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1 . ¿Qué hace? El procesamiento del gas son los procesos industriales que transforman el gas natural extraído del subsuelo en: • •
La industria en el Mundo La industria en México 5.1 Historia 5.2 Infraestructura 5.3 Capacidad Instalada 5.4.1 Extracción 5.4.2 Producción 5.5 Ventas 5.6 Precios al público 5.7 Comercio exterior 5.8 Reservas 6. Referencias
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples compuesta principalmente de metano (CH4) y otros hidrocarburos más pesados; además también puede contener trazas de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo de su origen se clasifica en: •
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¿Qué hace? ¿Cuáles son sus principales productos? ¿Cuáles son sus principales usos?
1. 2. 3. 4. 5.
Gas Seco o Gas Natural Comercial GN Gas Licuado de Petróleo GLP
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Gas asociado: es el que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas. Gas no asociado: es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo.
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Hay dos formas principales de transportar gas seco (gas natural comercial) de los centros productores al mercado de consumo, por gasoductos o en forma de Gas Natural Licuado (GNL).
Metano CH4
Agua H2O
Etano C2H6
Gas Natural extraído del subsuelo
Acido Sulfhídrico
H2 S Bióxido de Carbono CO2
Nitrógeno
N2
Pentanos C5H12 a C10H22
Propano C3H8
Butano C4H10
1 a n i g á P
FUENTES
Yacimiento de Petróleo Crudo + Gas asociado
ETAPA I. Separación.
Petróleo crudo Bióxido de carbono Gas Gas amargo a margo
Gas natural Yacimiento de Gas no asociado
ETAPA II. Endulzamiento. Separación de agua y gases ácidos, específicament e ácido sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2).
Gas ácido
ETAPA III. Recuperación de azufre. Separación del azufre a través de reacciones térmicas y catalíticas. El azufre como producto terminado se comercializa en el mercado.
ETAPA V. Fraccionamiento de hidrocarburos. Los licuables del gas son son separados en tres productos terminados para ser comercializados Etano
Etileno
Propano
Propileno
Naftas (gasolinas naturales)
Gasolinas naturales (naftas)
Azufre Licuables del gas
Gas húmedo dulce Gas húmedo dulce
ETAPA IV. Recuperación de licuables. Separación de los hidrocarburo s líquidos mediante procesos criogénicos
Gas húmedo dulce
Gas seco Gas seco
Producto final
El GNL es procesado transportarse en forma líquida, este proceso denominado licuefacción consiste en someter el gas a temperaturas bajas y presiones altas produciendo con esto un líquido. A menudo una planta de licuefacción comienza con una o dos unidades de proceso (llamados trenes). Una vez que estos trenes tienen éxito, técnica y comercialmente, se agregan más trenes a un costo marginal más bajo, siempre que los recursos gasíferos a los que tiene acceso la planta sean suficientes. Después de la licuefacción, el gas es transportado en barcos especialmente diseñados. En el punto de destino el líquido es calentado para volverlo a un estado gaseoso en una terminal de regasificación. Ambos métodos de transporte, requieren capitales intensivos, con tiempos largos de construcción y por lo tanto requieren de un período considerable para recuperar la inversión inicial. Los gasoductos son más rentables a distancias cortas, sin embargo generan alta dependencia de quien consume con el que suministra. El GNL ofrece una mayor flexibilidad para el intercambio que el transporte a través de gasoductos, permitiendo a los cargamentos de gas natural ser llevados y entregados donde la necesidad sea mayor y los términos comerciales sean más competitivos. Un estudio de costos de transporte publicado por Center for Energy Economics de Estados Unidos demuestra que a medida que aumenta la distancia por la que el gas natural es transportado, el uso del GNL tiene beneficios económicos sobre el uso de gasoductos. Transportar GNL resulta más económico que transportar gas natural en gasoductos sumergidos mayores a 1,126.5 km (700 millas), o a través de gasoductos en tierra a distancias de más de 3,540.5 km (2,200 millas)
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FUENTES
Yacimiento de Petróleo Crudo + Gas asociado
ETAPA I. Separación.
Petróleo crudo Bióxido de carbono Gas Gas amargo a margo
Gas natural Yacimiento de Gas no asociado
ETAPA II. Endulzamiento. Separación de agua y gases ácidos, específicament e ácido sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2).
Gas ácido
ETAPA III. Recuperación de azufre. Separación del azufre a través de reacciones térmicas y catalíticas. El azufre como producto terminado se comercializa en el mercado.
