Oil

DICIEMBRE 2018
PIDEN CLARIDAD DE RUMBO AL FUTURO GOBIERNO DE AMLO
Empresarios, directivos e incluso reguladores demandaron al próximo gobierno de AMLO claridad de rumbo y que los cambios puestos en marcha por la Reforma Energética.
Gabriel Becerra Chávez-Hita
DIRECTOR GENERAL
Jorge A. Castillo
EDITOR
Depositphotos,
Pemex y Sectur
FOTOGRAFÍAS
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CORRECTOR DE ESTILO
Andrea Honorato
DISEÑO
Gabriel Becerra
MERCADOTECNIA
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FINANZAS
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COLABORADORES:
Marcial Díaz, Ramsés Pech, Rafael Díaz, René Ocampo, Carlos Pani, Víctor Antuna y Óscar López
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EDITORIAL
EDITORIAL
Poco a poco el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), comienza a develar el programa energético para su administración, en el cual pretende dejar la dependencia energética en combustibles de los Estados Unidos y aumentar la producción de crudo en 50% para finalizar el sexenio.
La administración de AMLO pretende alcanzar una producción de 2.624 millones de barriles a finales del 2024, mientras que la producción de gas se elevará también en 50 por ciento.
A decir del director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, esto le logrará a través del incremento de las inversiones en exploración de un 10% anual para lograr la incorporación de 1,500 millones de barriles de reservas al año.
La empresa productiva del Estado ha sufrido un desplome en la producción, luego que logrará su pico en 2004 con 3.4 millones de barriles diarios y cayera hasta 1.7 millones de barriles en septiembre de este año.
Sin embargo, aún no queda del todo claro si el plan de fortalecimiento de Petróleos Mexicanos (Pemex) será suficiente para alcanzar la meta, al no contar con licitaciones de bloques de exploración y producción en los próximos años, así como la política de no utilizar fracturación hidráulica durante el sexenio.
La semana pasada, la Secretaría de Energía (SENER) anunció la cancelación de las licitaciones 3.2 y 3.3, en las cuales el Estado mexicano ofrecía 37 y 9 área terrestres respectivamente.


EDITORIAL
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La dependencia federal decidió cancelar las subastas debido a que realizarán una evaluación de las licitaciones y de la política de exploración y producción para los próximos años.
Por lo menos existe mucha incertidumbre en la producción de gas natural, donde nuestras principales reservas se encuentran en yacimientos no convencionales, los cuales no podrán ser explotados debido a esta política.
Por lo menos, el proyecto de presupuesto para el próximo año contempla que en el ramo energético se gasten 27 mil 229 millones de pesos, lo que representa un incremento de 961.3% en comparación al 2018, cuando fue de 2, 565 millones de pesos.


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ÍNDICE
12. Desde la Perspectiva 50. La Cantina Del Charro
56. Actualidad
64. Eventos
84. Reportajes A Profundidad 104.
Destinos 108. Estilo De Vida


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ÍNDICE
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ESTE MES NOS ACOMPAÑAN
COLABORADORES
MARCIAL DÍAZ IBARRA
Es Abogado Consultor del Sector Energía, con estudios en Administración Pública. Con 15 años de experiencia dentro del sector, colaboró en la Dirección Jurídica de Pemex por más de 10 años, y como consultor ha colaborado en algunos proyectos como son: Seguridad en ductos; Desarrollo del marco jurídico para nuevos esquemas de negocios; Acompañamiento a empresas en la implementación de la Reforma Energética y también es articulista en medios especializados del sector y conferencista.
RAMSÉS PECH
Ingeniero con maestría en administración por el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), actualmente es consultor en temas energéticos y es catedrático en la UNAM e ITESM, trabajó Halliburton y Weatherford en las áreas de desarrollo de negocios,
mercadotecnia y análisis económico.


COLABORADORES
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ÓSCAR LÓPEZ ORTÍZ
Por más de 24 años laboró en Petróleos Mexicanos en actividades de recepción, almacenamiento y distribución de destilados y LPG, por ducto, buque-tanque, auto-tanque y carro-tanque.
Colaboró en la creación y dirección del Grupo de Medición de PEP, contribuyendo e impulsando el desarrollo del conocimiento metrológico y de una mejor administración de los sistemas de medición de
hidrocarburos.
Co-autor del libro “Transporte de Hidrocarburos por Ductos”, editado en el Instituto Mexicano del Petróleo.
Se desempeñó como Director General Adjunto en
la Unidad Técnica de Extracción en la Comisión Nacional de Hidrocarburos y actualmente es catedrático en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México.
RAFAEL DÍAZ
Ingeniero químico y de sistemas con maestría en tratamiento de petróleo pesado y doctorado en catálisis de la Universidad de Ottawa, en Canadá. Certificado en Dirección de Proyectos, Gestión de Riesgos en Proyectos y Administración Ágil de Proyectos. Evaluador de proyectos del Fondo de Innovación del CONACyT. Profesor de la cátedra virtual de Administración de Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos de la Universidad
de Viña del Mar, Chile.


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ESTE MES NOS ACOMPAÑAN
COLABORADORES
RENÉ OCAMPO
Especialista y consultor en seguridad, con amplia preparación en los ejércitos de Estados Unidos de Norteamerica, Belice, y Venezuela. Lic. En Admón. Militar, Maestro en Administración y Doctor en Administración. Cap. 1/o. de Inf.
D.E.M. Ret. Con 21 años de servicio. Miembro de World Wide Pipeline Integrity Management Circle y miembro de Oil and Gas
Alliance.
CARLOS PANI ESPINOSA
En noviembre del 2001 ingresó a PEMEX como Subdirector Comercial de Pemex Petroquímica, cargo que ocupó hasta el 16 de enero del 2004, cuando fue nombrado Subdirector Comercial de Pemex Refinación. En junio del 2007 fue nombrado Director Ejecutivo de Proyectos Petroquímicos, con la función principal de coordinar el Proyecto Fénix, cargo en el que estuvo hasta diciembre de ese mismo año cuando pasó a ser Subdirector de
Pemex Petroquímica.




