Gas directo de campos.

El proceso de producción de gas natural comprende varias etapas: exploración, evaluación, desarrollo, producción y abandono.
Todo inicia cuando geólogos y geofísicos utilizan estudios sísmicos avanzados y técnicas de análisis de muestras de rocas para identificar posibles yacimientos. Después de intensos estudios de campo y de gabinete, los equipos de exploración perforan pozos para evaluar la viabilidad comercial del yacimiento. Si consideran que lo encontrado sugiere que el desarrollo de un campo es económicamente viable, las empresas “energéticas” pasan a la fase de desarrollo. Esta nueva etapa no ocurre en un solo sitio. Generalmente, implica el diseño y la construcción de la infraestructura necesaria, tanto para el traslado de equipos y personal, como la perforación de pozos de producción y la construcción de instalaciones de procesamiento.

Lo relatado es el párrafo anterior, sucede no sin antes haber desembolsado varias decenas de millones de dólares. Y no hay garantía alguna de que ese monto será recuperado, pero la técnica, la pericia y los incentivos adecuados pueden ayudar a medir el valor en riesgo. La viabilidad económica y financiera esperada es crucial para poner en marcha la producción de gas natural.
El objetivo del desarrollo de nuevos yacimientos es la creación de valor. Se necesitan modelos complejos y conocimientos técnicos para calcular los aspectos económicos de los pozos productores de gas. Las erogaciones no son de una sola ocasión. El esfuerzo económico es continuo. Por ende, toda empresa de exploración y producción debe tener respuestas claras a varias preguntas estratégicas antes de invertir en un yacimiento. Su equipo debe ser capaz de estimar lo que cuesta perforar el pozo y prepararlo para la producción, lo que suele conocerse como "costos de perforación y terminación". Antes de iniciar la extracción de gas, es esencial evaluar el costo típico de mantener el pozo en funcionamiento. Estos gastos de explotación no son constantes y son susceptibles a cambiar abruptamente.
Independientemente de su visión de la soberanía, los gobiernos recaudan ingresos de la producción de gas. Estos "impuestos de producción" son una fuente de riqueza para el Estado sin ningún riesgo extraordinario para las finanzas públicas. Pero para el desarrollador del campo es una erogación ineludible y con efecto en sus retornos. Incluso este tipo de impuestos o derechos son aplicables incluso antes de producir un volumen cualquiera de gas por contar con la oportunidad de explorar una zona.
En el mismo tenor está el pago de regalías. La mayoría de los marcos jurídicos del mundo otorgan al Estado la propiedad y los derechos sobre los recursos naturales del subsuelo. Pero en algunos casos, las entidades privadas también pueden poseer "derechos mineros". Tal es el caso de Texas, por ejemplo. Las empresas productoras deben pagar estas regalías a quien posea los recursos en el terreno donde se excava el pozo.
Un aspecto crítico de la evaluación financiera es el perfil de producción a lo largo de la vida del proyecto. El caudal al que el pozo empiece a producir gas tendrá un efecto a largo plazo en la duración y el tamaño de la fase de meseta. La rentabilidad también es sensible al declive de la producción a lo largo de la vida del pozo.
Al final, la decisión de inversión en torno a la extracción de gas natural se basa en la cantidad y el valor del gas que se espera extraer al final de la vida productiva de un pozo. La cantidad se conoce como Recuperación Final Estimada (EUR). El gas se vende al precio de una materia prima, por lo que su valor es una señal de mercado.
Cuando las expectativas de la industria del gas natural son prometedoras, los recursos de capital fluyen hacia este sector económico, y el número de plataformas y pozos aumenta en consecuencia. Esta dinámica es claramente independiente del presupuesto gubernamental o de la situación financiera de una empresa concreta. Así ocurre en la mayor parte de Norteamérica. Esta es la dinámica económica que ha sustentado la revolución del gas de esquisto, el shale gas. Aunque estos pozos no convencionales suelen tener unos costos de perforación y terminación muy superiores a los de los pozos convencionales, la economía ha mejorado en la última década gracias a una mayor producción inicial y a unas tasas de recuperación sólidas y prósperas. El resultado ha sido un crecimiento masivo que ha convertido a Estados Unidos en un exportador neto de energía, ha dejado atrás a Rusia como el mayor productor. Sus excedentes han propiciado un nuevo equilibrio global en el suministro de gas natural.
En cambio, la clase política mexicana se ha negado a permitir que las fuerzas del mercado prevalezcan en la industria del gas natural. Así pues, el panorama en las regiones ricas en gas es muy diferente al sur del Río Grande. Las regiones productoras del suroeste de Texas no tienen diferencias cualitativas en términos geológicos respecto a los territorios del norte de Chihuahua y Coahuila.
La producción de gas está abierta a las inversiones privadas desde 2014. Sin embargo, la empresa estatal de petróleo y gas de México, Petróleos Mexicanos (PEMEX), ha dominado el sector energético del país durante casi un siglo.

