Trazan la ruta para garantizar el suministro y transporte de gas natural

Autoridades del sector público compartieron una amplia radiografía sobre el estado que guarda el mercado de gas natural de México, un segmento clave para garantizar el suministro de energía en el país.

Durante el tercer día de actividades del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) 2023, se llevó a cabo la “comida conferencia” con la participación de funcionarios públicos del sector energético de México.

En la conferencia titulada: “Los retos y oportunidades para incrementar la disponibilidad del gas natural en México”, los ponentes presentaron informes completos sobre las expectativas de hidrocarburos, la red de gasoductos y proyectos de generación de electricidad en el país.

La conferencia, moderada por el Dr. Néstor Martínez Romero, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, contó con la participación del Dr. Carlos Pérez Tellez, presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de México (CIPM), quien leyó la biografía de los ponentes.

El panel estuvo conformado por el Dr. Jorge Alberto Arévalo Villagrán, director general de exploración y extracción de hidrocarburos de la Secretaría de Energía (Sener), el Mtro. Abraham David Alipi Mena, director general de CENAGAS, y el Dr. Miguel Santiago Reyes Hernández, director general de CFEnergía.

De acuerdo con el Dr. Arévalo Villagrán, México ocupa el lugar 11º en producción de crudo, con una plataforma de 1 mil 941 Mbpcd, y el 18º como productor de gas natural (4 mil 323 MMpcd).

En tanto, agregó que las reservas totales de hidrocarburos del país aumentaron 4.16% al cierre de 2023, ubicándose en 23 mil 081 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Añadió que la Cuenca de Sabinas cuenta con 19 campos petroleros con producción acumulada de 670 MMMpc de gas y 73 oportunidades mesozoicas con un recurso estimado de 1 mil 20 MMMpc. La Cuenca de Burgos tiene 242 campos con una producción acumulada de 14 mil 651 MMMpc y 334 oportunidades con un recurso estimado de 13 mil 100 MMMpc de gas.

Plotting the route to guarantee the supply and transportation of natural gas

During the third day of activities of the Mexican Petroleum Congress (CMP) 2023, the “lunch-conference” was held with the participation of public officials from the Mexican energy sector.

At the conference entitled: “The challenges and opportunities to increase the availability of natural gas in Mexico”, the speakers presented comprehensive reports on hydrocarbon expectations, the gas pipeline network and electricity generation projects in the country.

The conference, moderated by Néstor Martínez Romero, commissioner of the National Hydrocarbons Commission, was attended by Carlos Pérez Tellez, president of the College of Petroleum Engineers of Mexico (CIPM), who read the biographies of the speakers.

The panel was formed by Jorge Alberto Arévalo Villagrán, general director of hydrocarbon exploration and extraction of the Ministry of Energy (Sener), Abraham David Alipi Mena, general director of CENAGAS, and Miguel Santiago Reyes Hernández, general director of CFEnergía.

According to Arévalo Villagrán, Mexico ranks 11th in crude oil production, with a platform of 1,941 Mbpcd, and 18th as a natural gas producer (4,323 MMpcd).

He added that the country’s total hydrocarbon reserves increased 4.16% at the end of 2023, reaching 23,081 million barrels of crude oil equivalent.

He added that the Sabinas Basin has 19 oil fields with a cumulative production of 670 MMMpc of gas and 73 Mesozoic opportunities with an estimated resource of 1,20 thousand MMpc.

MMMpc. The Burgos Basin has 242 fields with a cumulative production of 14,651 MMMpc and 334 opportunities with an estimated resource of 13,100 MMMpc of gas.

In his report, he informed that the main producing plays are La Casita, La

En su reporte, informó que los principales plays productores son La Casita, La Virgen y La Peña, con acumulaciones de hidrocarburos en Jurásico, Cretácico Inferior. Añadió que se han identificado zonas potenciales de yacimientos AGL de edad Jurásico Superior Tithoniano. Este panorama ofrece oportunidades de desarrollo en corto, mediano y largo plazo, principalmente, en gas no asociado, gas y condensado y gas asociado para las cuencas del sureste, Veracruz y Burgos, con un desarrollo acelerado de Campos Prioritarios: Ixachi, Quesqui, Valeriana, Dzimpona y Racemosa.

El Dr. Arévalo Villagrán señaló que las reservas 3P en gas natural del país se contabilizan en 31 mil 500 MMMpc, una cifra suficiente para 21 años a los ritmos actuales de explotación.