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DESDE LA PERSPECTIVA
EL TEMA ENERGETICO DARA
MUCHO DE QUE HABLAR
EN 2019
MARCIAL DÍAZ IBARRA
Al elaborar el presupuesto para el ejercicio 2019 no se podía dejar de plasmar el ideario de los lideres históricos que han acompaña- do los discursos del presidente López Obrador desde hace un par de décadas, de ahí que para el próximo año se pretende hacer un rescate de la industria como lo hiciera el presidente Cárdenas en su momento; Estamos ante un presupuesto histórico para el próximo año, contempla un incremento significativo para Pemex y para la Secretaría de Energía, se bus- cará reconfigurar las seis refinerías existentes, iniciar la construcción de una nueva en Dos Bocas, Tabasco y subir la producción, buscan- do así ser autosuficientes.
“El objeto del rescate a la industria es tener independencia energética”; por eso se van a canalizar más de 11 mil millones de pesos para actividades e infraestructura de perfora- ción, buscando que los 292 pozos en desarro- llo y los 62 en exploración, lleguen a dar una producción diaria promedio mayor a 1,800,000 barriles.
El presupuesto 2019 deja muy claro cuales son las prioridades del gobierno, pues la par- tidas han sido reasignadas y reflejan cambios fundamentales hacia donde se direccionan los recursos, en términos generales refleja más in- versión para CFE y Pemex, un gasto social con incremento en subsidios, una inversión en in- fraestructura para tres temas prioritarios: Tren Maya, Santa Lucia y Dos Bocas, una deuda pública moderada, respeta la autonomía del Banco de México, un tipo de cambio real, una inflación congruente y una tasa de crecimiento acorde.
Tres temas a destacar:
a) Una reducción a los reguladores del sector del 30%, lo cual impactará a los regulados, pues seguirán atendiendo la CNH y la CRE sus funciones pero con menos recursos, esta ad- ministración pretendía sectorizarlos y que fue- ran coordinados por la SENER y pese a que no se dio esa propuesta, ahora con el recorte se entiende como una primera llamada de lo que podría pasar, pues un regulador con un recor- te a su plantilla de más del 50%, podría poner


MARCIAL DÍAZ
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en parálisis al sector. Es para destacar que en días recientes una comisionada de la CRE que tenía por delante un mandato hasta 2024, renunció para irse a SENER como enlace de los órganos reguladores.


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DESDE LA PERSPECTIVA
b) Esta administración que inicia ha logra- do que las autorizaciones para sus planes de desarrollo por parte de CNH y ASEA se logren destrabar en 50 días, lo cual es un reto, toda vez que los proyectos anteriores se demora- ban mas de 1000 días. Con este escenario se logrará que al concluir la fase exploratoria de un yacimiento, se pueda estar produciendo en menos de un año; ojala que esto acortamiento de tiempos en la gestión ante las autoridades
sea en beneficio de todos los regulados en sus diversos proyectos, pues los tiempos son lar- gos para temas menos complejos.
c) No se toco el impuesto a las gasolinas, por lo que veremos como se comportará durante 2019 la política de precios.
Si bIen hemos visto como se han emprendido las acciones para concluir programas y políti-


MARCIAL DÍAZ
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cas públicas de administraciones anteriores, como pueden ser la Reforma Educativa o el Se- guro Popular, vemos que la Reforma Energéti- ca sigue con vida y sólo es cuestión de enten- der que los proyectos llevan su propio proceso de maduración y no se logran sólo por decreto, por lo que estamos ante un escenario de opor- tunidades para el sector, sólo debemos buscar que la certeza y certidumbre jurídica sean la piedra angular para lograr seguridad e inde- pendencia energética en donde las condicio- nes sean las mismas para todos los regulados del sector.
NUMERALIA
• Los ingresos para 2019 serán de 5 billones 274 mil millones.
• En 2019 se gastarán 5 billones 814 mil 291 millones 700 mil pesos.
• En 2018 se gastaron 5 billones 279 mil 667 millones de pesos.
• Incremento al gasto del 6%.
• Pemex tendrá un incremento de 18.5 % te- niendo un presupuesto de 464 mil 602 millo- nes de pesos.
• CFE tendrá un incremento del 12 % tenien- do un presupuesto de 434 mil 703 millones de pesos.
• Inflación 3.4 % anual.
• Tipo de cambio 20 pesos por dólar.
• 92,900 barriles diarios se importaran según lo contempla el PEF 2019.
FUENTES: PEF, SENER, PEMEX, CNH, CRE, CAMARA DE DIPUTADOS


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DESDE LA PERSPECTIVA
CUANDO CRECERA MEXICO EN SHALE?
MBA. RAMSES PECH
ANÁLISIS EN ENERGÍA Y ECONOMÍA.
[email protected]
En México continuamos discutiendo, eva- luando y pensando que podemos influir en el mercado internacional de hidrocarburos pero la realidad no tenemos como competir. Hoy tenemos una mezcla mexicana por arriba del West Texas Internacional (WTI) pero esto dura- ra poco ante una caída de producción en los últimos años. La OPEP en diciembre se reunirá para tener una estrategia de producción ante la disminución de la demanda del precio del barril y con la amenaza de EUA de incrementar la producción de crudo y gas, cuyo objetivo: es mantener el precio del barril entre una ban- da de 55 a 65 dólares por barril promedio. La OPEP creo al monstruo ante la caída del pre- cio y las empresas privadas en EUA ajustaron sus costos para poder tener ganancias. EUA ha iniciado una segunda estrategia para el incre- mento de los campos de Shale iniciando en:
• La cuenca de Perminan, al oeste de Texas y en una porción de Nuevo México. En menos de una década, las empresas estadounidenses han perforado 114,000 mil pozos. Obten- drían ganancias incluso con precios del crudo tan bajos como 30 dólares por barril.
• El campo que más aporta en el pérmico es Wolfcamp, produce entre 1 Millones barriles de crudo. Pozos perforados en Permian son del tipo horizontal que van desde 2000 a 2500 metros lineales y todo son fracturados. Produc- ciones promedio de 200 a 500 barriles por dia y de 2 a 2,5 MMPCD. https://www.eia.gov/toda- yinenergy/images/2018.11.16/animation2.gif
• Los productores de la cuenca anticipan que resolverán los problemas de distribución y transporte con la incorporación de tres oleo- ductos y hasta 2 millones de barriles de pe- tróleo por día para exportación y refinería en Texas.
• EUA en 2019 convertirá en uno de los princi- pales exportadores de crudo y gas; llegando a controlar los precios del barril y fortaleciendo el dólar ente otras divisas. Dejando de impor- tar una cantidad de crudo/gas dando a lugar a negociar o seleccionar a quien comprar. Ante esto país de alto consumo como china negociaran comprar en la moneda local y dejar de usar el dólar como moneda de transición.


RAMSÉS PECH
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DESDE LA PERSPECTIVA
• La producción de petróleo estadounidense aumenta en 2 millones de barriles por día año tras año.
• EUA impuso sanciones a IRAN en noviembre y cayo la exportación de este país en un 40%, pero al tener ciertas excepciones algunos paí- ses que pueden continuar comprar, tendrá a un país amagado para poder controlar el pre- cio del barril al presionar a los países que pue- den continuar comprando a IRAN cuando EUA ve amenazado un precio de barril alto.
REFERENCIA:
BLOMMERG
OIL AND GAS JOURNAL
EIA – AGENCIA DE INFORMACION DE ENRGIA DE EUA
• Arabia saudita alineado a EUA ante las cues- tiones políticas, militares y de investigación por el periodista muerto, pasa hacer un aliado de largo plazo.
• La demanda de las refinerías de EUA; podría aumentar hasta 1.5 millones de barriles por día para fines de año, a medida que las plantas re- gresen de su mantenimiento normal en otoño. Pero ese impulso será de corta duración. 2019 se ve como otro año difícil para la OPEP y sus amigos.