ETAPA V. Fraccionamiento de hidrocarburos. Los licuables del gas son son separados en tres productos terminados para ser comercializados Etano
Etileno
Propano
Propileno
Naftas (gasolinas naturales)
Gasolinas naturales (naftas)
Azufre Licuables del gas
Gas húmedo dulce Gas húmedo dulce
ETAPA IV. Recuperación de licuables. Separación de los hidrocarburo s líquidos mediante procesos criogénicos
Gas húmedo dulce
Gas seco Gas seco
Producto final
El GNL es procesado transportarse en forma líquida, este proceso denominado licuefacción consiste en someter el gas a temperaturas bajas y presiones altas produciendo con esto un líquido. A menudo una planta de licuefacción comienza con una o dos unidades de proceso (llamados trenes). Una vez que estos trenes tienen éxito, técnica y comercialmente, se agregan más trenes a un costo marginal más bajo, siempre que los recursos gasíferos a los que tiene acceso la planta sean suficientes. Después de la licuefacción, el gas es transportado en barcos especialmente diseñados. En el punto de destino el líquido es calentado para volverlo a un estado gaseoso en una terminal de regasificación. Ambos métodos de transporte, requieren capitales intensivos, con tiempos largos de construcción y por lo tanto requieren de un período considerable para recuperar la inversión inicial. Los gasoductos son más rentables a distancias cortas, sin embargo generan alta dependencia de quien consume con el que suministra. El GNL ofrece una mayor flexibilidad para el intercambio que el transporte a través de gasoductos, permitiendo a los cargamentos de gas natural ser llevados y entregados donde la necesidad sea mayor y los términos comerciales sean más competitivos. Un estudio de costos de transporte publicado por Center for Energy Economics de Estados Unidos demuestra que a medida que aumenta la distancia por la que el gas natural es transportado, el uso del GNL tiene beneficios económicos sobre el uso de gasoductos. Transportar GNL resulta más económico que transportar gas natural en gasoductos sumergidos mayores a 1,126.5 km (700 millas), o a través de gasoductos en tierra a distancias de más de 3,540.5 km (2,200 millas)
2 a n i g á P
Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos y acimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse po derse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos. Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del ya cimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto). Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales. Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación. Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del g as natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial. Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso. Gas que contiene cantidades apreciables de ácido sulfhídrico, dióxido de carbono y agua. Se obtiene del tratamiento del gas amargo húmedo con bases fácilmente regenerables como son la mo no y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propósito. Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otr os derivados de azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes. Gas que en su estado natural n atural es incoloro, inodoro e insípido, ligeramente más pesado que el aire. Su temperatura de condensación a presión normal es de -88.6º C. Sus límites de explosividad inferior y superior en el aire son 2.9 y 13.0 por ciento en volumen. Es el segundo miembro de la serie de las parafinas o alcanos. Su fórmula condensada es C2H6. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural. Se usa como materia prima para la fabricación de etileno. Gas que cuando puro es incoloro e inodoro, i nodoro, más pesado que el aire. Su temperatura de condensación a la presión atmosférica normal es -42.5º C; sus límites inferior y superior de explosividad en el aire son 2.4 por ciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el tercer miembro de la serie de parafinas o alcanos; su fórmula condensada es C3H8. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural, de los condensados y de v arios procesos de refinación, tales como la destilación atmosférica del petróleo crudo, la desintegración catalítica y la reformación de naftas. Gas que cuando es puro es incoloro e inodoro, más pesado que el aire; su temperatura de ebullición a la presión atmosférica normal es -0.5º C; sus límites inferior y superior de explosividad en el aire son 2.1 por ciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el cuarto miembro de la serie de parafinas o alcanos; su fórmula condensada es C4H10. Hidrocarburos saturados de fórmula empírica C5H12, de los cuales son posibles tres isómeros. Líquidos incoloros, inflamables; solubles en hidrocarburos y éteres e in solubles en agua. Existen en las fracciones de más bajo punto de ebullición de la destilación del petróleo, de donde se obtienen.
3 a n i g á P
2. ¿Cuáles son sus principales productos? •
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Fertilizantes nitrogenados Aditivos Anticongelante Fumigantes Desinfectantes Tintas Acabados textiles (ropa)
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Adhesivos y Pinturas Llantas Elástomeros Farmaceuticos y cosméticos Juguetes Bolsas Fibras textiles Teléfonos Resinas Poliuretanos Insecticidas Detergentes
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Fibras textiles y resinas Envases de plástico Partes automotrices Cremas y perfumes Detergentes Líquido para frenos y amortiguadores Filtros y envolturas para cigarros Rollos fotográficos Tuberías Pinturas y esmaltes Cintas adhesivas Juguetes Partes automotrices
Fibras sintéticas Acrilicos Partes automotrices Teléfonos Pinturas y Esmaltes Tuberías Sacos para envasado de productos Juguetes Empaques Artículos domésticos
4 a n i g á P
3. ¿Cuáles son sus principales usos? •
El gas seco (gas natural comercial) se utiliza como: 1. Combustible en: a) Transporte (autobuses y taxis) b) Hogares (calentadores de agua, estufas, calefacción) c) Comercios (aire acondicionado, calentadores de agua, hornos) d) Industrias (sistema de calefacción, secado, generación de vapor, hornos) 2. Generación de energía eléctrica por medio de plantas de ciclo combinado CCC esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural y el vapor que producen los gases de escape para generar electricidad de manera complementaria. 3. Materia prima en la elaboración de productos petroquímicos ya que de forma relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol, para fabricar diversos tipos de plásticos y fertilizantes.
5 a n i g á P
4. La industria en el Mundo Históricamente las reservas mundiales de gas natural, en la mayoría de los años, se han incrementado. Hasta finales de 2006, las reservas probadas de gas natural permanecieron prácticamente sin cambio, ya que reportaron un ligero ascenso de 0.7% respecto al año anterior para totalizar 6,405 billones de pies cúbicos (bpc)
Si bien, se pueden encontrar reservas de gas natural en todos los continentes, éstas se encuentran distribuidas en forma irregular. Los enormes campos gasíferos que contienen dos terceras partes ( 66.7%) de las reservas de gas natural en todo el mundo se encuentran en los países de Oriente Medio y Rusia. El gas natural está ganando importancia rápidamente en el mercado energético global, convirtiéndose en un combustible de usos diversificados, principalmente porque su combustión e s eficiente y limpia, lo cual se ha generado un incremento en los ritmos de producción para satisfacer la demanda, incluso acelerando la incorporación de reservas en distintos países por el crecimiento de la extracción. El fuerte incremento en la producción mundial de gas natural en los últimos años ha derivado en que la tasa de R/P se haya reducido en niveles superiores a los programados, de tal manera se tiene que en 2003 dicha tasa se ubicó en 70.4 años, mientras que en el 2006 esta relación bajó a 63.3, incluso con el incremento en los niveles de adición de reservas. Los principales países productores de gas natural son Rusia y Estados Unidos. Otros países como Canadá, Irán, Noruega, Argelia, Reino Unido, Indonesia y Arabia Saudita presentaron importantes niveles de producción durante 2006. Estos nueve países representaron 63.8% de la producción global del gas seco en 2006, y se encuentran extrayendo de sus yacimientos por encima de los 7,000 mmpcd. Cabe señalar que México se ubica en el lugar 19 como productor de gas seco, al considerar la clasificación del BP Statistical Review of World Energy.