“Se tienen incrementos de gas natural a partir del 2020 derivado de la explotación actual de gas asociado y no asociado, de la reactivación de campos maduros y del desarrollo de nuevos campos descubiertos”.

Agregó que la producción de gas natural no es suficiente y sostenible en el tiempo por lo que la importación de gas seguirá jugando un papel importante para cubrir la demanda nacional.

Al respecto, los recursos prospectivos para gas ascienden a 225 mil MMMpc (convencionales de 83 mil MMMpc y no convencionales de 142 mil MMMpc). El incremento en la producción de gas natural, depende de las actividades en bloques que tiene el estado.

Como reflexiones finales, el Dr. Arévalo Villagrán señaló que se debe fortalecer la exploración en las áreas del estado para incorporar reservas de gas natural a través de los mecanismos establecidos en la Ley de Hidrocarburos.

Adicionalmente, mencionó que se requiere ampliar la infraestructura hacia el sureste y en las penínsulas de Baja California y Yucatán para garantizar el suministro de gas natural a estas regiones.

Asimismo, sugirió que se debe cubrir la demanda interna de gas natural con la producción nacional de gas, para lograr la soberanía energética.

Por su parte, el Mtro. Abraham David Alipi Mena, director general de CENAGAS, resaltó que tienen claro los objetivos de mediano y largo plazo, los cuales se enfocan en alcanzar la soberanía y seguridad energética, garantizando la demanda de 30, 60 y 90 días de almacenamiento de gas natural, en terminales de GNL, en Cavernas Salinas y en Yacimientos agotados.

En el corto plazo, especificó que contemplan alcanzar en los próximos cinco años (2026) cinco días de almacenamiento (45 BCFs) para garantizar la continuidad del servicio de transporte por medio de ducto y el suministro de gas natural (demanda actual), en terminales de GNL y en Cavernas Salinas.

Finalmente, el Dr. Miguel Santiago Reyes Hernández señaló que la CFEnergía avanza en la construcción de cinco plantas de ciclo combinado, que entrarán en operación en este año, para apoyar la generación de energía del país.

Virgen and La Peña, with hydrocarbon accumulations in Jurassic, Lower Cretaceous. He added that potential zones of AGL reservoirs of Upper Jurassic Tithonian age have been identified.

This scenario offers development opportunities in the short, medium and long term, mainly in nonassociated gas, gas and condensate and associated gas for the southeast, Veracruz and Burgos basins, with an accelerated development of Priority Fields: Ixachi, Quesqui, Valeriana, Dzimpona and Racemosa.

Arévalo Villagrán pointed out that the country’s 3P natural gas reserves are estimated at 31,500 MMMpc, a figure sufficient for 21 years at current exploitation rates.

“Natural gas increases are expected starting 2020 derived from the current exploitation of associated and non-associated gas, the reactivation of mature fields and the development of new fields discovered.”

He added that natural gas production is not sufficient and sustainable over time, so gas imports will continue to play an important role in meeting domestic demand.

In this regard, prospective gas resources amount to 225 thousand MMMpc (conventional 83 thousand MMMpc and unconventional 142 thousand MMMpc). The increase in natural gas production depends on the activities in blocks that the state has.

As final reflections, Arévalo Villagrán pointed out that exploration in the state’s areas must be strengthened in order to incorporate natural gas reserves through the mechanisms established in the Hydrocarbons Law.

Additionally, he mentioned that it is necessary to expand the infrastructure towards the southeast and in the peninsulas of Baja California and Yucatan to guarantee the supply of natural gas to these regions.

He also suggested that domestic demand for natural gas should be covered by domestic gas production in order to achieve energy sovereignty.

Abraham David Alipi Mena, general director of CENAGAS, emphasized that they have clear medium and long term objectives, which are focused on achieving energy sovereignty and energy security, guaranteeing the demand for 30, 60 and 90 days of natural gas storage in LNG terminals, in Salt Caverns and in depleted fields.

In the short term, he specified that they contemplate reaching five days of storage (45 BCFs) in the next five years (2026) to guarantee the continuity of the pipeline transportation service and the supply of natural gas (current demand), in LNG terminals and in Cavernas Salinas.

Finally, Miguel Santiago Reyes Hernández pointed out that CFEnergía is making progress in the construction of five combined cycle plants, which will start operating this year, to support the country’s energy generation.