RAMSÉS PECH
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EMPECEMOS A PENSAR QUé VENTAJA TENEMOS O QUé NOS FALTA PARA TENER AUTOSUFICIENCIA.
México ante estos cambios geopolíticos; continuamos discutiendo un trenes, aeropuertos y nueva refinería, pero todas ellas requieren materia prima hidrocarburos como el crudo y gas natural para pro- ducir electricidad a donde o cuando tendremos cubierta la deman- da interna. Acaso la energía; es creada de la nada o la materia no se transforma, para realizar esto requerimos inversión que traduce en riesgo y costo del dinero, a lo cual hoy dia en el mundo hay un balance energético financiero entre privados y política pública; sien - do esta última dando las condiciones necearías para poder tener in- versión directa y generar crecimiento, los primero realizar inversión asumiendo los riegos financieros en un entorno político/social y fi- nanciero del mercado a donde participe.
EUA puede reducir la importación de materias primas para generar energía, que pasaría si no comprar más a Mexico y solo nos vendiera como hoy dia la materia prima transformada en combustible o ener- gía.


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DESDE LA PERSPECTIVA
USANDO LA RECUPERACION SECUNDARIA Y TERCIARIA COMO FACTOR DE EXPLOTACION DE CAMPOS MADUROSs
DR. RAFAEL ALFREDO DÍAZ REAL, PMP, PMI-RMP, CSM
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) concluyó los lineamientos para que los opera- dores petroleros en el país lleven a cabo téc- nicas de recuperación secundaria y terciaria (o mejorada) en sus yacimientos, con lo que podrán deducir 100% de las inversiones en es- tas actividades, con el objetivo de aumentar la extracción en campos maduros y en especial campos abandonados pero con reservas, pero que por tecnología no ha sido posible explo- tarlos.
Durante la sesión 31a extraordinaria de 2017, la CNH presentó el diseño final de estos linea- mientos, que incluyen requisitos que deben estar plasmados en los programas de recu- peración mejorada y/o secundaria de los con- tratistas y empresas que consideren llevar a cabo este tipo de actividades, igualmente los elementos técnicos que justifiquen su viabi- lidad económica, los criterios para que el or- ganismos regulador pueda evaluarlos y darles seguimiento y control.
En este panorama, dichos operadores podrían deducir hasta el 100% del monto original de las inversiones realizadas y el monto no capita- lizable en el ejercicio del pago del ISR, respec- to de la recuperación secundaria, que incluye inyección de fluidos o gases ya existentes en el yacimiento y que no modifican la composición del mismo, elevando la presión para extraer hi- drocarburos, igual en la extracción terciaria, en la que se inyectan compuestos no existentes en dichos yacimientos y por tanto se cambia la composición de los mismos, y al extraer el hidrocarburo, éste debe ser tratado para recu- perar los fluidos de extracción, todo esto con- forme a la Ley de Hidrocarburos.
En el país existe aún la posibilidad de producir cerca de 11,000 millones de barriles de petró- leo crudo equivalente mediante la extracción terciaria. A decir, más del doble de las reser- vas probadas actuales calculadas en cerca de 8,484 millones de bpce.


RAFAEL DÍAZ
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Eduardo Rangel, QEPD, quien fuera comisio- nado, el de la CNH factor de recuperación me- diante fuerzas primarias es de 15%.
CERTIFICACION DE RESERVAS
El Director del centro de análisis Pulso Ener- gético de la Amexhi (Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos) indicó que para potenciar la recuperación secundaria (EOR – Enhanced Oil Recovery) y la terciaria (IOR – In- jection Oil Recovery), estas técnicas deben ser consideradas desde el inicio de la explotación, es decir enfocar el plan de explotación prima- ria con miras a continuar con EOR y con IOR, considerando los activos que pueda añadir a la empresa petrolera y el análisis económico que se haga respecto del barril de crudo, ya que la explotación por EOR es más cara que el costo de la explotación primaria, y la explo- tación por IOR es aún más cara, por lo que el costo del barril debería estar al menos un 10 a 15% por encima del costo de cada una de es- tas tecnologías para hacerlo atractivo.
Este esquema permite añadir socios especia- lizados en la exploración, que posteriormente podrían terminar su participación en el pro- yecto, para entonces añadir especialistas en las etapas de EOR e IOR, fomentando el creci- miento de servicios altamente especializados entre los profesionales mexicanos, que poste- riormente incluso podrían también exportar sus servicios, algo que rara vez pasa actual- mente.
ENFOCANDONOS EN CANTARELL
En 2005 Cantarell había producido cerca de 13,000 millones de bpce, para 2016 esta cifra rondaba los 14,500 millones de pbce y 9,000 millones de pies cúbicos de gas equivalente (pcge). Sin embargo, la estimación inicial de la CHN era que Cantarell contenía 38,800 millo- nes de bpce y 18,000 millones de pcge. En po- cas palabras, el yacimiento tiene aún mucho que dar, pero ya no por esfuerzos primarios, sino secundarios y luego terciarios, para lo que se requiere un cambio en el enfoque, y sobre todo en la tecnología a aplicar.
¿Qué hacer para impulsar la EOR y la IOR?
• Acceso a yacimientos. Para poder definir las tecnologías a utilizar y planificar adecuada- mente la explotación de un campo en forma integral, es necesario conocer la forma de ac- ceder a dicho campo.
• Aprovechamiento conjunto de infraestructu- ra. Las empresas deben conocer qué acceso y capacidad de uso tiene la infraestructura en el lugar o cercana al campo (ductos, estaciones de bombeo, medidores, baterías de separa- ción, espacios de almacenamiento, etc.).
• Términos fiscales correctos. Las empresas de- ben saber cuándo y en qué condiciones pue- den aplicar los incentivos fiscales a modo de hacer viable económicamente los proyectos.


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DESDE LA PERSPECTIVA
• Transición simplificada. Que exista un marco legal y técnico propio para que cuando una empresa que explota un pozo con técnicas pri- marias, y no quiera o pueda aplicar EOR o IOR, se puedan transferir los derechos a otra com- pañía que si quiera y pueda hacerlo.
• Tiempos regulatorios apropiados. La presen- tación y evaluación de estos planes de desa- rrollo para EOR e IOR ocurren en algunos casos en períodos complicados de tiempo respecto al cumplimiento de las empresas que están en campo e incluso del organismo regulatorio (ejemplo, tiempos electorales).
sCOMO SE REALIZA LA EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO?
La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En la pri- mera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de pre- sión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.
Cuando la presión del medio se hace inade- cuada, o cuando se están produciendo can- tidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segun- da fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión. En estas dos primeras etapas se logra recupe- rar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capi- lares, además de la presencia de fracturas na- turales o regiones de alta permeabilidad cau- santes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación.
Después de las recuperaciones primaria y se- cundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados para la recupe- ración, al menos parcial, de estas grandes can- tidades de crudo remanente en los pozos.
Entre ellos encontramos métodos consisten- tes en inyección de fluidos miscibles con el
Figura 1. Recursos permanentes (%) a extraerse por EOR e IOR