6 a n i g á P
Petróleos Mexicanos (Pemex) se ha colocado en una destacada posición en el escenario mundial, así lo han reconocido publicaciones especializadas en materia energética de prestigio internacional. De acuerdo con Energy Intelligence Group , Pemex se colocó en 2005 como la treceava empresa productora de gas seco en el mundo, en comparación con otras grandes corporaciones petroleras de distintos países. Esta posición refleja la importancia que tiene Pemex como empresa petrolera en el contexto internacional y el significado económico que representa para el desarrollo de México. Durante 2006, la compañía Gazprom, la más grande del mundo en términos de producción de gas natural, registró un volumen de 53,794 mmpcd que representó 19.4% de total mundial y 90.8% de Rusia. Cabe mencionar que, en Rusia la producción de gas natural se lleva a cabo por las empresas Gazprom, Novatek, Lukoil, Yukos, Surgutneftgas, Rosneft, TNK-BP y Sibneft, entre otras. El año 2006, fue el primero posterior a la liberalización de acciones de Gazprom al mercado. Así, la participación accionaria de la empresa quedó de la siguiente manera: Gobierno de la Federación Rusa 50.002%, la Agencia Federal para la administración de la propiedad federal 38.373%, Rosneftegaz 10.740% y Rosgazifikatsiya 0.889%. La empresa ha adoptado una estrategia activa de globalización en los negocios, y se está expandiendo, en el último año tuvo acceso directo por primera vez al mercado italiano y francés, además de firmar un primer contrato de abastecimiento de gas con Dinamarca. 7 a n i g á P
Gazprom
Rusia
Exxon Mobil
50
50
53,135
Estados Unidos
-
100
9,251
BP
Reino Unido
-
100
8,424
NIOC
Irán
100
-
8,414
-
100
8,263
Royal Dutch/Shell Reino Unido /Holanda Sonatrach
Argelia
100
-
8,152
Saudi Aramco
Arabia Saudita
100
-
6,721
Petronas
Malasia
100
-
5,113
Total Fina Elf
Francia
-
100
4,780
Chevron Texaco
Estados Unidos
-
100
4,233
ENI
Italia
-
100
3,762
PetroChina
China
90
10
3,681
Pemex
México
100
-
3,575
Repsol YPF
España
-
100
3,415
Conoco Phillips
Estados Unidos
-
100
3,337
La diversificación de los yacimientos de gas ha impulsado mercados de oferta regionales más equilibrados que en el caso del petróleo crudo. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) produjo 41.7% del petróleo en el mundo, pero sólo 18.1% del gas natural durante 2006. Esto significa, que la dependencia energética en el caso del gas natural es mucho menor debido a la mayor diseminación de los yacimientos. Sin embargo, muchos de los países de la OPEP poseen consumos internos menores a su producción, lo que les permite colocar excedentes fuera de sus regiones geográficas, tan sólo Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Libia, Nigeria y Qatar, representaron 52.1% de la producción disponible para GNL (Gas Natural Licuado) El GNL se ha convertido en una opción competitiva para ofrecer el combustible cada vez a más países fuera de las regiones geográficas naturales, sobre todo hacia aquellos que representan los grandes mercados de consumo y que carecen de autoabastecimiento en su mercado interno, o que simplemente buscan la diversificación de suministro, a pesar de realizar importaciones por gasoductos o como alternativa para reducir la dependencia del petróleo al no poseer reservas.
8 a n i g á P
A finales de 2006, se encontraban en operación 22 plantas de licuefacción en todo el mundo, tras la entrada en operación de la nueva planta de Darwin LNG en Australia, que comenzó a exportar GNL a principios del año hacia Japón. Considerando que hubo una expansión de un nuevo tren en la terminal de Bonny Island en Argelia, al último año existe una capacidad nominal de licuefacción de 413.5 millones de metros cúbicos (mmm3) de GNL por año, repartidos en 74 trenes de licuefacción. De acuerdo con esa capacidad de licuefacción se obtuvo un porcentaje de utilización promedio de 83.7% durante 2006. La capacidad total de almacenaje de GNL ascendió aproximadamente a 5,811 miles de metros cúbicos (mm 3) distribuidos en 65 tanques, que representan casi seis días de la producción mundial de GNL. Al último año se registró la existencia de 57 plantas de regasificación en el mundo. En 2006 comenzaron operaciones seis terminales nuevas de regasificación: Sagunto en España, Aliaga en Turquía, Altamira en México, Guangdong en China y dos más en Japón, Mizushima y Sakai. Con dichos incrementos, se totaliza una capacidad instalada de regasificación de 544 miles de millones de metros cúbicos (mmmm3) por año de gas natural y una capacidad de almacenamiento 27,261 (mm3) de GNL con 283 tanques.
