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Emisiones de Metano Fugitivo y Gases

Precursores de Ozono en las Industrias del Petróleo y Gas Natural, y Carbón en

México 2000 –2001

Fecha: Noviembre, 2003

Preparado por: Dr. Dick Homero Cuatecontzi Santa Cruz, Instituto Mexicano del Petróleo

Preparado para: Instituto Nacional de Ecología

Inventario Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero

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ACTUALIZACIÓN 2001: INVENTARIO DE EMISIONES DE METANO FUGITIVO Y GASES PRECURSORES DE OZONO EN LAS INDUSTRIAS DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL, Y CARBÓN EN MÉXICO.

RESUMEN. El objetivo principal de este reporte es presentar los datos actualizados al año 2001 de las emisiones de metano fugitivo y de los gases precursores de ozono para las diversas actividades que se realizan en la industria del petróleo y gas natural, así como las emisiones de metano fugitivo en la industria del carbón en México.

El reporte está estructurado de la siguiente forma: La Sección 1 contiene información referente a la industria del petróleo y gas natural en México hasta el año 2001. La Sección 2 cubre los aspectos generales representados en la metodología del PICC referentes a la industria del petróleo y gas natural. La Sección 3 presenta los procedimientos de cálculo para las emisiones de metano fugitivo en los diferentes componentes que integran el sistema de petróleo y gas natural, así como el cálculo de las emisiones de gases precursores de ozono en la refinación del petróleo crudo. La Sección 4 presenta el resumen de los resultados que se obtuvieron aplicando el procedimiento seleccionado para el cálculo de las emisiones de metano fugitivo, junto con las observaciones derivadas de estos resultados. La Sección 5 cubre la discusión de los resultados, la Sección 6 presenta las conclusiones y recomendaciones resultantes del estudio, finalmente la Sección 7 presenta la lista de referencias utilizadas en el estudio.

El documento se complementa con los anexos A, B, C y D. En el anexo D se presenta por vez primera la información referente a las emisiones de metano fugitivo en la industria del carbón. Esta información es preliminar debido a que no contó con información más detallada para hacer los estimados más detallados. El anexo A presenta las impresiones de la hoja de trabajo 1 – 7 que resultan de la aplicación del software de la metodología del PICC para cada año evaluado. El anexo B contiene las consideraciones requeridas para evaluar las incertidumbres de los resultados, y el anexo C presenta la memoria de cálculo para estimar las emisiones fugitivas de metano.

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TABLA DE CONTENIDO.

RESUMEN. ............................................................................................................. 1

TABLA DE CONTENIDO. ....................................................................................... 2

LISTA DE TABLAS.................................................................................................. 3

LISTA DE FIGURAS. .............................................................................................. 4

GLOSARIO.............................................................................................................. 5

PREFACIO. ............................................................................................................. 6

1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................... 7

2. GENERALIDADES. ...................................................................................... 9

3. METODOLOGÍA......................................................................................... 12

4. RESULTADOS. .......................................................................................... 18

5. DISCUSIÓN................................................................................................ 23

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................................. 25

7. REFERENCIAS. ......................................................................................... 26

APÉNDICE A......................................................................................................... 27 TABLAS ESTÁNDAR DE REPORTE DEL PICC. APÉNDICE B......................................................................................................... 56 NOTAS SOBRE INCERTIDUMBRE. APÉNDICE C. ....................................................................................................... 62 MEMORIA DE CÁLCULO. APÉNDICE D. ....................................................................................................... 67 CÁLCULO DE LAS EMISIONES DE METANO FUGITIVO EN LA INDUSTRIA DEL CARBÓN. REFERENCIAS..................................................................................................... 71

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LISTA DE TABLAS. Tabla 2.1. Actualización de las Categorías y Subcategorías incluidas en la Industria del Petróleo y el

