resistencia mecánica.
La sedimentología estudia la formación de sedimentos y su deposición. Los sedimentos se forman a través de la meteorización y erosión de rocas, el transporte de este material desgastado, y su eventual depósito y consolidación como nuevas rocas sedimentarias. Este proceso comienza con la destrucción de rocas sólidas y termina con la formación de nuevas rocas sedimentarias.
Este documento trata sobre los gases nitrosos (NO, NO2) que se generan en la minería, especialmente durante voladuras. Explica que estos gases son tóxicos e irritantes y pueden causar daños pulmonares e incluso la muerte. Además, detalla formas de prevenir su generación, como calibrar correctamente la mezcla explosiva y usar equipos de seguridad. Finalmente, resume un accidente en una mina en Perú donde dos trabajadores murieron debido a un gaseamiento al no contar con detectores de gases.
Este documento presenta los resultados de un análisis granulométrico realizado en el laboratorio de suelos. El resumen incluye la metodología utilizada, los resultados obtenidos y las conclusiones. Se tomó una muestra de suelo de 500g y se tamizó en diferentes mallas para determinar la distribución de tamaños de partículas. Los resultados mostraron que la mayor parte de la muestra estaba compuesta de partículas entre 4.76mm y 0.075mm. El análisis concluyó que la información de la granulometr
Este documento presenta los resultados de dos pruebas realizadas para determinar la resistencia de una muestra de suelo arcilloso: 1) una prueba de compresión simple para obtener la resistencia a compresión no confinada, y 2) una prueba de compresión triaxial para obtener los parámetros de cohesión y ángulo de fricción interna del suelo. La prueba de compresión simple arrojó una resistencia de 0.6545 kg/cm2, mientras que la prueba triaxial dio valores de 1.6659 kg/cm
Este documento describe los diferentes tipos de yacimientos de gas y sus mecanismos de producción. Describe yacimientos de gas seco, húmedo y condensado, y explica sus características. También describe los tres mecanismos principales de producción de gas: 1) expansión del gas por declinación de presión, 2) expansión del agua connata, y 3) empuje hidráulico de un acuífero asociado. Finalmente, discute factores que afectan el factor de recobro en yacimientos de gas.
1) El documento trata sobre la estabilidad de taludes y define talud como cualquier superficie inclinada respecto de la horizontal en estructuras de tierra.
2) Explica que existen diferentes tipos de deslizamientos que pueden ocurrir en taludes, como deslizamientos superficiales, movimientos del cuerpo del talud y flujos.
3) Detalla los tipos de movimientos del cuerpo del talud, incluyendo fallas rotacionales donde la superficie de falla es curva, y fallas traslacionales donde la superficie
Problemas Operacionales Durante la Perforación MagnusMG
Este documento habla sobre las causas comunes de atascamientos de tuberías de perforación y las medidas para prevenirlos y resolverlos. Entre las causas se encuentran formaciones no consolidadas, hoyos estrechos, geometría inadecuada del hoyo, chatarras dentro del hoyo, cemento fresco y bloques de cemento. Para prevenir, es importante el diseño adecuado de herramientas y mantener el diámetro del hoyo. Si ocurre un atascamiento, se debe trabajar la tubería con martillo hacia arriba y abajo
Este documento describe el método de explotación subterránea llamado "Shrinkage Mecanizado". Se aplica a vetas angostas de 1.2 a 30 metros de ancho donde otros métodos no son viables. El objetivo es extraer el mineral en franjas horizontales empezando desde abajo y avanzando hacia arriba, dejando parte del mineral como soporte. Se requiere que el yacimiento tenga buzamiento mayor a 60° para que el mineral fluya fácilmente.
Unidad II Producción y estimulación de pozos.pptxGJennyGutirrez
El documento trata sobre la terminación de pozos. Explica que la terminación permite habilitar un pozo para producción mediante la programación e instalación de equipos en el fondo del pozo. Detalla los diferentes tipos de terminaciones como la terminación con agujero abierto, con cañería baleada, múltiple o con grava, dependiendo de las características de la formación. También describe los componentes clave de una terminación como las cañerías de revestimiento, packers, niples de asiento y tapones.