Actualmente, la élite de los exportadores de GNL se conforma por 13 países. En 2006 el mundo vio crecer 11.8% la producción de GNL, es decir un volumen de 2,154.7 mmpcd, el cual es el crecimiento más fuerte que haya visto esta industria entre un año y otro. Un hecho relevante en el último año, fue que Qatar superó a Indonesia como el exportador más grande de GNL en el mundo, similar a lo ocurrido en 1984, cuando Indonesia reemplazó a Argelia. Qatar exportó 3,008.0 mmpcd de GNL en 2006, seguido por 2,861.0 mmpcd de Indonesia y 2,712.9 mmpcd de Malasia.
9 a n i g á P
í
31.1
3,008.0
19.5
1,886.7
29.6
2,861.0
39.6
3,831.4
28.0
2,712.9
40.3
3,899.1
24.7
2,387.9
23.7
2,293.0
18.0
1,744.4
28.6
2,767.1
17.6
1,700.9
n.d.
n.d.
16.3
1,572.2
n.d.
n.d.
15.0
1,448.4
28.7
2,776.8
11.5
1,116.5
n.d.
n.d.
9.8
949.1
n.d.
n.d.
7.1
685.0
41.7
4,034.6
1.7
166.4
619.7
59,957.5
0.7
69.7
n.d.
n.d.
81.86
7,920.2
84.6
8,185.3
34.14
3,303.1
34.2
3,308.9
24.42
2,362.7
33.4
3,231.5
16.56
1,602.2
620
59,986.6
13.88
1,342.9
45.2
4,373.2
10.2
986.9
11.9
1,151.4
7.99
773.1
39.7
3,841.1
5.72
553.4
30.5
2,951.0
4.28
414.1
17
1,644.8
3.56
344.4
90.8
8,785.1
3.1
299.9
77.1
7,459.6
1.97
190.6
4.1
396.7
1
96.8
55.6
5,379.4
0.94
90.9
54.1
5,234.3
0.72
69.7
0.49
47.4
0.25
24.2
3.2
309.6 -
0 1 a n i g á P
Por el lado de los importadores son 17 los países que consumen el GNL, China y México se incorporaron a este grupo en 2006. Japón permanece, por mucho, como el mayor importador de GNL con un volumen de 7,902.2 mmpcd, seguido por Corea del Sur con 3,303.1 mmpcd y España con 2,362.7 mmpcd. Cabe señalar que, la tasa de crecimiento de las importaciones europeas en el último año fue de 14.2% y permaneció por encima de la tasa de crecimiento global de 11.8%, teniendo como resultado una participación de 27.2% del mercado de GNL, lo que demuestra el dinamismo de esta región en el comercio de GNL.
CIF
Union CIF
Heren NBP Index
Henry Hub
Alberta
Cd. Pemex
Reynosa
3.05
2.26
1.86
2.08
1.42
1.77
1.99
3.14
1.80
1.58
2.27
2.00
1.87
2.15
4.72
3.25
2.71
4.23
3.75
3.36
3.72
4.64
4.15
3.17
4.06
3.60
3.66
4.03
4.27
3.46
2.37
3.34
2.58
2.64
3.03
4.77
4.40
3.33
5.62
4.82
4.71
5.14
5.18
4.56
4.46
5.85
5.03
5.40
5.83
6.05
6.28
7.38
8.80
7.26
6.35
6.79
7.14
8.77
7.87
6.76
5.83
5.87
6.32
n.d.
n.d.
n.d
6.96
n.d.
5.89*
6.34
Los precios promedio de los diferentes mercados presentaron incrementos de manera generalizada, salvo en la región de Norteamérica. El precio del GNL en el mercado líder, el japonés, promedió 7.14 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 1.09 dólares encima del año anterior. El mayor incremento entre 2005 y 2006, se presentó en el promedio de los países de la Comunidad Europea, alcanzando un precio de 8.77 US$/MMBTU, es decir, 2.49 dólares más que en 2005. El precio en el Reino Unido presentó un incremento 0.49 dólares, por lo que el índice Heren NBP (de sus siglas en inglés National Balancing Point), registró un valor de 7.14 US$/MMBTU. El Henry Hub, en Estados Unidos, registró una declinación considerable de 2.04 dólares, para promediar 6.76 US$/MMBTU. Asimismo, el precio en Canadá se ubicó 1.43 dólares por debajo del precio promediado en 2005.La región de Norteamérica es un mercado altamente liberalizado, donde los precios fluctúan en función de la oferta y la demanda. Tras la caída en la demanda hacia finales de 2005 y que se extendió en 2006, aunado al incremento en la oferta de gas, se generó una baja en los precios del hidrocarburo. 1 1 a n i g á P
5. La industria en México 5.1.
Historia
A partir de 1995 se realizaron diversas reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que permitieron la participación de la inversión privada en el sector del gas natural. En consecuencia, en este rubro no es un monopolio, sino que participa en un mercado abierto a la competencia. La reforma de 1995 buscaba maximizar los beneficios ligados a este combustible y desarrollar una infraestructura de gasoductos acorde con las necesidades del país. En esencia, dicha reforma permitió la participación privada en actividades que previamente estaban reservadas al Estado a través de Pemex, tales como el transporte, el almacenamiento, distribución por medio de ductos, así como el comercio exterior y comercialización de gas en territorio nacional. De conformidad con la visión de largo plazo de la industria de gas natural se introdujeron las reformas pertinentes a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo y se expidió el Reglamento de gas natural, con el fin de brindar certidumbre jurídica a los inversionistas interesados en incursionar en el sector. A partir de la publicación del Reglamento de gas natural en 1995, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) inició la definición de las zonas geográficas de distribución y los procesos de licitación para otorgar permisos de distribución de gas natural en dichas zonas.