RAFAEL DÍAZ
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petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recupe- ración de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes -que puede contener cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros- inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dis- persándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.
Existen otros métodos pertenecientes a la ter- cera fase de recuperación conocidos como mé - todos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente es- tudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja renta- bilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos.
Dejando a un lado los fundamentos teóricos de la recuperación terciaria, los principales procesos se describen a continuación:
METODOS DE RECUPERACION MEJORADA O TERCIARIA CON ADITIVOS QUIMICOS
Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen:
1. Inyección de polímeros y soluciones micela- res poliméricas.
2. Procesos de inyección de surfactante.
3. Inyección de soluciones alcalinas o aditi- vos alcalinos combinados con mezclas de ál- cali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP).
Debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus con- centraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las considera- ciones económicas correspondientes. Sin em- bargo, se pueden mencionar algunos criterios básicos de selección para el desarrollo de pro- yectos de este tipo:


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DESDE LA PERSPECTIVA
Tabla 1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación me- jorada basado en métodos químicos.
A continuación se hará una descripción de los principales aspectos relacionados con cada método
1. Inyección de Polímeros.
• El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación.
• En la Figura 2 se presenta de manera esque- mática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:
• Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolíme- ros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.
• A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sen- sibles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren
• En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de ya- cimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y sean esta- bles térmicamente.
Figura 2. Esquema del proceso de inyección de polímeros.


RAFAEL DÍAZ
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2. Inyección de Surfactantes.
• El objetivo principal de este método es dis- minuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.
• Este método consiste en un proceso de inyec- ción de múltiples batch, incluyendo la inyec- ción de agentes químicos con actividad super- ficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un ban- co fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante. En la Figura 3 se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho:
• Aun cuando las aplicaciones de este méto- do a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos quími- cos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la re- cuperación.
3. Inyección de soluciones alcalinas.
• Este método consiste en la inyección de so- luciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o ac- tivar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad
Figura 3. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.


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DESDE LA PERSPECTIVA
del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad. En la Figura 4 se muestra un es- quema del proceso:
• Aun cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores proble- mas de este proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como
Figura 4. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.
formación de escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo quími- co con los minerales de la formación.
PROCESOS DE RECUPERACION MEJORADA O TERCIARIA POR INYECCION DE MEZCLA DE ADITIVOS QUIMICOS
Una vez descritos los procesos de recuperación mejorada con aditivos químicos (inyección de polímeros, de surfactantes y de soluciones al- calinas) por separado, se debe considerar que también las mezclas de dichos aditivos funcio- nan para este propósito.
Entre dichos procesos se encuentran los si- guientes:
1. Inyección de polímeros micelares o mezcla de polímero-surfactante.
2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).
3. Inyección de sistemas álcali-surfactante-po- límero (ASP).
1. Inyección de polímeros micelares.
• Se basa en la inyección de un tapón micelar en el yacimiento, el cual consiste en una solu- ción que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y crudo. Esto simula el lava-


RAFAEL DÍAZ
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do de grasa con detergentes ya que se logra desprender del crudo del medio poroso de la formación, para luego ser desplazado con agua.
• Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta una solu- ción polimérica para el control de movilidad y así desplazar el tapón micelar.
2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).
• Este tipo de procesos se considera recomen- dable en yacimientos con crudos livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden al- canzar reducciones importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de ál- cali-surfactantes, donde el tensoactivo logra compensar las potenciales diferencias de las interacciones crudo-álcali por medio de la ac- tivación de surfactantes naturales.
• En este caso, primero se inyecta un preflujo de álcali con el fin de preacondicionar el yaci- miento y la subsiguiente inyección de surfac- tante sea más efectiva.
3. Inyección de mezclas álcali-surfactan- te-polímero (ASP).
• Es conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la inyección de polímeros mice- lares pueden producir incrementos significati-
vos de recuperación, pero resulta antieconó- mico por el alto costo de los aditivos químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de soluciones polimé- ricas y polímeros micelares, basado en la tec- nología de inyección de soluciones alcalinas debido a que el costo de los álcalis es conside- rablemente menor que el de los surfactantes.
• La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los ácidos or- gánicos presentes naturalmente en los crudos para formar surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes inyec- tados para generar reducciones de las tensio- nes interfaciales a valores ultrabajos. En la Fi- gura 5 se muestra un esquema del proceso
Figura 5. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP.
• Finalmente, en la siguiente tabla se muestran algunos criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de solu- ciones ASP:
Tabla 2. Criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de solu- ciones ASP.


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RAFAEL DÍAZ
CONCLUSIONES SOBRE IOR
1. Cada yacimiento es único en lo que se re- fiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos emplea- dos, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, depen- derán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspon- diente.
2. Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejo- rada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por
ello que deben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relación costo/efectividad adecuada que permitan su aplicación.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
1. Salager J. L., Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP S357-C, Universidad de Los Andes, 2005.
2. Wesson, L.; Harwell, J. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Was- hington, DC, 1999.
3. Spinler, E.; Baldwin, B. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Was- hington, DC, 1999.
4. Schramm, L. L.; Marangoni, G. En Surfactant: Fundamentals and Applica- tions in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.
5. PDVSA-CIED, Métodos de Recuperación Mejorada con Aditivos Químicos, Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas, 1998. 6.https://www.monografias.com/trabajos31/recuperacion-petroleo/recu- peracion-petroleo.shtml 7.https://ogst.ifpenergiesnouvelles.fr/articles/ogst/abs/2008/01/ ogst07042/ogst07042.html 8.https://www.eleconomista.com.mx/empresas/Inversion-en-recupera- cion-mejorada-sera-100-deducible-20180523-0017.html 9.https://www.eleconomista.com.mx/empresas/Recuperacion-mejora-




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DESDE LA PERSPECTIVA
DESBASTANDO EL ESQUISTO
NUEVO GOBIERNO, CRISIS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN MÉXICO PARA 2019 Y LA REFORMA ENERGÉTICA, EL TRIÁNGULO PERFECTO.
POR: DR. JESÚS RENÉ OCAMPO HDEZ.
@Dr.ReneOcampo
Mis queridos lectores, cada seis años, desde que la producción de petróleo en México alcanzó su punto máximo, en 2004 con 3.38 MDBD, cada administración sucesiva se ha comprometió a gastar miles de millones de dólares en la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) y pronosticó un aumento en la producción.


