Por Luis Vielma Lobo
El mayor aprovechamiento del gas y el incremento de la producción de petróleo, son los dos grandes retos de Pemex. El gas está en las mejores circunstancias de mercado; y maximizar su aprovechamiento es transcendental. De allí la importancia de mitigar o eliminar su venteo y quema, y para ello deben generarse soluciones, que podrían estar fuera de las maneras tradicionales como Pemex ha manejado este tema.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros, incolora e inodora que se compone principalmente de metano y etano, y en menor medida de propano, butano y otros. Se llama gas rico si el contenido de hidrocarburos más pesados es mayor que el metano, de lo contrario se conoce como gas seco. Aunque el gas natural contiene además de vapor de agua, impurezas como el dióxido de carbono, nitrógeno, hidrógeno y azufre, al compararlo con otros combustibles fósiles, es más limpio y menos contaminante.
Pemex en su último informe trimestral hizo público, que actualmente se desperdicia el 13% del gas que sale a la superficie asociado a la producción de petróleo, mucho más que el límite establecido por los reguladores del 2%. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estima que la empresa ha emitido más de 30 toneladas de dióxido de carbono por cada mil barriles de petróleo, y que este año 2022, el aprovechamiento del gas natural asociado se sitúa en el 94%, aún por debajo de la meta oficial establecida del 98%.
Pemex extrae tanto petróleo como puede de campos maduros cuyos yacimientos tienen una relación gas-petróleo alta (RGP), y que, al separar el gas asociado del petróleo producido satura las instalaciones que transportan, comprimen y almacenan el gas, ocasionando colapsos en algunos sitios que obligan el venteo y quema del gas.
También es importante reconocer que los últimos descubrimientos de PEMEX se han encontrado en yacimientos de gas, o condensado y gas, cuyas características geológicas, son más complejas, y se encuentran a altas presiones y temperaturas, en profundidades que superan los 6000 metros, y por lo tanto es más difícil, perforar los pozos y manejar la producción.
Pemex entiende que los altos niveles de venteo y quema de gas, se deben a la infraestructura, que en muchos casos es insuficiente y las entregas al sistema nacional de gas – responsabilidad de CENAGAS – están limitadas por la capacidad de este. También entiende que la velocidad de desarrollo de reservas ha superado la velocidad de ejecutar los proyectos de construcción de nuevas instalaciones, y viene haciendo lo posible para utilizar al máximo cualquier sistema que les permita capturar el mayor volumen del gas producido. No obstante, la producción del gas asociado ha superado las opciones existentes en las diferentes plantas, tanto en tierra como en las marinas.
Un ejemplo de esta situación, lo representa el Complejo de Procesamiento de Gas Cactus, considerado el más grande de México, el cual no puede procesar el gran volumen de gas asociado al aceite producido, venteando volúmenes importantes. Esta situación, también se presenta en los otros centros de procesamiento de gas existentes en tierra, sin incluir lo que ocurre en el desarrollo de Ixachi y en Quesqui, los dos últimos descubrimientos grandes que está desarrollando PEMEX.
El proceso para acondicionar el gas natural desde su producción en el pozo hasta su uso industrial es delicado y arriesgado. Comienza con la eliminación del agua contenida (deshidratación), el ajuste de la temperatura o punto de rocío, para evitar formación de hidratos o escarcha, el endulzamiento, para eliminar el contenido de azufre, la eliminación de nitrógeno, y las parafinas en aquellos casos donde exista. El contenido de nitrógeno en el gas es actualmente un tema crítico para México, debido a que su uso continuo durante mucho tiempo ha provocado una contaminación del gas natural proveniente de algunos yacimientos importantes ubicados, principalmente, en regiones marinas de PEMEX.
En un análisis realizado por la Comisión Reguladora de Energía, CNH, se estableció que, desde el año 2000 los volúmenes de gas inyectado en los yacimientos se complementan con nitrógeno, buscando mitigar la caída de presión causada por la extracción incremental de petróleo. Recientemente en el Congreso Mexicano del Petróleo se presentaron varios trabajos relacionados con el tema de maximizar el aprovechamiento del gas. Y uno de ellos explica, de manera muy profesional y completa, la situación que vive la región marina en la medida en que el contenido de nitrógeno ha aumentado en las corrientes de gas.
Por esta razón, la eliminación de nitrógeno se ha convertido en un proceso crítico y su impacto en la producción de petróleo y gas debe ser resuelto. Es fundamental eliminar el nitrógeno de la corriente de gas porque afecta su poder calorífico, aumenta los costos de compresión y transporte y las emisiones de contaminantes en lugares cerrados como las plantas pueden causar graves daños a las personas.
Entre las tecnologías que se han utilizado en la industria para separar el contenido de nitrógeno de la mezcla de gases, la destilación criogénica es el método más común, el más económico y proporciona un mayor rendimiento en el proceso. También la adsorción por cambio de presión es un proceso eficiente, utilizando unidades de remoción de nitrógeno NRU, que se pueden adaptar con relativa facilidad para procesar mezclas de gases de diferente contenido de nitrógeno.
Ambas tecnologías se han implementado en todo el mundo con excelentes resultados en la limpieza de corrientes contaminadas con gas, y Pemex las tiene incorporadas en sus procesos de procesamiento de gas amargo con contenido de hidrogeno. No obstante, para tener un mejor aprovechamiento del gas, la segregación de corrientes de gas húmedo amargo con altas concentraciones de nitrógeno es crítica para evitar la contaminación del gas limpio, y evitar el impacto que el gas contaminado puede tener en las operaciones diarias asociadas al uso de gas combustible y como suministro a los sistemas de bombeo neumático.
Los sistemas de compresión juegan un rol vital en el aprovechamiento del gas limpio, pues estos permiten su captura e inyección a los pozos, evitando su venteo y quema; de allí la necesidad primaria de disponer de instalaciones de apoyo que puedan ser usadas cuando ocurren paros de plantas de compresión, programados o no.
En ese sentido se han creado equipos portátiles con miniplantas de compresión, que pueden ser usados en tierra o en aguas someras para evitar el venteo durante la ejecución de trabajos de mantenimiento o reparación en plantas, asegurando las condiciones de operación de los campos conectados a las mismas.
El tema del gas se convierte en una prioridad para Pemex y para México, que se encuentra entre los países que han firmado el compromiso respaldado por el Banco Mundial para reducir la quema rutinaria de gas a cero para el año 2030 (Zero Emisión), y aunque se reconoce el desempeño hecho por la petrolera nacional, aún se requiere un gran esfuerzo, así como el uso de tecnologías de punta que puedan maximizar su aprovechamiento.
Luis Vielma Lobo, es Director General de CBMX Servicios de Ingeniería Petrolera, presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, AMESPAC; colaborador de opinión en varios medios especializados en energía y autor de varios libros.