5.2.
Infraestructura
Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) cuenta con 10 complejos procesadores de gas, de ellos, en dichos complejos existe un total de 68 plantas de distintos tipos.
CPG
Endulzamiento De gas
Recuperación de Líquidos
De condensados
1 10 4 2 2 1
2
4
Criogénicas
Recuperación de azufre
Total
Absorción
1 4 4 2 1 1 3 1
1 1 1
1 2
Fraccionamiento de líquidos
2 1 1 2
5 2 2 2 1 1
3 5 22 8 1 5 1 4 2 5
2 1 a n i g á P
Pemex operaba 11 estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEP, la estación Cd. Pemex. La capacidad de compresión instalada de Pemex tiene una potencia de 293,850 horse power (HP). Además, existe una capacidad de potencia de 137,510 HP de seis estaciones de compresión de privados. Las 17 estaciones de compresión acumularon una capacidad de transporte total de 431,360 HP
Noreste
Gloria a Dios
Privada
1
14,300
El Sueco
Privada
2
6,160
El Caracol
Privada
3
48,000
Los indios
Privada
4
48,000
Ojo Caliente
PGPB
1
4,320
Santa Catarina Chávez
PGPB PGPB
2
9,400
3
3,330
Los Ramones
PGPB
4
21,250
PGPB Privada
5
23,700
Noroeste
Estación 19 Naco
5
14,300
Centro-Occidente
Valtierrilla
PGPB
6
4,700
Huimilpan
Privada
6
6,750
Cempoala
PGPB
7
55,000
Sur-Sureste
3 1 a n i g á P
Lerdo
PGPB
8
55,000
Chinameca
PGPB
9
55,000
Cárdenas
PGPB
10
55,000
Cd. Pemex
PEP
1
7,150
Total compresión
Existen en México 15 interconexiones con Estados Unidos, de las cuales ocho pertenecen a sistemas aislados a los que no puede llegar la producción nacional, y las siete restantes los ductos de Gulf Terra, Kinder Morgan, Tetco y Tennessee, pueden ser utilizados en forma bidireccional para exportar un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas.
La importación del Gas Natural Licuado (GNL) en México comenzó durante agosto de 2006 cuando se recibió el primer cargamento de GNL proveniente de Nigeria en la Terminal de GNL en Altamira. La operación comercial de la terminal comenzó el día 30 de septiembre de 2006, y el gas es utilizado únicamente por la CFE para generar electricidad, como resultado de una estrategia de diversificación de la producción nacional y una reducción de la dependencia del gas proveniente de gasoductos de los Estados Unidos.
4 1 a n i g á P
Existen otros proyectos considerados como potenciales, que podrían consolidarse si se dan las condiciones suficientes para su desarrollo, con probable ubicación en Lázaro Cárdenas (Michoacán), Manzanillo (Colima), Puerto Libertad (Sonora), Topolobampo (Sinaloa) y una terminal costa afuera frente al Estado de Tamaulipas de la empresa El Dorado-Tidelines, este último proyecto asociado a un proyecto de transporte y de almacenamiento subterráneo.
Qatar
Nigeria Egipto
5 1 a n i g á P
En nuestro país la infraestructura de transporte de gas natural está integrada principalmente por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a Pemex Gas y Petroquímica Básica, así como gasoductos fronterizos en las regiones Noreste y Noroeste, algunos conectados al SNG y otros aislados, estos últimos son propiedad de privados. El SNG cuenta con una extensión de 8,704 km de longitud y pasa por 18 estados de la República, mientras que el sistema aislado de Naco-Hermosillo se extiende con una longitud de 339 km y está conectado al sur del estado de Arizona en Estados Unidos. Actualmente se permite la participación de la inversión privada en el sector del gas natural.
Permisos de Acceso abierto PGPB Privados Permisos de usos propios
20
11,501
12,628.9
2
9,043
5,216.9
18
2,458
7,412.0
138
925
5,639.9
Hoy, PGPB transporta el gas natural a los grandes consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas de distribución. Las empresas que han recibido permisos de distribución en diversas zonas geográficas del país por parte de la CRE, cuentan con sus propios gasoductos. El consumo regional de gas natural está estrechamente relacionado con la distribución de la infraestructura, así como con la ubicación de los centros industriales, actividades petroleras, puntos de generación de electricidad y concentración poblacional. Estos factores son los que principalmente han desarrollado el mercado de gas natural en México. Cabe señalar que, sólo ocho estados de la República Mexicana no presentan consumos de gas natural, los cuales son Baja California Sur, Colima, Guerrero, Morelos, Nayarit, Quintana Roo, Sinaloa y Zacatecas. Existen cinco zonas regionales de mercado: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste.
6 1 a n i g á P
á
Mexicali
11,778
11,531
403
27 de septiembre de 1996
18,610
17,501
336
20 de marzo de 1997
60,176
58,094
1,168
20 de mayo de 1997
Hermosillo
Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) Compañí a Nacional de Gas, S.A. de C.V. Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V.
15,128
15,081
505
9 de junio de 1997
Saltillo
Gas Natural México, S.A. de C.V. - Saltillo
67,181
69,217
656
20 de junio de 1997
Toluca
Gas Natural México, S.A. de C.V. - Toluca
21,539
20,731
595
3 de septiembre de 1997
Monterrey
Compañí a Mexicana de Gas, S.A. de C.V.