Este decreto aprueba modificaciones al Reglamento de Seguridad Minera de 1985 para modernizarlo y mejorar la protección de la vida e integridad de los trabajadores mineros. Las principales modificaciones incluyen actualizar las definiciones, aclarar el alcance de aplicación del reglamento, y especificar las funciones y facultades del Servicio Nacional de Geología y Minería para fiscalizar el cumplimiento de las normas de seguridad minera.
Este documento describe las principales partes de una torre de perforación, incluyendo la corona, el encuelladero, la torre o mástil, el preventor de reventones, la bandeja para cables eléctricos, la tubería de perforación, el bloque viajero, los conjuntos del generador del motor, el acumulador, la línea de perforación, la bomba de lodo, y la broca o trepano. Cada parte juega un papel importante en el proceso de perforación de pozos petroleros.
Este documento describe los principios fundamentales de la fortificación minera. Explica que la fortificación tiene como objetivos evitar derrumbes, proteger a los trabajadores y equipos, y evitar deformaciones. Detalla los diferentes tipos de fortificación como rígidas y flexibles, ejemplificando con pernos de anclaje. Finalmente, explica el proceso de instalación de pernos de anclaje mecánicos.
La geología es fundamental para la ingeniería civil, ya que proporciona información sobre los materiales del subsuelo que es necesaria para la construcción segura de obras como presas, túneles, carreteras y edificios. El reconocimiento geológico del terreno es indispensable antes de iniciar cualquier construcción para identificar posibles riesgos y asegurar la estabilidad de la obra. La geología también ayuda a determinar la mejor ubicación y diseño de obras hidráulicas como presas y a prevenir problemas como la erosión o filtración.
Datamine provides the world’s leading range of integrated mining solutions across the entire value chain from exploration field work, database storage, resource modelling and all levels of mine planning from strategic optimisation to detailed design and short term decision-making. We work collaboratively with customers and leading research groups to ensure that we continue to advance our products to solve industry problems, improve productivity and help our customers maximise the value of their mining assets.
Este documento describe la formación de petróleo en el sur del Golfo de México, identificando varios horizontes generadores de petróleo como el Oxfordiano, Tithoniano, Turoniano-Cenomaniano y Mioceno. El horizonte más prolífico es el Tithoniano, cuyas diferencias en los petróleos se deben al grado de madurez de las rocas y los ambientes de depósito. La Sonda de Campeche es un laboratorio natural para estudiar la generación de petróleo y predecir la calidad y propiedades de pet
Legislacion, 1.2 Principales Cuencas PetrolerasMScofield91
Este documento resume las principales regiones petroleras del mundo y de México. Describe que Estados Unidos, Rusia y el Medio Oriente son las regiones más importantes a nivel mundial, mientras que en México las regiones clave son Campeche, Tabasco y Veracruz. Se detalla que Campeche alberga el importante yacimiento de Cantarell, mientras que Tabasco y Veracruz también contienen campos petroleros significativos explotados por Pemex.
Clasificación geomecánica de bieniawski o rmrAbelardo Glez
Este documento describe el sistema de clasificación geomecánica de Bieniawski o RMR (Rock Mass Rating), el cual clasifica las rocas basándose en la suma de valores asignados a 6 parámetros: 1) resistencia de la roca, 2) calidad de la roca, 3) espaciamiento de discontinuidades, 4) estado de las discontinuidades, 5) presencia de agua, y 6) orientación de las discontinuidades. El sistema asigna una clasificación final de I a V que indica la calidad de la roca y provee guías para el tiempo de
La Ingeniería Geotécnica estudia las propiedades de los suelos y rocas para diseñar cimentaciones y estructuras de contención. Los ingenieros geotécnicos realizan investigaciones de campo para determinar las condiciones del subsuelo y propiedades de los materiales, y diseñan fundaciones y movimientos de tierra considerando factores como la estabilidad de pendientes y riesgos naturales. La Ingeniería Geotécnica es una rama importante de la ingeniería civil relacionada con el comportamiento de los materiales del terreno.