La dinámica de inversión no obedece a las mismas variables fundamentales. Es la fracción del presupuesto público que está asignado a PEMEX el origen de los recursos de inversión para explorar y producir gas. La innovación y el avance tecnológico quedan supeditadas a las reglas de contratación de una empresa publica con incentivos muy débiles hacia la eficacia y la maximización de utilidades. Los riesgos de inversión son trasladados al erario o al resto de los clientes de PEMEX en sus actividades de comercialización de combustibles.
La apertura del sector pretende impulsar la producción y aumentar la seguridad energética. La rectoría del Estado prevaleció con un nuevo marco jurídico con organismos reguladores facultados para garantizar la afluencia de capital a una actividad que opera de manera subóptima. El Estado, sin riego operativo alguno, puede obtener recursos provenientes del pago de derechos, regalías e impuestos.
Pero ese paradigma ha quedado suspendido desde diciembre de 2018.
A pesar de sus vastos recursos de gas natural, México se enfrenta a varios retos, como las limitaciones de infraestructuras y el escaso desarrollo de su potencial de producción de gas. Un síntoma de ello es el reducido número de puntos de inyección en las redes de gasoductos relacionadas con los yacimientos de gas. El aumento de la oferta sigue siendo lento debido a la deficiente conectividad, las limitaciones presupuestarias y los problemas de seguridad.
Sin embargo, a corto plazo, los recursos terrestres de México en Veracruz y Tabasco presentan una importante oportunidad para mejorar el balance de gas natural del país. Ixachi y Quesqui son yacimientos con avances sustanciales en los últimos cinco años, y estos activos están contribuyendo a frenar la preocupante tasa de declive nacional.

Pero un cambio fundamental en las tendencias llegará solo cuando más agentes y empresas productoras obtengan un acceso adecuado para explorar y asumir riesgos en el sector del gas natural de México. Los inversores privados y extranjeros pueden contribuir significativamente a la economía y la seguridad energética del país.
En publicaciones anteriores, expliqué que antes de que el gas natural pueda transportarse por gasoductos, debe someterse a una serie de etapas de procesamiento para eliminar impurezas como vapor de agua, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono e hidrocarburos más pesados. Separación, deshidratación, eliminación de gases ácidos, hidrocarburos y control del punto de rocío son los procesos críticos que ejecuta PEMEX en sus complejos de procesamiento.
Sin embargo, aunque es poco frecuente, hay casos en los que el gas natural de alta calidad puede no requerir procesamiento antes de ser inyectado en un gasoducto de transporte. Es el caso de los nodos incluidos hoy en el informe de operaciones. A medida que profundice en los gráficos adjuntos, podrá hacerse una idea del complejo mundo de la producción de gas natural en los yacimientos mexicanos.

En el gráfico pueden verse las cantidades programadas para ser inyectadas desde los campos indicados a lo largo de 2023.

Monclova en Coahuila es un ejemplo emblemático de un campo convencional en declinación, pero que está ubicado en una zona de gran potencial para una explotación no convencional. Por lo pronto, este modesto volumen complementa la demanda local que es atendida con gas de importación principalmente.

Campo Nejo y Mareógrafo tiene una influencia importante en el ducto troncal de 48 pulgadas que conecta la zona de Reynosa con la zona costera del golfo de México. Aunque marginales, las entradas de su gas en el SISTRANGAS pueden ayudar a mejorar las condiciones de presión cuando ocurren eventos desfavorables en los puntos de importación en la frontera con Tamaulipas.

En el norte y centro de Veracruz destacan los nodos asociados al gas producido en Cauchy (PEP Mendoza) e Ixachi (Playuela).

Las inyecciones programadas en el SISTRANGAS para este 10 de mayo desde los puntos de inyección nacional son las siguientes:

RPubs - Inyecciones programadas nodos de origen nacional. 2023/05/10

RPubs

En la entrega próxima, integraré a este reporte las importaciones relacionadas con ductos de internación.