RENÉ OCAMPO
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Ninguna de las administraciones ha tenido éxi- to, y la producción de crudo de Pemex es apro- ximadamente la mitad del máximo de hace 14 años.
Esta nueva administración liderada por el eje- cutivo no ha hecho excepción al visualizar esta estrategia de inversión, sin embargo, al pare- cer López Obrador tiene sus esperanzas en la petrolera mexicana para poder obtener los recursos necesarios para poder apoyar todos los programas y promesas de campaña para beneficiar a los más necesitados.
El detalle en esta loable hazaña es la de no ol- vidarse de que el petróleo no es México y que, existe la enfermedad holandesa, conocida por los efectos perniciosos provocados por un au- mento significativo en los ingresos en divisas de un país.
El término surgió en la década de 1960 cuando los ingresos en divisas de los Países Bajos au- mentaron considerablemente a consecuencia del descubrimiento de grandes yacimientos de gas natural en Slochteren, cerca del Mar del Norte.
Como resultado del incremento de ingresos de divisas, el florín, la moneda neerlandesa, se apreció, es decir, aumentó su valor perjudican- do la competitividad de las exportaciones no petroleras del país. De ahí el nombre de este fenómeno, que, si bien no se relaciona con el descubrimiento de algún recurso natural, puede ser el resultado de cualquier hecho que genere grandes entradas de divisas, como un notable repunte de los precios de un recurso
natural, la asistencia externa y la inversión ex- tranjera directa. (Ebrahim-zade, 2003)
Es por eso descrito en el párrafo anterior que, no se debe descuidar los otros sectores de pro- ducción en México, no toda la atención debe ser dirigida a la riqueza que puede producir Petróleos Mexicanos.
López Obrador está apuntando a lograr una tarea hercúlea, gastando miles de millones de dólares del gobierno que llamaremos inver- sión y apuntando a un aumento sustancial en la producción.
La reforma energética de 2013-2014 podría ali- viar la carga al liberar capital y conocimientos técnicos. López Obrador, sin embargo, descri- bió la reforma como un “fracaso”. Entonces, presumiblemente, quiere que el gobierno lo haga solo.
López Obrador señaló su plan para invertir un total de $ 7.3 mil millones. El objetivo es produ- cir 2.6 MDBD para el 2024, aproximadamente. Anteriormente, había pronosticado una pro- ducción de petróleo en México de 25 MDBD dentro de dos años.
“Para fines de 2019, estaremos superando la crisis en la producción de petróleo, y volvere- mos a producir más crudo”, manifestó el ahora presidente de México.
La reforma energética ha generado compromi- sos de inversión de hasta $ 200 mil millones. En todo el mundo, las economías que han te- nido como base de su economía el petróleo,


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RENÉ OCAMPO
están cambiando sus modelos petroleros bajo tres esquemas.
1. Contrato de servicio.
2. Contratos de producción compartida. 3. Concesiones.
En el caso de México, con la reforma energética se busca la inversión extranjera mediante con- cesiones, este esquema señala que el recurso es de la nación, pero se puede concesionar la exploración y explotación a una empresa pe- trolera, la cual la convierte en dueña de la pro- ducción y por la cual paga una regalía por di- cho derecho de propiedad e impuestos por las utilidades obtenidas (Ortega Lomelín, 1995).
Aunque también aplican algunos preceptos del esquema de los contratos de producción, en este tipo de contratos, se comparte entre el gobierno huésped, la compañía petrolera del país y empresas privadas y la producción se re- parte con base en la inversión.
Las principales características de este tipo de contrato son las siguientes (Ortega Lomelín, 1995):
1. Es un contrato para exploración y explota- ción de gas y petróleo entre el gobierno y un inversionista privado, sea este nacional o ex- tranjero.
2. En algunos casos, los ministerios o secreta- rías de energía ejecutan los trabajos.
3. El contrato es un mecanismo por el cual se comparte la producción medida en ingresos,
los cuales se basan en los porcentajes de parti- cipación de las partes del contrato.
4. Los costos de operación son recuperados de la producción a través de las formulas defi- nidas en el contrato.
5. El inversionista tiene derecho a tomar y usar de forma independiente su porción de petró- leo y gas.
6. La propiedad de los hidrocarburos en algu- nos casos, pasa al inversionista en el punto de exportación o de entrega.
En América, desde Canadá y hasta países con diferentes modelos económicos como Cuba y Venezuela han adoptado estos esquemas de contratación, en particular el de las concesio- nes.
López Obrador debe tener presente que la Re- forma Energética es absolutamente necesaria para lograr su objetivo, el despreciarla, no solo complicara la economía energética, sino que las especulaciones que se pueden provocar, definitivamente provocaran una afectación en los mercados bursátiles internacionales.
Mis queridos lectores, como siempre agrade- ciendo su lectura de mi opinión en estos temas energéticos, les recuerdo que la última pala- bra, la tiene ustedes.
BIBLIOGRAFÍA:
Ortega Lomelín, R. (1995). Resticciones legales de la contratación de Petró- leos Mexicanos. Biblioteca virtual del instituto de investigaciones juridicas de la UNAM.
El síndrome holandés: Demasiada riqueza malgastada Christine Ebra- him-zadeh. https://www.imf.org/external/pubs/ft/fandd/spa/2003/03/ pdf/ebra.pdf




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DESDE LA PERSPECTIVA
REGULACION DE MEDICION DE HIDROCARBUROS EN MEXICO PARA OPERADORES PETROLEROS (OP).
ÓSCAR LÓPEZ ORTÍZ
Continuando con el tema regulatorio sobre la medición de hidrocarburos, dentro de los re- querimientos para aprobar y verificar los Me- canismos de Medición, cada OP deben incluir en su Plan de Desarrollo para la Extracción un procedimiento para elaborar su balance y entregarlo a la CNH para ser evaluado y apro- bado, de ser el caso.
Este balance permitirá al regulador entre otros propósitos, coadyuvar en la integración del Balance General de Producción previsto en el artículo 5 de los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos (LTM- MH) y al artículo 65 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, vigentes.
Pero sin considerar esta disposición solo como un requerimiento obligatorio que se debe atender y cumplir conforme a lo dispuesto en la regulación, veamos los beneficios para quie- nes han invertido recursos con el propósito de obtener utilidades como resultado de las acti- vidades de extracción: los Operadores Petrole- ros.
Por definición, balance es el “Conjunto de operaciones matemáticas para determinar la resultante de confrontar, en modo de masa o volumen y calidad a condiciones de referen- cia, las entradas, salidas y acumulaciones, de los hidrocarburos, agua, nitrógeno u otros no Hidrocarburos en un sistema determinado. En el cálculo de la resultante debe incorporarse la Incertidumbre de Medida de cada uno de los sistemas de medición involucrados.”, (Artículo 3, fracción V).
Con el Séptimo Transitorio, en resumen, la CNH le señala a Petróleos Mexicanos consi- derar como Puntos de Medición los referidos en el Anexo 3 de los LTMMH, a efecto de que a partir de dichos Puntos de Medición, Petró- leos Mexicanos lleve a cabo los balances co- rrespondientes (pensemos en sus sistemas o corredores) y determine para cada una de sus Asignaciones el volumen extraído, contenido de azufre y densidad expresada en grados API para el Petróleo; el volumen extraído y calidad de cada uno de los componentes del Gas Na- tural, ya sean metanos, etanos, propanos y bu-