Gas Natural. Tabla 3.1. Requerimientos de datos de actividad para cada método. Tabla 3.2. Factores de Emisión por defecto para las actividades relacionadas con el petróleo y el gas natural. Tabla 4.1. Emisiones de Metano Fugitivo para el periodo 1990- 2001 (Gg). Tabla 4.2. Datos de Emisiones de Metano en unidades de Tg de CO2 Equivalente. Tabla 4.3. Datos de PEMEX de las cifras de Gas Venteado. Tabla 4.4. Emisiones de los precursores de ozono y bióxido de azufre en refinación (Gg). Tabla 4.5. Emisiones de los precursores de ozono y bióxido de azufre en desintegración catalítica (Gg). Tabla 4.6. Emisiones de bióxido de azufre en Recuperación de azufre (Gg). Tabla 4.7. Emisiones de COVNM en Almacenamiento de petróleo (Gg).

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LISTA DE FIGURAS. Figura 4.1. Evolución de la Producción de Petróleo y Gas Natural en México. Figura 4.2. Emisiones calculadas con los valores medios y altos de los factores de emisión. Figura 4.3. Estimado de las emisiones de metano por venteo durante la producción de petróleo y gas. Figura 5.1. Emisiones anuales globales por venteo, producción de gas y de petróleo.

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GLOSARIO. AEP – Siglas del Anuario Estadístico de Petróleos Mexicanos.

BNE – Siglas del Balance Nacional de Energía.

GAS ASOCIADO – Gas natural que se extrae conjuntamente con el petróleo crudo, de un mismo yacimiento mediante pozos de extracción.

GAS NO ASOCIADO – Gas natural que se extrae de yacimientos donde no hay petróleo.

GBPMI – Siglas de Guía de la Buena Práctica y Manejo de Incertidumbre.

GEI – Siglas en español de Gases de Efecto Invernadero (GHG).

FACTOR DE EMISIÓN – Masa de contaminante emitida por unidad de actividad.

INE – Siglas de Instituto Nacional de Ecología.

IMP – Siglas del Instituto Mexicano del Petróleo.

MLP – Siglas de Memorias de Labores de Petróleos Mexicanos.

PEMEX – Siglas de Petróleos Mexicanos.

PEP – Siglas de Pemex Exploración y Producción.

PC – Siglas de Pemex Corporativo.

PGPB – Siglas de Pemex Gas y Petroquímica Básica.

PI – Siglas de Pemex Internacional.

PPQ – Siglas de Pemex Petro-Química.

PR – Siglas de Pemex Refinación.

PICC – Siglas en español de Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC).

RMNE – Región Marina Noreste.

RMSO – Región Marina Suroeste.

RN – Región Norte.

RS – Región Sur.

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PREFACIO. El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) ha colaborado de manera sistemática con el Instituto Nacional de Ecología (INE) en la elaboración del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero. En el año 1995, la participación correspondiente fue en el desarrollo del inventario de las emisiones de metano fugitivo en la industria del petróleo utilizando la metodología propuesta por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (PICC) con el firme propósito de establecer los primeros estimados de las emisiones de metano fugitivo que se presentan en las actividades rutinarias dentro de la industria nacional mexicana de petróleo y gas natural para el año 1990. En el año 2000, las cifras obtenidas en tal inventario fueron recalculadas para 1990 y actualizadas para los años posteriores hasta 1998, aplicando la última versión de la metodología del PICC. Finalmente en el año 2003, se presenta la actualización de las cifras hasta el año 2001, de las emisiones de metano fugitivo en la industria del petróleo y gas natural, y por primera vez aquellas emisiones de metano fugitivo de la industria del carbón.