El documento proporciona información sobre la perforación en minería subterránea. Explica que la perforación es la primera operación en la preparación de una voladura y tiene el propósito de abrir huecos cilíndricos llamados taladros para alojar explosivos. Luego describe diferentes métodos de corte como cortes en diagonal, en paralelo, en cuña y más, explicando ventajas e inconvenientes de cada uno. Finalmente, ofrece recomendaciones para la perforación como calcular cargas adecuadas y seleccionar la secuencia de disparo correcta
Este documento describe el ensayo triaxial consolidado-drenado para determinar los parámetros de resistencia de un suelo. Explica los tipos de ensayos triaxiales, el procedimiento del ensayo consolidado-drenado, y cómo se usan los resultados para dibujar círculos de Mohr y determinar los parámetros de resistencia φ y c. También cubre aplicaciones del ensayo triaxial y materiales e instrumentos utilizados.
Este documento describe los aspectos clave relacionados con los botaderos de estéril en minería superficial y subterránea. Explica que un botadero es un lugar para depositar desechos de la minería como la capa vegetal y estériles. También cubre consideraciones para la selección del sitio como la distancia a la mina, aptitud geológica y posibles daños ambientales. Además, discute métodos para disponer los estériles, mantenimiento a través de compactación y cálculos de volumen requerido.
clase XIV- corte y relleno ascendente, descendente, minado sin rieles.pptxIngritCercado
Este método de explotación consiste en extraer el mineral en franjas horizontales o verticales empezando desde la parte inferior de un tajo y avanzando verticalmente. Una vez extraída una franja completa, se rellena el volumen con material estéril que sirve como piso de trabajo y soporte de paredes. Este método permite controlar la seguridad al trabajar con una altura máxima de 2.5-3 metros y es adecuado para yacimientos con roca de baja resistencia mecánica.
La sedimentología estudia la formación de sedimentos y su deposición. Los sedimentos se forman a través de la meteorización y erosión de rocas, el transporte de este material desgastado, y su eventual depósito y consolidación como nuevas rocas sedimentarias. Este proceso comienza con la destrucción de rocas sólidas y termina con la formación de nuevas rocas sedimentarias.
Este documento trata sobre los gases nitrosos (NO, NO2) que se generan en la minería, especialmente durante voladuras. Explica que estos gases son tóxicos e irritantes y pueden causar daños pulmonares e incluso la muerte. Además, detalla formas de prevenir su generación, como calibrar correctamente la mezcla explosiva y usar equipos de seguridad. Finalmente, resume un accidente en una mina en Perú donde dos trabajadores murieron debido a un gaseamiento al no contar con detectores de gases.
Este documento presenta los resultados de un análisis granulométrico realizado en el laboratorio de suelos. El resumen incluye la metodología utilizada, los resultados obtenidos y las conclusiones. Se tomó una muestra de suelo de 500g y se tamizó en diferentes mallas para determinar la distribución de tamaños de partículas. Los resultados mostraron que la mayor parte de la muestra estaba compuesta de partículas entre 4.76mm y 0.075mm. El análisis concluyó que la información de la granulometr
Este documento presenta los resultados de dos pruebas realizadas para determinar la resistencia de una muestra de suelo arcilloso: 1) una prueba de compresión simple para obtener la resistencia a compresión no confinada, y 2) una prueba de compresión triaxial para obtener los parámetros de cohesión y ángulo de fricción interna del suelo. La prueba de compresión simple arrojó una resistencia de 0.6545 kg/cm2, mientras que la prueba triaxial dio valores de 1.6659 kg/cm
Este documento describe los diferentes tipos de yacimientos de gas y sus mecanismos de producción. Describe yacimientos de gas seco, húmedo y condensado, y explica sus características. También describe los tres mecanismos principales de producción de gas: 1) expansión del gas por declinación de presión, 2) expansión del agua connata, y 3) empuje hidráulico de un acuífero asociado. Finalmente, discute factores que afectan el factor de recobro en yacimientos de gas.
1) El documento trata sobre la estabilidad de taludes y define talud como cualquier superficie inclinada respecto de la horizontal en estructuras de tierra.
2) Explica que existen diferentes tipos de deslizamientos que pueden ocurrir en taludes, como deslizamientos superficiales, movimientos del cuerpo del talud y flujos.