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tanos, así como la Relación Gas-Aceite (RGA) y el porcentaje de azufre; así como el volumen extraído y calidad de los Condensados, inclu- yendo contenido de azufre y densidad expre- sada en grados API, y con ello establecer lo correspondiente al SAT, al Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilidad y Desarrollo y de- más obligaciones contractuales.
Con este transitorio, Petróleos Mexicanos apli- có una compleja y sofisticada metodología de distribución de los volúmenes y calidades de los hidrocarburos comercializados que ya venía utilizando antes de la regulación, para conocer con más detalle y precisión los volú- menes y calidades manejados en toda su in- fraestructura a nivel nacional, para determinar los volúmenes de producción en sus campos y pozos, y así balancear la producción na- cional.
La innovación de esta macro herramienta para balancear, consiste en que ahora es uti- lizada para determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos extraídos tanto en las Asig- naciones como en los Puntos de Medición Vir- tuales de los OP al amparo de los artículos 42 y 43 de los LTMMH, y de los futuros OP en tanto no se tengan Puntos de Medición que sustitu- yan a los virtuales y se continúe utilizando la infraestructura de Pemex Exploración y Pro- ducción y Pemex Logística.
Por salud comercial y evaluación del desem- peño del negocio, es deseable que un OP iden- tifique los beneficios de tener pleno control del volumen y calidad de los hidrocarburos ex- traídos en el interior de su área de producción, a través de un “micro” balance y sirva también
de contrapeso para confrontar cifras con Pe- tróleos Mexicanos, amén de la obligación de dar cumplimiento a la regulación en tiempo y forma.
Imaginemos que el Diagrama 1, muestra de manera muy general y de manera muy sencilla un área de asignación o contractual, delimita- da por las líneas punteadas.
En este diagrama es posible identificar una cantidad “n” de pozos de producción, una eta- pa de separación de fases líquida (aceite-agua) y gaseosa, rectificadores, unidades de com- presión de gas, tanques verticales de almace- namiento y medición de las entregas de aceite y gas a las áreas de transporte, a otros OP o a clientes directos.
Para realizar un buen balance se debe tener la capacidad para medir (conocer) los volúme- nes y calidades en puntos clave del proceso, como se mencionan a manera de ejemplo a continuación:
Existencia inicial.
Al recibir un OP instalaciones en operación, tiempo cero, se debieron considerar las exis- tencias iniciales en superficie, tanto en tube- rías (empaques), tanquería, separadores y de todo aquel dispositivo o vasija que permita un almacenamiento inclusive temporal, de acei- te, gas, condensado y agua.
Entradas al área de producción.
En este rubro, se consideran los volúmenes provenientes de los pozos (del yacimiento o in-


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DESDE LA PERSPECTIVA
yectados a los pozos que retornan con la pro- ducción) o de otras áreas de producción (otros OP o de procesos externos), condensados de la corriente del gas que se suman a las corrientes de aceite, vapores del aceite y se incorporan a las corrientes de gas, o si se tiene bombeo neu- mático considerar el gas que ingresa al área, o de cualquier corriente que ingrese al área de producción.
Salidas del área de producción.
De los procesos internos, es posible tener sali- das del agua obtenida de las etapas de sepa-
ración y deshidratación, siempre y cuando sea inyectada o sacada del área de producción, teniendo cuidado de considerarlas en los vo- lúmenes brutos del aceite, así como el gas en- viado a quemadores, inyectado al yacimiento o pozos, autoconsumos; aceite, gas y conden- sado que sale del área producción y que pue- de ser medido como medición fiscal (Punto de Medición), medición de transferencia, medi- ción de referencia (si se compara con otra de menor incertidumbre y es ajustada con fines de establecer criterios para determinar valores de producción de los pozos) o es medición vir- tual.
Diagrama 1. Área de asignación o contractual


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Todas estas variables son enunciativas y no limitativas. Solo tienen el propósito de ejem- plificar el concepto de balance. En la vida real, es necesario realizar un análisis detallado de todo el proceso y desarrollar un modelo ma- temático o hacer uso de las herramientas dis- ponibles en el mercado estableciendo una metodología para conocer el comportamiento
del proceso y sus corrientes internas, estando muy conscientes de que todas las variables son interdependientes una de otra, incluyen- do al yacimiento y el comportamiento de los fluidos en los pozos.
Conociendo el valor de las principales varia- bles para un periodo de tiempo, es posible es- tablecer las siguientes relaciones:
Con estas relaciones, es factible hacer una analogía para considerar los movimientos de las exis - tencias o inventarios en la superficie de un área de producción en un periodo determinado de tiempo, como si fueran inventarios de un almacén y el balance su cuenta de almacén. Ver Dia- grama 2.
Diagrama 2. Elementos generales a considerar en un balance para un área de asignación o contractual


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DESDE LA PERSPECTIVA
Para que un balance sea transparente, se debe tener como premisa medir ya sea de manera directa o indirecta volúmenes y calidades en los puntos clave o estratégicos del proceso y tomar en cuenta en estas mediciones los valo- res de incertidumbre asociada.
Lo expuesto resulta de mucha utilidad cuan- do se dan los casos de tener Puntos de Medi- ción compartidos, ya que facilita la identifica- ción de aquellas variables que inciden en el balance y aportan elementos para un mejor
entendimiento en los puntos de transferencia de custodia entre OP, transportistas, clientes y contraprestaciones del Estado.
Para el ciclo siguiente, tiempo uno, el inventa- rio final físico del tiempo cero, se toma como inventario inicial del tiempo uno y se realiza un nuevo balance para obtener el sobrante o fal- tante, confrontando el inventario final calcula- do uno con el inventario final físico uno, y así sucesivamente.
Entonces, un balance permite:


ÓSCAR LÓPEZ
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CONCLUSION


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DESDE LA PERSPECTIVA
INDUSTRIA PETROQUIMICA...
PETRO QUE? ING. CARLOS PANI
La nueva administración ha olvidado la exis- tencia de la industria petroquímica y la impor- tancia que esta juega en la cadena de valor aguas abajo, su importancia para estimular la inversión en una enorme multiplicidad de in- dustrias. Todo lo que hoy se planea para Pe- mex es respecto de producción primaria y de refinación.
Presupuestos de inversión destinados a dichas áreas con objeto de incrementar la plataforma de producción de crudo, así como la rehabili- tación de las 6 refinerías y la construcción de una nueva. Y todo eso está muy bien, pero...
Y de la petroquímica ni una sola palabra¡! Mucho menos inversión¡!
La industria petroquímica posee una gran im- portancia por diversas razones. Por un lado, provee materias primas a un sinnúmero de industrias derivadas. Es difícil encontrar una industria cuyos insumos no provengan de la petroquímica, manufacturas plásticas, indus- tria hulera, textil, automotriz, construcción, farmacéutica, curtiduría, y otras más.
En la época de bonanza para la industria, esta llegó a representar 3.5% del Producto nacional bruto, hoy escasamente rebasa el 1%.
Por otro lado, esta industria agrega un gran valor a los hidrocarburos del petróleo y el gas. El efecto multiplicador de esta industria es im- presionante.
Pemex ha jugado un papel relevante en la pe- troquímica como proveedor de materias pri- mas convirtiéndose en detonador del creci- miento de la industria a lo largo de la cadena de valor. Si bien el ámbito de Pemex en cuanto al número de productos que le son reservados en forma exclusiva se ha reducido sustancial- mente, los que aún conserva son fundamenta- les para para su operación y subsistencia.
UN POCO DE HISTORIA
Originalmente, allá por lo años 60’s se da el arranque de industria petroquímica en México. Se publica la legislación en la materia derivada del Artículo 27 Constitucional. En esta se esta- blecen las dos grandes áreas para la industria:


