Mónica Ferro

necesitamos políticas mucho más claras para que los gobiernos estatales y municipales emprendan proyectos al respecto y fomenten el desarrollo y el crecimiento de la industria.

Es muy difícil cuando no hay claridad respecto a las diferencias y características entre una estación de gas natural y una de gas LP. El tema lo trabajamos en forma intensa como gremio y en el ámbito industrial para promocionar el gas natural. Algunos estados tienen hoy políticas asociadas con la movilidad basada en el gas natural. Jalisco tiene una política pública para la sustitución de vehículos de gasolina por otros que consuman gas natural. En Querétaro y Nuevo León están buscando fortalecer estos planes e fomentar el GNV. Tabasco en estos momentos trabaja en un proyecto interesante de gas natural, por lo que promociona el uso del gas natural como alternativa en la renovación de vehículos. Hay existen estos elementos aislados, pero es indispensable una política mucho más intensa y transexenal.

En relación con el gas natural domiciliario, este es el mismo que el gas natural vehicular. La única diferencia es se comprime en un cilindro instalable en los vehículos. No se podría utilizar desde la casa porque es necesario contener la energía. El gas natural es mucho más liviano que el aire, entonces su densidad es muy baja, y se requieren más de 3,000 libras de presión para almacenarlo y después utilizarlo en el vehículo.

Situación actual y futuro del almacenamiento de gas natural en México

MÓNICA FERRO Ingeniera petrolera. Ha desempeñado diversos cargos en Baker Hughes, empresa estadounidense de servicios industriales y de yacimientos petrolíferos. Actualmente está a cargo de los Servicios Técnicos de Yacimientos.

Este trabajo se enfoca en qué opciones están disponible para almacenar el gas natural y así dejar la dependencia tan grande que se tiene de otros países. Una opción es el almacenamiento subterráneo de gas natural (ASGN), conocido también como underground gas storage (UGS), uno de los temas con mayor auge en los últimos años.

El enfoque se centrará en el tema yacimientos, que es en donde más experiencia tenemos. Me referiré a cómo las empresas están obligadas a prepararse para el proceso de almacenamiento subterráneo de gas.

No sólo se trata de dónde se almacenará, sino también del proceso integral de cómo se le mantendrá.

En nuestro caso ofrecemos los servicios en yacimientos petrolíferos, mediante Oilfield Services, para lograr el menor costo por barril producido en la vida útil del activo. También disponemos de equipo y tecnología de gran confiabilidad, por medio de Oilfield Equipment, para brindar servicio en los entornos que presentan grandes retos. A su vez, Turbomachinery & Process Solitions encabeza la industria en cuanto a confiabilidad y disponibilidad de equipos de turbinas, compresores y válvulas. El proceso ASGN demanda controles y medición confiables, así que mediante Digital Solutions ofrecemos los servicios respectivos. Estos servicios requieren una adecuada vinculación para que este tipo de proyectos sean rentables, sean seguros.

La geología es variable. Hay tres formas de yacimientos en donde se puede almacenar el gas natural. Es indispensable garantizar que en donde se vaya a almacenar sea seguro, que la roca tenga la suficiente capacidad para almacenarlo, y que la roca por arriba de ella, que será el sello, no tenga ninguna fisura, que soporte toda la presión porque si no es así habrá pérdida perdida del fluido, lo que afectaría el diseño y la operación planificada.

El primer paso consiste en controlar la incertidumbre respecto de posibles fugas. El porcentaje de incertidumbre se reducirá según la disponibilidad de datos que permitan controlar la presión.

La siguiente etapa es la compresión. Aquí desempeñan una función importante los sensores de medición porque se trabaja con gas y es esencial reducir los riesgos. Si el proceso extracción-inyección se ejecuta donde haya agua será indispensable un procesamiento para cumplir con la calidad necesaria del gas. Por tanto, debe trabajarse con compresores y, centrífugos, además de monitorear en forma exhaustiva la totalidad del proceso para tener operaciones integrales.

Los ductos son esenciales en el proceso y su integridad y correcto funcionamiento son vitales en el enfoque en el tema de la seguridad. Por ello las instalaciones deben cubrir en forma integral los requisitos que demanda este tipo de almacenamiento.

El almacenamiento subterráneo del gas natural presenta tres modalidades: en campos petroleros y de gas agotados, bajo mantos acuíferos; en cavernas salinas.

Es importante definir cómo se almacenará el gas. El proyecto de almacenamiento tiene tres factores básicos: el geográfico, el geológico y el tipo de almacenaje. El primer factor tiene tres requisitos: ubicación cercana a las regiones de consumo y zonas industriales (por ejemplo, plantas de ciclo combinado); cercanía a los sistemas de distribución y los gasoductos; proximidad a los centros de extracción y producción de gas. También depende de los objetivos del cliente, si el gas se destina al consumo interno o de otro tipo.