3) Detalla los tipos de movimientos del cuerpo del talud, incluyendo fallas rotacionales donde la superficie de falla es curva, y fallas traslacionales donde la superficie
Problemas Operacionales Durante la Perforación MagnusMG
Este documento habla sobre las causas comunes de atascamientos de tuberías de perforación y las medidas para prevenirlos y resolverlos. Entre las causas se encuentran formaciones no consolidadas, hoyos estrechos, geometría inadecuada del hoyo, chatarras dentro del hoyo, cemento fresco y bloques de cemento. Para prevenir, es importante el diseño adecuado de herramientas y mantener el diámetro del hoyo. Si ocurre un atascamiento, se debe trabajar la tubería con martillo hacia arriba y abajo
Este documento describe el método de explotación subterránea llamado "Shrinkage Mecanizado". Se aplica a vetas angostas de 1.2 a 30 metros de ancho donde otros métodos no son viables. El objetivo es extraer el mineral en franjas horizontales empezando desde abajo y avanzando hacia arriba, dejando parte del mineral como soporte. Se requiere que el yacimiento tenga buzamiento mayor a 60° para que el mineral fluya fácilmente.
Unidad II Producción y estimulación de pozos.pptxGJennyGutirrez
El documento trata sobre la terminación de pozos. Explica que la terminación permite habilitar un pozo para producción mediante la programación e instalación de equipos en el fondo del pozo. Detalla los diferentes tipos de terminaciones como la terminación con agujero abierto, con cañería baleada, múltiple o con grava, dependiendo de las características de la formación. También describe los componentes clave de una terminación como las cañerías de revestimiento, packers, niples de asiento y tapones.
Este decreto aprueba modificaciones al Reglamento de Seguridad Minera de 1985 para modernizarlo y mejorar la protección de la vida e integridad de los trabajadores mineros. Las principales modificaciones incluyen actualizar las definiciones, aclarar el alcance de aplicación del reglamento, y especificar las funciones y facultades del Servicio Nacional de Geología y Minería para fiscalizar el cumplimiento de las normas de seguridad minera.
Este documento describe las principales partes de una torre de perforación, incluyendo la corona, el encuelladero, la torre o mástil, el preventor de reventones, la bandeja para cables eléctricos, la tubería de perforación, el bloque viajero, los conjuntos del generador del motor, el acumulador, la línea de perforación, la bomba de lodo, y la broca o trepano. Cada parte juega un papel importante en el proceso de perforación de pozos petroleros.
Este documento describe los principios fundamentales de la fortificación minera. Explica que la fortificación tiene como objetivos evitar derrumbes, proteger a los trabajadores y equipos, y evitar deformaciones. Detalla los diferentes tipos de fortificación como rígidas y flexibles, ejemplificando con pernos de anclaje. Finalmente, explica el proceso de instalación de pernos de anclaje mecánicos.
La geología es fundamental para la ingeniería civil, ya que proporciona información sobre los materiales del subsuelo que es necesaria para la construcción segura de obras como presas, túneles, carreteras y edificios. El reconocimiento geológico del terreno es indispensable antes de iniciar cualquier construcción para identificar posibles riesgos y asegurar la estabilidad de la obra. La geología también ayuda a determinar la mejor ubicación y diseño de obras hidráulicas como presas y a prevenir problemas como la erosión o filtración.
Datamine provides the world’s leading range of integrated mining solutions across the entire value chain from exploration field work, database storage, resource modelling and all levels of mine planning from strategic optimisation to detailed design and short term decision-making. We work collaboratively with customers and leading research groups to ensure that we continue to advance our products to solve industry problems, improve productivity and help our customers maximise the value of their mining assets.
Este documento describe la formación de petróleo en el sur del Golfo de México, identificando varios horizontes generadores de petróleo como el Oxfordiano, Tithoniano, Turoniano-Cenomaniano y Mioceno. El horizonte más prolífico es el Tithoniano, cuyas diferencias en los petróleos se deben al grado de madurez de las rocas y los ambientes de depósito. La Sonda de Campeche es un laboratorio natural para estudiar la generación de petróleo y predecir la calidad y propiedades de pet
Legislacion, 1.2 Principales Cuencas PetrolerasMScofield91
Este documento resume las principales regiones petroleras del mundo y de México. Describe que Estados Unidos, Rusia y el Medio Oriente son las regiones más importantes a nivel mundial, mientras que en México las regiones clave son Campeche, Tabasco y Veracruz. Se detalla que Campeche alberga el importante yacimiento de Cantarell, mientras que Tabasco y Veracruz también contienen campos petroleros significativos explotados por Pemex.