CARLOS PANI
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la llamada Petroquímica Básica reservada de forma exclusiva a Petróleos Mexicanos con un número del orden de 100 productos, y la Pe- troquímica Secundaria con la participación de la inversión privada, 60% nacional y máximo 40% extranjera, para la elaboración de los pro- ductos derivados.
A lo largo de los años, reconociendo el Estado su incapacidad económica para invertir en to- dos productos que le fueron asignados en for- ma exclusiva la legislación fue sufriendo una serie de modificaciones reduciendo sustan- cialmente dicho número de productos reser- vados. Hoy esa lista se reduce únicamente a 6 productos.
Sin embargo, por corta que sea la lista, el papel de Pemex sigue siendo de una gran relevancia para la sana operación de la industria en su conjunto.
El último impulso importante que el Estado dio a la petroquímica fue la construcción de los Complejos Cangrejera y Morelos, así como la ampliación de Pajaritos en los años 70’s y prin- cipio de los 80’s. Obras verdaderamente impre- sionantes que llamaron la atención mundial- mente. Época de gran impulso a la industria petrolera, surge el super yacimiento Cantarell, la construcción del gasoducto Cactus – Reyno- sa de 48 pulgadas para exportar gas natural a los Estados Unidos, la construcción de la refi- nería de Cadereyta que inició operaciones en 1979, así como la primera etapa de la refine- ría de Salina Cruz. Debe apuntarse que en esa época el Complejo Cosoleacaque fue el mayor centro productor de amoniaco del mundo.
El anuncio y la construcción de estos comple- jos petroquímicos constituyó un disparador sin precedente para la expansión de la indus- tria en su conjunto. Y lo fue en tal medida que, aun antes de finalizar la construcción, toda su producción estaba vendida como resultado de la expansión de la industria derivada al dispo- ner de materias primas.
Hasta ahí esa época de oro de la industria. Por un lado, el Estado dejó de invertir dado que como resultado de las reclasificaciones de los productos la mayoría de estos dejaron de estar reservados en exclusiva, con lo cual no tenía la “obligación” de hacerlo. Por otro lado, a pesar de la oportunidad de hacerlo, la inversión pri- vada no se hizo presente.
El siguiente episodio de la historia se da con la decisión del gobierno de ofrecer en venta los complejos petroquímicos durante la segunda parte de los años 90. Para ello, 6 de los 7 com- plejos fueron convertidos en sociedades anó- nimas y cada uno dotado de una estructura administrativa propia.
El primer intento fue con el complejo Coso- leacaque, productor de amoniaco. Para ello se lanzó una convocatoria pública internacio- nal ofreciendo el 100% de las acciones de la empresa, se elaboró toda la documentación informativa necesaria, visitas a las plantas, se instaló el llamado “cuarto de datos” y todo lo necesario para el proceso, incluyendo la con- tratación del banco de inversión que se hiciera cargo del proceso. Se registraron varias empre- sas, tanto nacionales como extranjeras.


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DESDE LA PERSPECTIVA
Con el proceso bastante adelantado y con bue- nas perspectivas de lograr la venta fue comu- nicada la decisión de que el proceso de venta quedaba suspendido y cancelado. Las razones de esta decisión no se hicieron públicas, aun- que mucho se dijo que fue el sindicato petrole- ro quien se opuso al proceso de venta.
Tomando en cuenta la experiencia del caso anterior, tiempo después se lanzó la convoca- toria para la venta solamente del 40% de las acciones de Petroquímica Morelos, S.A. de C.V. – antes el Complejo Morelos – orientado en for- ma importante como productor de derivados del etileno y el propileno. Si bien hubo interés por parte de los grandes grupos petroquímicos del país, este se fue extinguiendo al considerar que su posición minoritaria no permitiría la ex- pansión de la empresa como fuera deseable, frente a un socio mayoritario sin recursos de inversión para lograrlo.
Adicionalmente, resultó que el avalúo de la empresa como negocio en marcha realizado por la Comisión de Avalúos de Bienes Nacio- nales, CABIN, arrojó un valor sustancialmente menor que aquel al que se tenía registrado en libros, lo que provocaba una situación difícil de explicar.
En esa época se da una restructuración ma- yúscula de Pemex, al crearse 4 Organismos Subsidiarios: Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica (lo que aún quedaba como exclusivo para el Estado ) y Pemex Petroquímica. Esta úl- tima como responsable directa del Complejo Independencia, único que no se convirtió en sociedad anónima, y como accionista totalita-
rio de las 6 empresas cuya venta no tuvo éxito. Muy importante destacar que todos los pro- ductos de Pemex Petroquímica y las 6 empre- sas habían dejado de ser exclusivos del Estado y más aún, pues todo esto sucede a la par de la apertura comercial de nuestra economía. Es decir, GATT, OMC, TLC y varios otros tratados comerciales internacionales. Ello trajo como consecuencia que todos los productos de Pe- mex Petroquímica y las 6 empresas dejaran de contar con ningún esquema de protección co- mercial, por tanto, totalmente expuestos a la competencia con productos de importación. Pemex Petroquímica, único organismo de Pe- mex en estas condiciones, debió aprender a vi- vir en un entorno de competencia. Un entorno en el que el mercado tiene otras opciones de suministro. Ello obligó a lanzar un importante esfuerzo para cambiar la cultura de la empre- sa, una cultura monopólica ancestral, y com- prender que el mercado puede escoger entre varias alternativas y que lo hará por aquella que sea competitiva y confiable.
Ese esfuerzo no fue fácil, pues además del cambio cultural le hacía necesario operar en un contexto normativo muchas veces contra- rio a las prácticas normales de un mercado abierto y competitivo. Un contexto normativo de orden monopólico Estatal que no contem- plaba las prácticas y los riesgos comerciales, los riesgos de un negocio.
Se emprendieron programas y acciones para adaptarse a un entorno competitivo, se liqui- daron las 6 empresarias filiales y se fusionaron en Pemex Petroquímica, se fomentó la con- ciencia de costos, eficiencia operativa, moni- toreo de mercados, atención al cliente, análisis