Monterrey
Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey
Nuevo Laredo
Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V.
Piedras Negras Chihuahua
Ciudad Juárez
56,284
64,107
921
19 de septiembre de 1997
659,143
663,111
7,239
24 de abril de 1998
31,741
32,036
366
17 de noviembre de 1997
179,545
194,267
1,828
2 de diciembre de 1997
Rí o Pánuco Norte de Tamaulipas CuautitlánTexcoco-Hidalgo CuautitlánTexcoco-Hidalgo Distrito Federal
Tractebel GNP, S.A. de C.V.
37,847
40,396
335
19 de diciembre de 1997
Tamauligas, S.A. de C.V.
23,070
21,737
861
27 de marzo de 1998
154,080
160,692
3,517
3 de septiembre de 1998
4
5
95
5 de octubre de 2006
265,807
276,548
2,619
14 de septiembre de 1998
Querétaro
Tractebel Digaqro, S.A. de C.V.
56,477
57,104
613
10 de diciembre de 1998
El Bají o La LagunaDurango Cananea
Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajío Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) Distribuidora de Gas de Occidente, S.A. de C.V.
41,326
41,535
788
15 de enero de 1999
28,703
25,972
1,030
18 de junio de 1999
4,617
4,501
120
8 de agosto de 1999
Bají o Norte Puebla-Tlaxcala
Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajío Norte Natgasmex, S.A. de C.V.
34,394
33,921
719
2 de febrero de 2000
51,836
58,751
919
28 de febrero de 2000
Guadalajara
Tractebel DGJ, S.A. de C.V.
18,042
21,391
2,185
21 de julio de 2000
Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. Distribuidora de Gas Natural México Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V.
7 1 a n i g á P
5.3.
Capacidad Instalada
Cactus, Ciudad Pemex y Nuevo Pemex son los complejos más grandes de PGPB, en ellos se lleva a cabo la mayoría (91.7%) del endulzamiento de gas amargo; 69.4% del procesamiento del gas dulce (recuperación de líquidos) y casi toda la recuperación de azufre ( 95.1%).
34 1,960
33 48
1,290
0.7
800
18
1,275
104
915
108.2 50.0
182 109 880
125 96
230
3.4
1,550
208
50.0
290
22
6.3
350 222
18 217
0.4
En el caso de los gasoductos los 15 puntos de interconexión con Estados Unidos a diciembre de 2006 una capacidad máxima de transporte de aproximadamente de 3,274 mmpcd para importar gas, considerando las capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. Ocho de estas interconexiones pertenecen a sistemas aislados a los que no puede llegar la producción nacional, y de los siete restantes los ductos de Gulf Terra, Kinder Morgan, Tetco y Tennessee, pueden ser utilizados en forma bidireccional para exportar un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas.
MMpcd
MMpcd Sistema aislado
1
Tijuana
B.C.
300
2
Mexicali
B.C.
29
3
Los Algodones
B.C.
500
Sistema aislado
4
Naco
Son.
130
Sistema aislado
5
Naco-Agua Prieta
Son.
215
Sistema aislado
Particular
Sistema aislado
8 1 a n i g á P
MMpcd 6
Agua Prieta
Son.
85
7
Ciudad Juárez
Chih.
80
8
Chih.
312
9
San Agustín Valdivia Piedras Negras
Coah.
38
10
Ciudad Mier
Tamps.
425
PGPB
11
Argüelles
Gulf Terra
Tamps.
50
PGPB
50
PGPB
12
Argüelles
Kinder Morgan
Tamps.
260
PGPB
250
PGPB
13
Reynosa
Tetco
Tamps.
150
PGPB
150
PGPB
14
Reynosa
Tennessee
Tamps.
350
PGPB
300
PGPB
15
Reynosa
Río Bravo
Tamps.
350
PGPB
5.4.
Particular
MMpcd Sistema aislado
Sistema aislado
Extracción y Producción.
•
•
•
•
Ubicada en la parte Norte y Centro del país, su distribución geográfica incluye una parte continental y otra marina. Su extensión es superior a dos millones de kilómetros cuadrados. Al norte limita con Es tados Unidos de América, al este con la isobata de 500 metros del Golfo de México, al oeste con el Océano Pacífico y al sur con el Río Tesechoacán, siendo este el límite de la región Sur.
Se localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una s uperficie de 166 mil kilómetros cuadrados, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.
Se ubica en aguas territoriales de la pla taforma y talud continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados y está limitada en la porción continental hacia el sur por los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, por la región Marina Noreste hacia el Este, al Norte por las líneas limítrofes de aguas territoriales nacionales, y al Oeste por la región Norte.
Se encuentra localizada en la porción Sur de la república Mexicana, y geográficamente abarca los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Esta región cuenta con cinco activos de producción que son Bellota-Jujo, Macuspana, Cinco Presidentes, Samaria-Luna y Muspac; además toda la región forma parte de los activos de exploración.
9 1 a n i g á P
5.4.1.
Extracción
Desde 2002 se mantiene una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar un volumen de 6,058 MMpcd en 2006, 13.1% mayor que en el año previo. La producción de gas asociado representó el 56.9% con una producción de 3,445 MMpcd mientras que la producción de gas no asociado fue de 2,613 MMpcd representando el 43.1% de la producción nacional. La producción de gas asociado aumentó 11.5% y la producción de gas no asociado aumentó 15.3% respecto a la producción de 2006.