Este documento presenta una propuesta de estrategia exploratoria para la porción occidental del Golfo de México. Explica que la exploración petrolera es crucial para descubrir nuevas reservas que aumenten la producción y reemplacen los volúmenes producidos. Luego describe brevemente la ubicación del área de estudio, los antecedentes de exploración y producción en la región, incluyendo campos descubiertos, y el marco geológico regional del Golfo de México. Finalmente, identifica las principales provincias geológic
Este documento describe las tecnologías requeridas para la explotación de recursos petroleros en aguas profundas mexicanas, enfocándose en los sistemas flotantes de producción. Explica que la producción en tierra ha declinado, llevando a la industria a buscar nuevos yacimientos en aguas más profundas. PEMEX explora el Golfo de México profundo, donde ha estimado un recurso de 29.5 mil millones de barriles. El documento también describe los diferentes tipos de sistemas flotantes, el proceso
La explotación petrolera en Casanare comenzó en 1986 con el descubrimiento de los campos Cusiana, Cupiagua, Volcanera y Floreña. El campo Cusiana, uno de los más grandes, fue descubierto en 1989 y comenzó la producción comercial en 1993. Actualmente hay más de 30 pozos en Casanare. El petróleo es un recurso no renovable formado hace millones de años a partir de sedimentos marinos.
El petróleo se origina principalmente de restos de algas, animales microscópicos y peces que se acumularon en el fondo del mar hace millones de años. Estos restos orgánicos se transformaron en rocas madre del petróleo debido a procesos bacterianos y cambios de temperatura en las cuencas sedimentarias a lo largo de largos períodos de tiempo. El petróleo luego migra a rocas porosas de almacenamiento, donde permanece hasta ser extraído.
Este documento resume los resultados de las actividades exploratorias de Petróleos Mexicanos desde 1939 hasta la fecha. Se han descubierto más de 450 campos de petróleo y gas, con reservas probadas de 70,000 millones de barriles de hidrocarburos líquidos. Algunos de los principales resultados incluyen el descubrimiento de 11 campos de gas en la Cuenca de Sabinas, varios campos en la Cuenca de Burgos en Tamaulipas, y la continuada exploración y evaluación del potencial petrolero en otras provincias geológic
Este documento resume la historia y situación actual de la industria del gas licuado en México. Explica que México ha desarrollado una infraestructura significativa para producir y distribuir gas licuado, incluyendo ductos, terminales marítimas y centros de embarque. Sin embargo, la demanda de gas licuado en México ha crecido considerablemente en los últimos años. El documento también analiza el contexto internacional del gas licuado, identificando a los principales productores como Estados Unidos, Arabia Saudita y México, y a los principales consumid
El documento resume la historia y características del campo petrolero Caño Limón. El campo fue descubierto en los años 1980 y ha producido un promedio de 100,000 barriles de petróleo por día desde entonces. Se encuentra ubicado en una isla fluvial formada por varios ríos en Colombia. El petróleo se transporta desde el campo hasta el puerto de Coveñas a través de un oleoducto.
Este documento describe dos importantes campos petroleros en Ecuador: Sacha y Santa Elena. El campo Sacha se encuentra en la Amazonía ecuatoriana y ha estado en producción desde 1972, actualmente aportando el 27% de la producción petrolera nacional del país. El campo Santa Elena está ubicado en la provincia costera de Santa Elena y es conocido por su petróleo pesado. Ambos campos han desempeñado un papel clave en la economía de Ecuador, aunque también han planteado desafíos ambientales y de otro tipo.
Impacto ambiental de la explotación del petróleoGG_Docus
Este documento describe el impacto ambiental de la industria petrolera en Colombia. Señala que la exploración y producción petrolera se ha llevado a cabo en varios parques nacionales sin el debido proceso legal. Explica cómo las actividades petroleras han causado la remoción de vegetación, alterado patrones de drenaje, y contaminado aguas superficiales y acuíferos. También ha dividido poblaciones de animales y contribuido a la desecación de humedales importantes. A pesar de estos impactos, la industria petrolera genera
Este documento describe la situación actual de la industria petrolera en Venezuela. Explica que Venezuela posee grandes reservas de petróleo, principalmente en la Cuenca de Maracaibo, la Cuenca Oriental y la Faja Petrolífera del Orinoco. También describe la historia de la industria petrolera venezolana desde su inicio en 1914 hasta su nacionalización en 1976 y la creación de PDVSA. Resalta que el petróleo es un recurso estratégico y la principal fuente de ingresos para Venezuela.
