Fernando Rodríguez de la Garza

63.5 mil barriles diarios (mbd)*

Rondas

27.88

mbd 44%

63.5 mbd

41% Migraciones con socios

25.78

mbd

15%

Farmouts 9.87

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, mbd datos de producción a julio de 2021. No considera Ek- Balam. Figura 7. Distribución de la producción de petróleo de contratos (julio de 2021).

llo. Esto ayuda al incremento de las reservas de la nación, así que es posible decir que se avanza por un buen camino.

La gráfica de la figura 6 resume los diversos datos relacionados con las inversiones. Tanto los planes de exploración como de desarrollo consideran una inversión total superior a 42 mil millones de dólares. Hasta agosto de 2021, de ese total se habían empleado más de 18 mil millones de dólares, que se pueden clasificar entre pagos al Fondo Mexicano del Petróleo; transferencias a Pemex debido a la suscripción de farmouts o de asociaciones con la empresa del Estado; pagos por información a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, mediante el Cetro Nacional de Hidrocarburos, y también a terceros por estudios de reconocimiento y exploración superficial, así como inversiones que se han registrado directamente en los contratos. Como se aprecia, las inversiones en contratos son significativas, ya que se acercan a los 8 mil millones de dólares.

Respecto de la producción de petróleo, desde la suscripción de los contratos se ha tenido una tendencia creciente. Destaca que en términos de los farmouts y de las migraciones, la producción se ha mantenido o incrementado. Es decir, se ha logrado disminuir la tasa de declinación de los campos antes de las migraciones o las asociaciones; incluso algunos han aumentado su producción.

En el caso del gas la tendencia difiere un poco, pues los campos que inician su producción de aceite y gas al principio producen menos gas y más aceite. A medida que avanza el ciclo de vida del yacimiento se tiende a producir más gas conforme pasan los años y esto va a aumentar.

La distribución de producción de petróleo en los contratos la resume la figura 7. Del total de 63.5 mil barriles diarios, casi 28 mil provienen de los contratos derivados de las rondas, aproximadamente 26 mil, de las migraciones de Pemex con socios, y de las asociaciones, casi 10 mil.

Las empresas que actualmente realizan actividades en México complementan las actividades de la empresa productiva del Estado. Esta forma de trabajo permite lograr los objetivos de producción, incrementar la inversión directa en México, generar empleos y acelerar el desarrollo de la industria en general con el objetivo de lograr una industria más fuerte y sólida en beneficio de todos.

JUAN ESCOBEDO VIELMA Ingeniero civil, maestro en Ingeniería administrativa. Secretario del Comité Técnico de Energía del CICM. Gerente de Desarrollo de Proyectos en Grupo DIAVAZ.

Para los pozos de aguas profundas, aguas someras y en tierra, ¿cuál sería el costo promedio de tener un pozo productor?

Alfonso Reyes En este momento no tengo los datos exactos, pero expondré rangos estimados, que se emplean como generales en la industria. La perforación de un pozo en tierra depende mucho de ciertas condiciones; básicamente, de hasta qué profundidad llegará el pozo y el tipo de roca que atravesará. Además, el costo depende mucho del tiempo de perforación. Supongamos, en términos muy generales, que los pozos en tierra están en el rango de 3, 4 millones de dólares, hasta 10 o incluso decenas de millones. En aguas someras estamos en un rango bastante amplio, pero ubicarse desde hasta 40 millones de dólares. En aguas profundas es más complejo porque los equipos son muy costosos. Podríamos establecer un rango entre 40 y 60, aunque en función de su complejidad algunos llegan hasta 100 millones de dólares.

Al hablar de desarrollo se necesitan varios pozos, y en función del campo o de las características de este se determinará cuántos pozos serían necesarios, además de definir las instalaciones para el manejo de la producción.

Captura, uso y almacenamiento de CO2 en la industria petrolera

FERNANDO RODRÍGUEZ DE LA GARZA Ingeniero petrolero con maestría y doctorado. Especialista en ingeniería de yacimientos y recuperación mejorada de aceite. Profesor en la UNAM. Consultor. Colabora con la compañía holandesa Traden Energy en el desarrollo de proyectos integrados de generación de energías limpias mediante oxicombustión y CO2 capturado en recuperación mejorada de aceite. Miembro de la Academia de Ingeniería de México, de la Society of Petroleum Energy y de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México.