Respecto del factor geológico, el tipo de almacenamiento debe satisfacer tres demandas: porosidad, característica

Energy Costa Azul GNL

Brasil ~500 Bcf

Los Ramones

Proyectos candidatos Ductos

Terminales de gas natural licuado (GNL)

Manzanillo GNL Villa de Reyes

Aucyo ~50 Bcf Ciudad de México

clave para determinar cuánto volumen es posible almacenar; permeabilidad, la cual determina la tasa a la cual el gas natural puede inyectarse o extraerse; confinamiento, capacidad para mantener el gas en el reservorio.

El tipo de almacenaje, tercer factor, es de tres tipos: campos de petróleo o gas agotados; acuíferos; cavernas salinas.

El ASGN en reservorios agotados es la opción preferida en el mundo porque se aprovecha la infraestructura existente. En estos sitios, la construcción de las instalaciones necesarias se ejecuta con mayor rapidez. Además, adecuar la infraestructura al nuevo uso representa significativos ahorros.

Cada tipo de reservorio tiene características propias. Aunque en forma breve, se mencionan aquí.

Campos agotados. Estos reservorios se utilizan cuando ya no resulta económicamente viable continuar con la extracción del hidrocarburo. Es la solución más efectiva en costos y tiempo de utilización, ya que se emplea la infraestructura existente y se conocen las características geológicas (por ejemplo, porosidad y permeabilidad). Los requerimientos del gas colchón son moderados, pues es posible usar el gas remanente del campo. Tienen alta capacidad de almacenaje, y de entrega, moderada.

Acuíferos. Este tipo de almacenamiento utiliza el manto acuífero y la formación superior como elementos para confinar el gas. Es más caro que la solución de campos de petróleo y gas

agotados, ya que demanda una caracterización profunda de la condición geológica. Asimismo, se tiene que inyectar el 100% del gas colchón para mantener la presión de operación requerida (no hay gas remanente como en el caso del campo agotado). Su capacidad de almacenaje es limitada, y de entrega, moderada. Jaf ~20 Bcf Cavernas salinas. Es la solución más cara de las tres opciones; en particular porque Altamira GNL se requiere instalar toda la infraestructura de superficie, actividad que incide en el tiempo Saramako ~40 Bcf de ejecución del proyecto. Entre sus ventajas destaca que el requerimiento operativo del gas colchón suele ser bajo (aproximadamente, 20-30%). Tiene una capacidad de almacenaje limitada, y de entrega, alta. Figura 1. Campos agotados candidatos para proyectos de ASGN. En el ASGN es necesario considerar diversas actividades en tres rubros: subsuelo, superficie y financiero, en los cuales inciden algunas variables importantes: reservorio y condición; número de pozos y diseño; gas en el lugar (colchón y gas de trabajo); capacidad del activo (almacenamiento); tasas de inyección y extracción. Subsuelo. En este aplican geomecánica, geociencias y modelaciones. Mediante la geomécanica si la capa situada por encima de la roca almacenadora resistirá la presión cuando se inyecte o extraiga gas. La utilización de geociencias tiene como meta analizar los registros de información de campo, la producción e identificar la cantidad de gas colchón en el yacimiento. A su vez, las modelaciones estocásticas se practican para evaluar los riesgos según las variables que se utilicen. Superficie. Respecto de esta debe garantizarse el buen estado y funcionamiento de las instalaciones nuevas y existentes, de la compresión, de las instalaciones eléctricas y la red de ductos. Financiero. En este rubro es preciso determinar, después de cuidadosas evaluaciones, emplearán los gastos de capital (CAPEX) o los gastos operativos (OPEX). En síntesis, si se gasta todo el dinero de golpe (CAPEX) o se pagan cuotas mensuales de alquiler por ese bien (OPEX). México tiene potencial en el campo del ASGN. Esta nueva opción es relativamente nueva el Latinoamérica y se ha

avanzado en algunas regiones. Hemos identificado campos agotados son viables para aprovecharlos como reservorios.

La ubicación de los campos Brasil y Saramaco presenta una gran ventaja en relación con los ductos. Esto le brinda nuestro proyecto una gran rentabilidad en términos de CAPEX. Los campos agotados que se muestran en la figura 1 tienen el potencial de emplearse como reservorios subterráneos de gas natural a partir de nuestros proyectos.

Existe el reto de evaluar la capacidad real de los campos para emprender la planeación del proyecto desde la parte de superficie. La meta es que sea rentable en el plano económico y se vincule con las respectivas políticas gubernamentales. Rodolfo del Rosal ¿Cuál es la zona de México con mayor cantidad de yacimientos agotados que potencialmente podrían convertirse en yacimientos de almacenamiento subterráneo?

Mónica Ferro La zona en la que nos enfocamos es Veracruz. Sin embargo, el tema de campos agotados es amplio. La capacidad de almacenamiento depende de cada yacimiento. Es imposible generalizar. La geología puede variar de un pozo a otro. Es necesario investigar campo por campo para conocer la capacidad de cada uno.