Este documento describe un proceso propuesto para obtener cloruro de potasio, cloruro de sodio y cloruro de calcio de las salmueras residuales de la planta geotérmica de Cerro Prieto en Baja California, México. Se realizó un estudio preliminar que incluyó un análisis de mercado, estudios técnicos y una revisión bibliográfica para determinar la viabilidad del proceso. Se propusieron dos métodos potenciales: cristalización fraccionada y cristalización total con separación por flotación.
El documento describe la historia de la perforación petrolera en México entre 1900 y 1937, cuando la industria estaba controlada por compañías extranjeras. Durante este período se perforaron 279 pozos, de los cuales 174 resultaron productores. Las compañías descubrieron importantes campos como El Ebano y La Pez. Aunque la tecnología era limitada, la producción creció sustancialmente de 10 mil a 55 millones de barriles anuales. Este período sentó las bases para el desarrollo posterior de la industria petrolera mexicana.
El documento trata sobre la industria petrolera en Venezuela. Explica que el petróleo es la base de la economía venezolana y que PDVSA es la empresa estatal encargada de la explotación, producción, refinación y transporte del petróleo. También describe la Faja Petrolífera del Orinoco, una extensa zona rica en petróleo pesado y extrapesado ubicada al norte del río Orinoco que contiene grandes reservas.
Este documento proporciona una breve historia de la perforación de petróleo en México. Comienza describiendo los primeros usos de hidrocarburos por las civilizaciones antiguas y los hitos iniciales de la perforación en México a principios del siglo XX. Luego describe la expropiación petrolera de 1938 y el desarrollo posterior de la industria petrolera mexicana bajo Petróleos Mexicanos. Finalmente, identifica las principales cuencas petroleras de México, seis de las cuales son actualmente productoras.
Este documento describe los principales yacimientos de carbón mineral en México. Los tres yacimientos más importantes se encuentran en los estados de Coahuila, Oaxaca y Sonora. La región carbonífera más grande se ubica en Coahuila y contiene alrededor de 1,200 millones de toneladas de carbón. Otro yacimiento importante está en Oaxaca, con más de 30 millones de toneladas. Finalmente, el yacimiento en Sonora contiene aproximadamente 85 millones de toneladas de carbón.
La soberanía petrolera de Venezuela y la nacionalización de la industria petrolera han sido prioridades del gobierno bolivariano. Venezuela depende en gran medida del petróleo, que genera el 80% de los ingresos por exportación. PDVSA es la empresa estatal encargada de la explotación petrolera nacional, que incluye la extracción en la faja petrolífera del Orinoco, una extensa región rica en petróleo pesado y extrapesado.
Similar a Gas natural en México. situación actual y perspectivas. (20)
1) El documento describe metodologías para definir provincias geotérmicas en México, identificando una zona no incluida anteriormente en inventarios debido a anomalías de flujo de calor.
2) Se correlacionan las anomalías con altas temperaturas calculadas por geotermómetros de sílice y profundidades someras de la temperatura de Curie.
3) Esto sugiere potencial geotérmico en la provincia asociada al volcanismo de intraplaca, sirviendo de base para evaluar recursos en provincias volcánic
This document discusses pipeline infrastructure and soil-pipeline interaction. It covers several topics: underground assets and the large inventory of pipelines in the US and worldwide; the interface between soil and pipes; 2D and 3D modeling of soil-pipeline interaction; next generation hazard-resistant pipelines; and the impact of ground deformation on pipeline performance. The document provides examples of full-scale testing and numerical modeling to understand complex soil-pipeline behavior during different loading conditions.
The document discusses sustainable infrastructure and engineering ethics. It provides an overview of ASCE's code of ethics, which holds paramount public safety, health and welfare. The code addresses conflicts of interest, professional competence, discrimination, professional development and zero tolerance for corruption. It also discusses licensure requirements to legally practice engineering in the US. Global infrastructure faces challenges from an estimated $2.6 trillion annual cost of corruption. International standards and agreements aim to combat corruption in public works.