La captura, uso y almacenamiento de CO2 mediante procesos de rotación mejorada de aceite en la industria petrolera tiene un doble propósito: incrementar las reservas y producción de aceite y mitigar las emisiones de CO2 a la atmósfera. Los proyectos de este tipo contribuyen al combate del cambio climático, tema que adquirió relevancia internacional desde 1997 con el protocolo de Kioto, y más recientemente en 2015 con los acuerdos de París, resultado de la Conferencia de las Partes 21 (COP21).

En México se crearon iniciativas acerca de la captura de carbono, su uso y almacenamiento a partir de 2007. En particular, quiero referirme al compromiso del país adquirido en la COP21: reducir las emisiones totales de gases de efecto invernadero en 22% en el año 2030; es decir, se proyecta reducir para entonces a 762 millones de toneladas las 973 actuales (véase tabla 1).

En 2009, la Secretaría de Energía (Sener), la de Medio Ambiente (Semarnat), Pemex y la CFE acordaron trabajar en una iniciativa para mitigar las emisiones de CO2 a la atmósfera mediante tecnologías de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS). El objetivo es capturar CO2 emitido por Pemex y la CFE para emplearlo en proyectos de recuperación mejorada de aceite (EOR, sus siglas en inglés). En 2013 se integró un grupo de trabajo interdisciplinario en las instituciones mencionadas con el objetivo de documentar y poner en práctica la estrategia del Mapa de Ruta Tecnológica de Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono (MRTCCUS) de México. El MRTCCUS se documentó en el primer semestre de 2014 para ponerlo en práctica el segundo semestre del mismo año.

Ahora me referiré a las etapas de producción y los métodos de recuperación en el ciclo de vida de un yacimiento petrolero.

En la primera etapa, los hidrocarburos se conducen con la energía natural contenida en el yacimiento. En esta fase el factor de recuperación del porcentaje del aceite contenido en el yacimiento varía, típicamente, entre 5 y 20%. Este rango depende de la naturaleza del yacimiento, en cuanto a la calidad del aceite y la capacidad de producción de los pozos, que se relaciona, de manera resumida, con la permeabilidad. Eventualmente, cuando la energía natural del yacimiento se reduce a un punto tal que es necesario entrar y agregarle energía, se habla de una etapa de recuperación secundaria, en la cual se inyecta, básicamente, agua o gases invisibles. En la segunda etapa puede llegarse a factores de recuperación de hasta 45%; en tal caso, se trata de recuperación acumulada. En ocasiones, tal vez sea necesario entrar a una tercera etapa, conocida como etapa de recuperación mejorada. Durante ésta, además de agregar energía, mediante los fluidos o procesos que se inyectan al yacimiento, se busca reducir las fuerzas que retienen el aceite en el medio poroso.

Si se aplican procesos de recuperación térmica con químicos, inyección de gases invisibles, donde entra precisamente el CO2, el factor de recuperación acumulada tiene la posibilidad de alcanzar 65 por ciento.

La recuperación mejorada con CO2 es una tecnología probada; se aplica en Estados Unidos desde los primeros años de la década de 1970. El CO2 reduce la saturación del aceite en el medio poroso, actúa como solvente, hincha el aceite y reduce su viscosidad, lo que facilita su flujo en el yacimiento y, obviamente, incrementa la recuperación. Un dato importante en la recuperación mejorada con CO2 –hablamos de la típica o convencional– es que entre 50 y 70% del CO2 que se inyecta permanece en el yacimiento. Cuando se habla de proyectos de CCUS y EOR con CO2, el CO2 que se produce se reinyecta y almacena permanentemente en el yacimiento. La recuperación mejorada con CO2 convencional también es práctica común. El CO2 que se produce eventualmente en la corriente de gas se separa y se reinyecta, pero estos procesos no se ejecutan en el caso de proyectos de CCUS y EOR. En cuanto a la recuperación mejorada, existe el compromi-

Tabla 1. Emisiones y compromisos de México en la COP21: reducción de gases de efecto invernadero (GEI) en 22% para 2030. Línea base No condicionada 2013 2020 2025 2030 2030 Transporte 174 214 237 266 218 Generación de electricidad 127 143 181 202 139 Residencial y comercial 26 27 27 28 23 Petróleo y gas 80 123 132 137 118 Industria 115 125 144 165 157 Agricultura y ganadería 80 88 90 93 86 Residuos 31 40 45 49 35 Subtotal 633 760 856 941 776 USCUU1 32 32 32 32 –14 Emisiones totales2 665 792 888 973 762 –22 % 1 USCUSS: Usos del suelo, cambio del uso del suelo y silvicultura. 2 La suma de los valores de los sectores puede no coincidir con el total por efectos del redondeo. Fuente: Compromisos de Mitigación y Adaptación ante el Cambio Climático para el Periodo 2020-2030. Boletín del Gobierno de la República, 2015. COP21: ONU-Conferencia de las Partes para el Cambio Climático No. 21, París, 30 nov-12 dic 2015.

so de reinyectar y almacenar permanentemente el CO2 que se produce con el gas.