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de la competencia y varios más. Sin embargo, persistió una constante restricción presu- puestal particularmente en cuanto a re- cursos de inversión lo que coartó su capaci- dad de ampliación y crecimiento.
De hecho, después de los ambiciosos proyec- tos realizados en los años 70’s y 80´s solamen- te se contó con recursos para llevar a cabo 3 proyectos importantes. Una planta Swing para producir polietilenos lineales, la amplia- ción parcial de una planta de óxido de etileno, parcial pues no pudo realizarse la ampliación completa por falta de recursos y una reforma- dora de naftas para aromáticos. Esta última como la primera etapa para integrarse con una planta productora de paraxileno misma que nunca recibió los recursos de inversión nece- sarios.
Es justo decir que, aun dentro de ese contexto, Pemex Petroquímica fue acreedora del Premio Nacional de Calidad en el segmento de empre- sas del Estado en 2010, lo que patentizó los re- sultados del cambio cultural emprendido.
LA SITUACION ACTUAL
Si bien es cierto que Pemex aun cuenta con una infraestructura productiva muy importan- te, en adición a la crítica falta de recursos de inversión para soportar su crecimiento y aun mantenimiento, hoy se enfrenta a una dramá- tica escasez de las materias primas necesarias para su operación.
Muy particularmente se trata del etano y del gas natural.
El etano es el insumo básico para la produc- ción de etileno, el que a su vez es materia pri- ma para la elaboración de diversos productos, particularmente de polietilenos y óxido de eti- leno.
Por su parte el gas natural, además de com- bustible, es materia prima para la producción de amoniaco y de metanol.
Esta materia prima es consumida por el pro- pio Pemex en sus complejos de la Cangrejera y Morelos, así como por Braskem Idesa que construyó un importante complejo productor de etileno y polietileno en la misma zona de Coatzacoalcos, Veracruz, con una inversión de 5,200 millones de dólares, iniciando operacio- nes en el 2016.
No puede omitirse el señalar que a la firma del contrato para suministrar etano al consorcio Braskem Idesa, febrero de 2013, la producción de etano era de 110,000 barriles por día y la de- manda se elevaría al orden de 130,000 barriles por día. Es evidente que en ese momento se “apostó” a que la producción se elevaría en los años por venir.
Lamentablemente esto no ocurrió pues la pro- ducción actual es del orden de 85,000 barriles por día y la demanda sí alcanza los 130,000 barriles diarios. Ello provoca que la industria disponga únicamente del 65% de sus requeri- mientos, con particular impacto en las plantas de Pemex dadas las características del contra- to celebrado con Braskem Idesa.


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CARLOS PANI
Consecuencia de lo anterior es que las plantas de polietileno de Pemex, así como las productoras de óxido de etileno operen a un ritmo mucho menor que su capacidad instalada de producción.
En lo que hace al gas natural, en fechas recientes se padece una importan- te reducción en la disponibilidad en la zona Sur – Sureste lo que afecta se- veramente a la producción de amoniaco en el Complejo Cosoleacaque de Pemex. Ello ha traído consigo muy importantes impactos en la producción de fertilizantes nitrogenados y otros derivados industriales.
Para colmar la historia, en fecha reciente la nueva administración del Go- bierno Federal que ha hecho un esfuerzo para destinar mayores recursos de inversión a Pemex, ha quedado muy claro que estos se destinarán al área de exploración y producción de crudo, con objeto de recuperar la pla- taforma de producción; así como a la rehabilitación de las 6 refinerías exis - tentes y la construcción de una nueva en Dos Bocas, Tabasco, con objeto de recuperar la producción de combustibles líquidos – gasolina y diesel básicamente -.
Como parte del mismo anuncio, el Presidente de la República externo que “desgraciadamente no será posible atender las necesidades de la petro- química”.
Queda para la creatividad y entusiasmo de los industriales petroquímicos encontrar mecanismos y esquemas que tiendan a atenuar esta situación.




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DESDE LA PERSPECTIVA
BOOM EN EL RECLUTAMIENTO;
ENTRE EL TORBELLINO Y LA ROCA
AFILADA.
M. EN I. VÍCTOR ANTUNA HERRERA
A unas cuantas semanas de terminar el gobierno del actual presidente de los Estados Unidos Mexicanos Enrique Peña Nieto, se han polarizado abruptamente las opiniones y críticas públicas respecto al recién presidente electo Andrés Manuel López Obrador. Las razones que generan el desdén aúnan a debates sin fin acerca de consultas públicas que prometen la democracia que tanto ha solicitado el pueblo mexicano; rondas, licitaciones debidamente otorgadas bajo la Reforma Energética se observan avanzando conforme las disyuntivas rodean el ambiente geopolítico en materia de exploración y explotación.
La tendencia negativa de los años pasados en el empleo por la industria petrolera se encuentra en surgimiento. Ahora, nuevos
proyectos offshore han sido aprobados, la necesidad de los trabajadores se espera que crezca, la cual lleva a una larga expansión de esfuerzos en materia de reclutamiento. A pesar de que la fuerza de trabajo muestra una reducción del 35% en el lapso de 2014 y 2016, la plantilla general de las compañías de servicio permanece estable del 2016 y 2017. Resurge a raíz de un incremento en contratación por compañías trabajando tanto en las lutitas de Norteamérica como en el complejo de tectónica salina en el Golfo de México profundo. Con compañías como Eni, multinacional italiana, que ha recibido la aprobación de desarrollo por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos en México cubriendo el Área 1 en las aguas someras de la bahía de Campeche, Eni espera realizar una decisión de inversión en el proyecto en estos últimos


VÍCTOR ANTUNA
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Espacio Universitario
meses del año. Consistiendo en los campos Amoca, Mizton y Tecoalli, planearon realizar dos pozos de exploración en los bloques recién ganados en 2019.
Dando como resultados geopolíticos los inicios de una nueva etapa de exploración en México, observando al próximo sexenio en una nebulosa tormentosa, que como todo navío enfrentará diversos retos para atravesarla entre Scylla y Charybdis peligros reales cuando se navegaba por el estrecho de Messina entre Sicilia y el territorio central de Italia, donde se tenía que elegir entre el saliente rocoso afilado o el torbellino náutico; comúnmente nombrados a estos demonios necesarios de atravesar como la espada y la pared,
México tendrá que tomar el mando decidiendo entre avanzar con la exploración mediante
las rondas y licitaciones otorgadas o avanzando mediante lo que denominan la cuarta transformación con menor certeza de inversión plegando una democracia simplista, sin detalles.
La idea de un cambio geopolítico nos concierne a todos, incluso a los que desde la perspectiva vislumbramos a detalle lo ocurrido.
Porque el paisaje está cambiando, innovemos con dedicación.




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LA CANTINA DEL CHARRO
Estas son las historias que cuentan los asistentes a mi cantina, las cuales me permito compartir con ustedes esperando que las encuentren divertidas todas son de dominio público y lo que se trata es que ustedes tengan sus propias opiniones.