Apartado 2.3.2 Procesamiento de Gas
Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos · Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos 2025-2039 · Apartados del plan
2.3.2 Procesamiento de Gas
El procesamiento de gas natural consiste en un conjunto de operaciones industriales destinadas a separar y purificar los distintos componentes presentes en el gas extraído de yacimientos, con el fin de obtener un producto comercializable que cumpla con las especificaciones del mercado y los requerimientos de transporte.
Además de su infraestructura de refinación, PEMEX cuenta con nueve CPG (Figura 2.26). Estas instalaciones son fundamentales para el procesamiento del gas húmedo, la recuperación de sus componentes como GLP, etano, gasolinas naturales y azufre, y su transformación en gas seco o materias primas para la petroquímica, que contribuyen significativamente al suministro energético e industrial del país.
Figura 2.26 Ubicación de los CPG
FUENTE: Elaboración SENER.
En cuanto a los CPG, siete están ubicados en la región sur-sureste del país y dos en la región noreste. Los complejos de Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo Pemex son los más grandes, y en ellos se lleva a cabo el mayor endulzamiento de gas amargo; el procesamiento del gas dulce (recuperación de líquidos) y la recuperación de azufre. En lo que respecta a los condensados, casi la totalidad de su endulzamiento se realiza en los complejos de Cactus y Nuevo Pemex, mientras que buena parte del fraccionamiento de líquidos se lleva a cabo en los complejos de Cactus, Nuevo Pemex y Área Coatzacoalcos, (Tabla 2.11).
Tabla 2.11 Inicio de operaciones por CPG
· Inicio de operaciones
· Ubicación
·
Poza Rica
· 1951
· Poza Rica, Veracruz
·
Ciudad Pemex
· 1958
· Macuspana, Tabasco
·
La Venta
· 1963
· Huimanguillo, Tabasco
·
Cactus
· 1974
· Reforma, Chiapas
·
Nuevo Pemex
· 1976
· Centro, Tabasco
·
Matapionche
· 1981
· Cotaxtla, Veracruz
·
Coatzacoalcos
· 1997
· Coatzacoalcos, Veracruz
·
Arenque
· 2003
· Ciudad Madero, Tamaulipas
·
Burgos
· 2004
· Reynosa, Tamaulipas
·
FUENTE: Elaboración SENER.
La SENER realizó un diagnóstico sobre el desempeño de los CPG, en el que se identificó que existía rezago tecnológico en los centros de proceso, falta de competitividad en los procesos operativos respecto de empresas de clase mundial, altos costos de producción, retraso en los programas de mantenimiento y en los trabajos de rehabilitación, y un acelerado incremento de las importaciones de gas natural para cubrir el déficit de la producción.
La actual administración tiene el objetivo de alinear la capacidad de procesamiento con la producción, de modo que la infraestructura existente responda eficientemente al incremento previsto. La estrategia consiste en ampliar la capacidad de los CPG, lo que permitirá manejar de forma segura el gas, garantizando el suministro a los consumidores regionales y, al mismo tiempo, optimizar el uso de la infraestructura, así como fortalecer la confiabilidad operativa del sistema.
Los nueve CPG cuentan con una capacidad instalada de 4,283 MMpcd para el endulzamiento de gas, 135 MMpcd para el tratamiento de líquidos, 5,912 MMpcd para procesos criogénicos, y 560 Mbd para el fraccionamiento de líquidos (Tabla 2.12).
Tabla 2.12 Capacidad instalada por CPG 2024
· Fraccionamiento de
Líquidos
(Mbd)
· Plantas Endulzadoras de
Condensados Amargos
(Mbd)
· Plantas Endulzadoras
de Gas Amargo
(MMpcd)
· Plantas Recuperadoras de
Licuables Criogénicas
(MMpcd)
·
Cactus
· 104
· 45
· 1,800
· 1,275
·
Ciudad PEMEX
· 0
· 0
· 1,290
· 915
·
Nuevo PEMEX
· 208
· 90
· 800
· 1,500
·
Burgos
· 18
· 0
· 0
· 1,200
·
Poza Rica
· 22
· 0
· 250
· 490
·
La Venta
· 0
· 0
· 0
· 182
·
Arenque
· 0
· 0
· 34
· 33
·
Matapionche
· 0
· 0
· 109
· 125
·
Coatzacoalcos
· 208
· 0
· 0
· 192
·
Total
· 560
· 135
· 4,283
· 5,912
·
FUENTE: Elaboración propia con información de PEMEX.
Derivado de los cambios entre 2012 y 2018, el volumen de gas procesado presentó una disminución asociada principalmente a dos factores: la reducción en la producción nacional de gas natural debido a la declinación de los yacimientos, y la priorización de las importaciones sobre la transformación nacional. Estas acciones se reflejan en una TMDA de 6%, que resultó en un volumen de 2,952 MMpcd en 2018, equivalente a una reducción del 33% respecto de 2012 (Figura 2.27).
A partir de 2018, las políticas orientadas a la recuperación de la soberanía energética se enfocaron en frenar el deterioro de la infraestructura dedicada a la transformación de hidrocarburos y en implementar acciones para su rehabilitación. Como resultado, el procesamiento de gas se ha mantenido con una tendencia estable, en 2024 se reportó un volumen procesado de 2,319 MMpcd (Figura 2.27).
Actualmente se desarrollan proyectos dirigidos al incremento de la producción y aprovechamiento del gas natural en los campos, así como programas de ampliación y optimización de la capacidad de procesamiento en los CPG. Cabe destacar que no todo el gas producido es enviado a procesamiento, ya que una parte es tratada y utilizada directamente en plataformas por PEMEX, para reinyectar a los yacimientos, bombeo neumático, combustible o, en su defecto, enviarlo a los quemadores de campo.
Figura 2.27 Proceso de gas natural en los CPG, 2010-2024
FUENTE: Elaboración propia con información de PEMEX.
La producción de gas seco y GLP refleja directamente los volúmenes de insumos que ingresan al proceso. En las gráficas de las figuras 2.28 y 2.29 se observa que durante el periodo 2010-2012 la producción de gas seco en los CPG se mantuvo estable por arriba de 3,600 MMpcd, mientras que la producción de GLP se registró por arriba de los 200 Mbd.
Sin embargo, para el periodo 2012 a 2018 se presenta una TMDA de 6% para el gas seco y 10% para el GLP, lo que se traduce en una disminución de la producción de gas seco a 2,418 MMpcd y de GLP a 120 Mbd.
Posteriormente, entre 2018 y 2024, la declinación en la producción se desaceleró, registrando TMDA de 4.5% para el gas seco y el GLP. Como resultado, en 2024 se reportó una producción de 1,824 MMpcd de gas seco y 92 Mbd de GLP.
Figura 2.28 Producción de gas seco en los CPG, 2010-2024
FUENTE: Elaboración propia con información de PEMEX.
Figura 2.29 Producción de GLP en los CPG y SNR, 2010-2024
FUENTE: Elaboración propia con información de PEMEX.
El Plan Estratégico 2025-2035 de PEMEX prioriza el fortalecimiento del suministro nacional de gas mediante la incorporación de nuevos desarrollos y proyectos estratégicos en campos terrestres y en aguas profundas que permitirán incrementar la disponibilidad de gas en el periodo 2026-2035.