Los estudios sobre transición energética hacia el año 2050 de la compañía noruega DNV coinciden en gran medida con los pronósticos que han publicado otras compañías. En particular, se pronostica que para 2050 el 54% de la energía provendrá de combustibles fósiles (gas, 29%; aceite, 16%; carbón, 9%).

Como referencia, en 2018 el porcentaje de energía proveniente de combustibles fósiles fue de 81%. En 2050 los hidrocarburos tendrán un papel preponderante en la generación de energía, aunque bastante menor. Desde hoy hasta 2050 se requerirá una inversión continua en la industria petrolera para mantener un continuo en los niveles requeridos por la demanda global, a pesar de la declinación de la demanda.

Un dato muy importante, relacionado con el tema principal de este trabajo, es que la captura de carbono, su uso y almacenamiento, así como del hidrógeno, serán los catalizadores de una descarbonización profunda después de 2035, lo que podría transformar la industria del aceite y el gas en el descarbonizador de hidrocarburos y suministrador de tecnologías de CCUS.

Aquí deseo incluir una observación: el pronóstico del uso exhaustivo de las tecnologías de CCUS hasta el año 2035 se debe a su alto costo, en particular porque el almacenamiento de CO2 no genera beneficios económicos, o bien éstos son insuficientes. Este no es el caso de CCUS-EOR con CO2, pues el almacenamiento con CO2 genera beneficios gracias a la producción y recuperación adicional de aceite. A esto deberán sumarse los potenciales bonos de carbono que podrían contribuir de manera importante a los beneficios de quien aplique estas nuevas tecnologías.

En la figura 1 se muestra el estado de la tecnologías de CCUS en el mundo hasta noviembre de 2020. Como se aprecia, existían entonces 65 instalaciones comerciales de CCUS; 26 de ellas estaban funcionando, 3 se construían, 34 en estaban en desarrollo y había 2 instalaciones suspendidas.

Ahora bien, ¿cuál es la capacidad de esas 26 instalaciones respecto de la captura y almacenamiento de CO2? Se trata de 40 millones de toneladas por año, como se indica en esa misma figura. La información se adaptó de un informe del Global CCS Institute, que proyecta que para 2050 el cumplimiento de los objetivos globales del cambio climático requiere tener más de 2 mil instalaciones de CCUS operando. Nótese el reto que se enfrenta y hacia dónde es necesario transitar para lograr de verdad contribuir a frenar el cambio climático.

Respecto al potencial de CCUS que se tiene en México, mencioné que se integró en 2013 un grupo interinstitucional Sener-Pemex-Semarnat-CFE; se creó un mapa de ruta para la captura, uso y almacenamiento de carbono. Como parte de los trabajos de tal mapa, entre 2015 y 2016 se identificaron y evaluaron las principales fuentes de CO2 antropogénico de la CFE y Pemex, así como los yacimientos petroleros donde el CO2 capturado podría inyectarse en procesos de recuperación mejorada.

También definimos las estrategias de captura de CO2 y de secuestro mediante recuperación mejorada, así como la de consumo y abasto; además, se documentó el primer proyecto de CCUS-EOR de México. Ahora bien, aquí resumo las fuentes de CO2 que identificamos tanto en Pemex como en la CFE y las emisiones que es posible capturar de esas fuentes: casi 22.5 millones de toneladas susceptibles de captura y, en consecuencia, de almacenar con recuperación mejorada de aceite.

En la tabla 2 se muestra la relación de fuentes de CO2 identificadas que corresponden a Pemex, entre ellas los cen-

Instalaciones comerciales

Operando

En construcción

65

En desarrollo

Suspendidos

Capacidad actual operando

40 Mt Por año Capturado y almacenado

26

3

34

2

Clima político nacional 15 de las 19 estrategias de desarrollo a largo plazo para la reducción de GEI (UNFCCC) incluyen CCUS

Unión Europea, Sudáfrica, Finlandia, Singapur, Eslovaquia, Portugal, Japón, Ucrania, Reino Unido, República Checa, Francia, EUA, México, Alemania y Canadá

Para cumplir los objetivos globales del cambio climático se requieren

2000+

instalaciones de CCUS para el 2050

GLOBAL CCS INSTITUTE *Adaptado del Reporte del Global CCS Institute, 2021. Figura 1. Estado global de la CCUS a noviembre de 2020.