Gas no asociado Gas asociado
2,613 717
837
1,087 1,265 1,299
2,266 1,272 1,305 1,379 1,563 1,864
605
3,154
5 9 9 1
3,478 3,631 3,703 3,526 3,380 3,239 3,445 3,118 3,119 3,010 2,954 3,090
6 9 9 1
7 9 9 1
8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
La región con una mayor participación en la producción nacional durante el 2007, fue la región Norte que participa con el 42.4% de la producción nacional. Esta región ha participado con más del 30% de la producción desde el 2004 y su participación ha ido en aumento desde 1995. Las regiones marinas en conjunto han mantenido su participación en un 34% mientras que la Región Sur ha tenido una disminución en su participación en la producción nacional desde 1995, en ese año participó con el 48.7% mientras que en 2007 su participación fue de 22.3% de la producción nacional. 0 2 a n i g á P
2,556
643
773
1,038 1,224
1,266
2,228 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835
548
1,990 1,832
1,353 2,046 2,067 1,996 1,857 1,743 1,352 1,704 1,630 1,495 1,400 993
832
981
547
582
5 9 9 1
6 9 9 1
820
736
621
581
603
655
856
922
686
648
737
794
831
940
947
928
920
8 9 9 1
9 9 9 1
3 0 0 2
4 0 0 2
1,009 1,000
640 7 9 9 1
Región Norte
Región Sur
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
Región Marina Suroeste
5 0 0 2
6 0 0 2
1,157
7 0 0 2
Región Marina Noreste
La región con una mayor participación en la producción de gas asociado es la región Sur con el 33.8% seguida de la región marina Noreste con el 33.6%. El activo que participa con una mayor producción de gas asociado es Cantarell con el 27.4% de la producción de gas asociado y el 81.7% de la producción de la región a la que pertenece este activo. En cuanto a la producción de gas no asociado, la región con una mayor participación en la producción de este gas es la región Note con el 92.8% y el activo con mayor producción es Burgos con el 54% de la producción de gas no asociado y con el 58.2% de la producción de la región Norte.
1 2 a n i g á P
l l e r a t n a C
p a a Z b o o l a M u K
Región Marina Noreste
c u h C l o P n ú t a k b A
o c s a b a T e d l a r o t i L
Región Marina Suroeste
s e t n e d i s e r P o c n i C
o j u J a t o l l e B
a n a p s u c a M
c a p s u M
Región Sur
a n u L a i r a m a S
a r i m a t l A a c i R a z o P
z u r c a r e V
Región Norte
s e t n e d i s e r P o c n i C
a n u L a i r a m a S
a n a p s u c a M
Región Sur
Gas asociado
s o g r u B
a r i m a t l A a c i R a z o P
z u r c a r e V
Región Norte
Gas no asociado
Los activos con una mayor participación en la producción nacional de gas, durante 2007, fueron Burgos, Cantarell y Veracruz, que en conjunto aportaron el 54% de la producción total.
Otros 16%
Burgos 23%
Muspac 5% Litoral de Tabasco 7% SamariaLuna 9% AbkatúnPol Chuc 9%
Cantarell 16%
Veracruz 15%
2 2 a n i g á P
5.4.2.
Producción
La producción de gas seco en los Centros Procesadores de Gas de PGPB fue de 3,546 MMpcd, cantidad 3% superior a la del año 2006.
5 9 9 1
6 9 9 1
7 9 9 1
8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
3 2 a n i g á P
La oferta de gas seco fue de 5,352.6 MMpcd, cantidad 4.2% superior a la del año 2006. Esta oferta se compone de la producción de gas seco en los Centros procesadores la cual representó el 66.3% de la oferta, el gas seco que se extrae directamente de los campos 24.9%, el gas que se importa del exterior 7.2% y el etano que se inyecta a ductos de gas seco el 1.6%.
Producción
3,444.5
3,546.4
3.0%
66.3%
87.4
87.0
-0.4%
1.6%
1,152.2
1,333.6
15.7%
24.9%
450.9
385.6
-14.5%
7.2%
0.9
N/D
2,129.9
2,127.6
-0.1%
39.8%
1,867.0
1,859.2
-0.4%
1,295.1
1,253.4
-3.2%
67.4%
Refinación
279.5
282.4
1.1%
15.2%
Petroquímica
292.0
322.9
10.6%
17.4%
0.5
0.5
4.8%
0.0%
262.9
268.4
2.1%
32.7
138.7
323.6%
2.6%
4.1%
57.6%
Etano a ductos de gas seco Directo de campos Importación Otras corrientes suplementarias Consumo Pemex Ventas a otros organismos
Exploración y producción
Corporativo Autoconsumo PGPB
Exportación Ventas internas
100.0% 87.4%
12.6%
100.0%
Sector eléctrico
1,666.2
1,751.7
5.1%
56.9%
Sector industrial - distribuidoras
1,155.9
1,185.4
2.6%
38.5%
133.1
139.0
4.5%
4.5%
1.2
0.1
Sector autogeneración
Empaque
100.0%
La producción de gas seco de los Centros Procesadores de Gas entre 1995 y 2007 tuvo una tasa de crecimiento promedio anual de 3.4%, la producción de gas importado un aumento del 6.9% mientras que la producción que proviene directamente de campos de gas seco tuvo un crecimiento promedio anual de 17.6% en el mismo periodo.
4 2 a n i g á P
6,000 5,000
Otras corrientes suplementarias
4,000
Etano a ductos de gas seco
Importación Directo de campos
3,000 2,000
Producción
1,000 0 5 9 9 1
5.5.