This document discusses the evolution of seismic design approaches from force-based to displacement-based methods. Early force-based designs aimed to resist lateral forces estimated as fractions of weight but were later found to underestimate earthquake forces. Displacement-based design was developed to directly assess structural displacements rather than indirectly through forces. The document outlines the key concepts and procedures of displacement-based design in codes like Eurocode 8 and Model Code 2010, including using secant stiffness, estimating member deformations, and checking deformation capacities. It also presents new models developed from extensive testing for more accurately analyzing member stiffness, deformation demands, and deformation capacities.
This document summarizes David H. Sanders' presentation on the impact of earthquake duration on bridge performance. Some key points:
1) Recent major earthquakes showed that long fault ruptures and earthquake durations of 20-90+ seconds can significantly affect structural response compared to the typical duration of less than 30 seconds.
2) Shake table tests on bridge columns found that long duration motions led to more damage than short duration motions, with about a 25% reduction in displacement capacity and 20% reduction in spectral acceleration at collapse.
3) Both experimental and analytical studies showed long duration ground motions reduce column performance, highlighting the importance of considering duration when selecting ground motions for structural analysis.
This document discusses new paradigms in earthquake engineering for bridges that focus on making bridges more resilient, fast to construct, and recyclable. It describes research into novel materials like shape memory alloys and ductile concrete that can improve bridge performance during and after earthquakes. It also discusses accelerated bridge construction techniques using precast elements that allow faster construction and replacement of damaged bridges.
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Libro Epanet, guía explicativa de los pasos a seguir para analizar redes hidr...
Gas natural en México. situación actual y perspectivas.
1. 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
2. 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
3. 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
4. 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
5. 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 ncIuye 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
6. 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)
7. —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
8. 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
9. 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
10. 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
11. 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
12. 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
13. 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
14. 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
15. 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
16. 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
17. 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_11979 1982 1984 1987 1991
17
18. 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
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
20. 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
21. 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
22. 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
23. 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
24. 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
25. 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
26. -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.
27. 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
28. 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
29. 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
30. 6500 -
DPRODUCIDO •DISPONIBLE
6000
5,500
5,000
o
22o500001t11J
3,500
3,000
1997 1998 1999 1-000
:1[E2005 2006 2002001 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
31. 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
32. 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
33. 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
34. 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
35. o o . o .
ACADEMIA MEXICANA DE IERIA
Ing. Ricardo Palacios Calva
ABRIL DE 1997
36. 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
38. 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
39. 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
40. .
Reserva Probada de G5 Seco
Región Norte
29%
Región Marina*
17%
*l ncluye las regiones 54%
Marinas Noreste y Suroeste
Evolución Histórica
/W
41. Principales Cuencas ProI.feras
Golfo de Sabinas
Cuenca de Burgos
Tampico-Misantia
Macuspana
Papaloapan
Salina del Chiapas-Tabasco
jÍlTflEvolución Histórica 1
42. 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
43. .
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.
44. 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
45. 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
46. 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
47. 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
48. 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 PRESIONci 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 ....................
49. 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 presión800 /
600
/
400
200
:4 -
62 65 68 70 75 77 78 79 80 81 83 84 86 89
:
Evolucion Historica _______i1ii
50. 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
/
/r1540400 1
// 1 1 270
20 :
2fl1 LL6LI1981 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
52. 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
53. .
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
54.
55. 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
/ 800574
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
56. 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
57. 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
59. 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(-)
60. 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
62. 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.
63. .
Exploración
trcaat 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.
64. .
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
65. 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
66. .
Proceso
Esate&a1: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
-
67. Recursos Humanos
str, at 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
68. 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
69. .
Incorporación de Rese vas
mt
2500
RESERVAS 11 PRODUCCION
2000
Aienava
• Enfocar la exploración a yacimientos con mejores
perspectivas de contener gas no asociado.
70. 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 .
71. lnn
Pronósticos de ProduJón de gas
•JIIIIIILLIflUUIUIIIIIkco (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
72. 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
.........
73. .
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
:.:...:............
74. 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.
75. 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
76. 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
77. 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
78. 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
-. -
79. 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
80. 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)
81. 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.