Tabla 2. Fuentes de CO2 Pemex

Fuente Emisión de CO mm ton/año 2 (mm pcsd) Emitido / capturable Combustible Plazo de captura*

CPQ Cosoleacaque 98% CO2 pureza: planta de amoniaco 0.91 / 0.77 (42) Gas natural

Corto (captura integrada)

CPQ Morelos 1.65 / 1.54 (84) Gas natural CPQ Cangrejera 2.77 / 2.35(129) Gas natural Refinería Madero 2.02 / 1.05 (58) Gas natural Refinería Minatitlán 1.81 / 0.72 (40) Gas natural *Con base en la madurez de las tecnologías de captura. Largo

Tabla 3. Fuentes de CO2 CFE

Fuente Emisión de CO mm ton/año 2 (mm pcsd) emitido/ capturable

Planta termoeléctrica de Altamira 0.5 (29)/ 2.0 (110)

Planta termoeléctrica de Tuxpan 8.1 (443) / 14.0 (767) Combustible Plazo de captura

Combustóleo y gas natural Medio Combustóleo y diésel Medio

tros petroquímicos de Cosoleacaque, Cangrejera, Madero y las refinerías de Morelos y Minatitlán.

En la tabla 3 se identifican las fuentes de CO2 de la CFE; se indican las cantidades de emisiones, el tipo de combustible que consumen las plantas y sus correspondientes plazos de captura.

La tabla 4 resume los datos de potenciales proyectos de CCUS-EOR en el país. Se registran las fuentes, los campos potenciales, la distancia entre las fuentes y los campos y, al final, el plazo en que podrían concretarse los proyectos.

Hemos hecho estos estudios fuera del mapa de ruta tecnológica. Mediante estudios recientes (año 2020) de proyectos integrados de generación de energía limpia mediante oxicombustión –empleando el gas contaminado con nitrógeno producido en el sureste de México y la emisión de CO2 capturado con esta tecnología, en recuperación de aceite de campos nuevos del sureste de México– se ha concluido que estos proyectos son técnica y económicamente viables. Esto permitiría incrementar la producción en cerca de 100 barriles por día y aumentar la generación de energía limpia en 800 MW de estos proyectos, así como capturar, mediante recuperación mejorada, 5.5 millones de toneladas de emisiones de CO2 al año. Si sumamos estos 5.5 millones con lo que se menciona acá, se recuperarían 28 millones de toneladas por año.

Planteamos reducir las emisiones en 210 millones de toneladas, es decir, todas las emisiones de México. En particular, quiero destacar que con estos proyectos podríamos disminuir hasta 13% las emisiones a las que se comprometió México en la COP21.

Para concluir, resalto que estos estudios de transición energética pronostican que 45% de la energía del planeta en el 2050 se obtendrá de hidrocarburos, y que el CSUS serán el catalizador de una descarbonización profunda.

Destaco que es posible generar energía limpia mediante los hidrocarburos si el CO2 producido en la combustión se captura y almacena. La viabilidad económica de la CCUS es posible en la actualidad si ese almacenamiento lo hacemos mediante la recuperación mejorada.

Existe una gran oportunidad en México para la aplicación de proyectos integrados de generación de energía limpia y de CCUS que podrían contribuir con el gobierno federal en el cumplimiento de los compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero contraídos mediante la COP21. Lograr tales metas requiere que las partes involucradas –instituciones públicas, empresas, inversionistas– en este tipo de proyectos formen un frente común y contribuyan, de acuerdo con sus atribuciones, para hacer realidad los proyectos de CCUS-EOR identificados.

Tabla 4. Proyectos potenciales de CCUS-EOR con CO2 en México

Fuente de CO2

Campos potenciales: EOR CO2 Distancia fuentecampo (km)

Plazo del proyecto de CCUSEOR

Termoeléctrica de Altamira Campos APPRAN (carbonatos): TamaulipasConstituciones

Termoeléctrica de Tuxpan Campos APPRAS (carbonatos): Poza Rica,S. Águeda, Sur Amatlán 10

4565 Medio

CPQ Cosoleacaque APCP Fields (areniscas): Brillante, Rabasa, Cinco Presidentes 45+ Corto

CPQ Madero Campos APPRAN (carbonatos): TamaulipasConstituciones 30

CPQ Cangrejera

Refinería Morelos

Refinería Minatitlán Campos APCP (areniscas): Ogarrio, San Ramón… 30-80 Largo