6 9 9 1
7 9 9 1
8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
Ventas
Las ventas de gas natural de Pemex aumentaron 4.1% respecto al año anterior, el sector que tuvo el mayor crecimiento fue el eléctrico con el 5.1%. La ventas aumentaron en promedio cada año, 6.4% respecto a las ventas del 1995 y el mayor crecimiento también fue el del sector eléctrico con un crecimiento promedio anual del 11.1%.
494
492
538
969
1,049
1,082
5 9 9 1
6 9 9 1
7 9 9 1
639
705
871
1,149
1,194
1,190
8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
Sector autogeneración
1,293
1,483
1,572
1,132
1,138
1,185
1,420
1,666
1,752
1,156
1,185
1,010
984
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
Sector eléctrico
Sector industrial-distribuidoras Gas natural (MMpcd) *
1,073
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
5 2 a n i g á P
45
42
45
30
30
30
31
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
39 31
2 3 5 9 9 1
4 8
3 7 6 9 9 1
7 9 9 1
5 9 8 9 9 1
12
15
15
6 10
16
14
16
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
20 3 0 0 2
Sector industrial-distribuidoras Sector eléctrico Sector autogeneración
Gas natural
En la estructura porcentual de las ventas de Pemex por sector de 2007 se tiene que 56.9% de los requerimientos totales se destinaron al sector eléctrico, 38.5% para actividades industriales y distribuidoras y el resto para autogeneración. El mayor comprador de gas de Pemex durante 2007 fue la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con 1.2 miles de millones de pies cúbicos diarios.
1,164 872 531 313
57
CFE
IPP Sector eléctrico
Cía. de Luz
139
Industrial
Distribuidoras
Sector industrial-distribuidoras
Sector autogeneración
Durante 2007, Pemex recibió por sus ventas de gas natural 78.9 miles de millones de pesos de los cuales CFE contribuyó con 29.7 mil millones de pesos lo que representa 37.6% de las ventas totales de Pemex.
6 2 a n i g á P
29,704 22,568 13,525 8,093 3,580
1,463 CFE
IPP
Cía. de Luz
Sector eléctrico
5.6.
Industrial
Distribuidoras
Sector industrial-distribuidoras
Sector autogeneración
Precios
120 100 80 60 40 20 0 1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
En cuanto a los precios al consumidor final, el gas natural seco mostró un aumento durante 2003-2005 y los últimos dos años ha disminuido su precio en 22.2 pesos teniendo una disminución del 18.8% en 2006 y del 3.4% en 2007.
7 2 a n i g á P
5.7.
Comercio exterior
La Balanza Comercial de gas natural para Pemex fue deficitaria en 247 millones de pies cúbicos diarios, sin embargo, al compararla con el 2006 se puede observar que el déficit fue 41% menor al del 2006.
Exportación Importación 5 9 9 1
6 9 9 1
7 9 9 1
8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
Los puntos por los que ingresaron la mayor cantidad de las importaciones de gas natural ( 84.6%) fueron el de Ciudad Juárez, Chihuahua con el 53.6%, el de Monterrey, Nuevo León con el 16.1% de las importaciones y el de Río Bravo, Tamaulipas con el 14.8% de las importaciones.
Cd. Juárez, Chih.
517
Monterrey, N.L.
161
Rio Bravo, Tamps.
146
Naco, Son.
90
Reynosa, Tamps.
53
Rosarito, B. C. Piedras Negras, Coah.
28 0
8 2 a n i g á P
5.8.
Reservas
•
•
Volumen de hidrocarburos cuya formación geológica y de ingeniería sugiere que es segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utili zados métodos probabilistas, la suma de reservas probadas, probables, más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o mayores.
Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emple an métodos probabilistas para su evalu ación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar serán iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables
•
Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.
90 80 70 60
Reservas posibles
50 40
Reservas probables
30 20
Reservas probadas
10 0 9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
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Al 1 de enero de 2008, las reservas totales remanentes (3P) de gas natural ascendieron a 61,358.5 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc). De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, en la región Norte se ubica 61.2% del total de las reservas, 16.6% en la región Sur , 13.5% en la región Marina Suroeste y 8.8% en la región Marina Noreste.
90 80
Región Marina Suroeste
70
Región Marina Noreste
60 50
Región Sur
40 30
Región Norte
20 10 0 9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
Las reservas totales del país disminuyeron 2.7% respecto a 2006, esto se debe a que las reservas probadas y posibles disminuyeron 4.6% y 3.7% respectivamente, y aunque las reservas probables aumentaron lo hicieron en 0.4%. Por regiones se puede ver que las reservas aumentaron respecto a 2006 en la región Marina Suroeste 3.9%, pero en las otras regiones Norte, Sur y Marina Noreste disminuyeron en 3.5%, 2.8% y 5.8%. El aumento en la región Marina Suroeste se debe a que las reservas probadas del activo Litoral de Tabasco pasaron de 1431 MMMpc a 1695 MMMpc, lo que representa un crecimiento del 18.5% respecto a 2006 y las reservas probables de esta región tuvieron un crecimiento del 29.8% (En el activo Abkatún Pol-Chuc 117.9% y en el activo Litoral de Tabasco 15.1%) Las reservas probadas aumentaron también en los activos Cinco Presidentes (Región Sur) y Ku Maloob Zaab (Región Marina Noreste) en 49.1% y 0.9%, respectivamente. Las reservas probables aumentaron en los activos Veracruz (Región Norte) y Bellota – Jujo (Región Sur) en 157% y 67.4%, respectivamente. Y las reservas posibles aumentaron en la Región Sur y en la Región Marina Noreste en 5.2% y 18.1%, respectivamente. 0 3 a n i g á P