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1. INTRODUCCIÓN. En México, el Estado realiza las actividades estratégicas de exploración explotación, refinación, elaboración de productos petrolíferos y derivados, procesamiento del gas natural y petroquímicos, así como el transporte, almacenamiento y comercialización de los mismos, a través de la empresa paraestatal Petróleos Mexicanos (Pemex) y sus organismos subsidiarios, Pemex Exploración y Producción (PEP), Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), Pemex Refinación (PR), y Pemex Petroquímica (PPQ). La infraestructura con que cuenta cada subsidiaria en el año 2001 es como sigue [1]: Pemex Exploración y Producción. 301 Campos en producción. 4185 Pozos en explotación. 185 plataformas marinas. 4680 km de oleoductos. 6598 km de gasoductos. Pemex Gas y Petroquímica Básica. 10 centros procesadores de gas integrados por: 19 plantas endulzadoras de gas amargo. 6 de condensados amargos. 14 plantas criogénicas. 2 plantas de absorción. 7 fraccionadoras. 12 recuperadoras de azufre. 16 terminales de distribución de gas licuado de petróleo. Pemex Refinación. 6 refinerías. 77 centros de ventas. 5139 estaciones de servicio. 4103 km para transportar petróleo crudo. 8643 km para transportar productos petrolíferos, finalmente. Pemex Petroquímica. 43 plantas petroquímicas. 8 complejos petroquímicos. 1087 km en ductos para transporte de petroquímicos. En el 2001, la cifra de producción de petróleo y gas natural fue de 3127 miles de barriles diarios de petróleo crudo siendo el 63.8 % petróleo tipo pesado, el 21.1 % petróleo tipo ligero, y el 15.1 % petróleo tipo superligero, mientras que la de gas natural fue de 4511 Millones de pies cúbico diarios de gas natural, siendo el 71.8 % gas asociado y el 28.2 % gas no asociado. En la década 1991 – 2001 el gas no asociado registró un incremento de un poco más del doble en su producción, al pasar de 594 Millones de pies cúbicos diarios a 1272 Millones de pies cúbicos diarios. El petróleo crudo y el gas asociado tuvieron por su parte un crecimiento moderado en la misma década, de 16.84 % y 6.58 % respectivamente. Ver las cifras indicadas en la tabla siguiente.

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Año 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Petróleo Mbld 2548 2677 2668 2673 2685 2617 2858 3022 3071 2906 3012 3127 Gas Asociado MMpcd 2929 3039 3025 3093 3108 3154 3478 3631 3703 3526 3380 3239 Gas no asociado MMpcd

572 594 559 483 517 605 717 837 1087 1265 1299 1272

Fuente: Memorias de Labores Pemex, Cuadros 3.3; 3.5 Los tipos de petróleo que Pemex produce están definidos en base a la gravedad específica o densidad API, el petróleo crudo extrapesado tiene una densidad = 10° API, el pesado entre 10.0 y 22.3° API, el mediano entre 22.3 y 31.1° API, el ligero con densidad entre31.1 y 39.0° API, y el superligero con densidad mayor a 39.0° API. Para el mercado de exportación se preparan tres variedades de petróleo crudo con las siguientes calidades típicas: Istmo, es un petróleo crudo ligero con densidad equivalente a 33.6° API y 1.3 % de azufre en peso; Maya, es un petróleo crudo pesado con densidad de 22° API y 3.3 % de azufre en peso; y Olmeca, un petróleo crudo superligero con densidad de 39.3° API y 0.8 % de azufre en peso [2]. En el 2001, la distribución porcentual de la producción de petróleo y gas natural es como sigue: Región Marina el 81.2 % de petróleo y el 33.9 % de gas natural, Región Sur el 16.3 % de petróleo y el 38.6 % de gas natural, y Región Norte el 2.5 % de petróleo y el 27.4 % de gas natural [3]. Del total de gas natural que se produjo (asociado y no asociado) 4511 Millones de pies cúbico diarios, el 71.8 % es gas amargo y el 28.2 % es gas dulce [4]. Con respecto al procesamiento, el sistema de refinerías y despuntadoras del país, procesaron petróleo equivalente a 2808.10 PJ, de los cuales el 99.8 % fue petróleo crudo y el 0.2 % condensados. Las plantas de gas y fraccionadoras procesaron gas equivalente a 1602.64 PJ (80.9 % húmedo amargo, 10.8 % húmedo dulce y 8.3 % condensados). De las refinerías y despuntadoras se obtuvieron 2622.1 PJ de energía secundaria integrada por coque de petróleo (0.4 PJ), gas licuado de petróleo (37.9 PJ), gasolinas y naftas (719.5 PJ), querosenos (116.5 PJ), diesel (571.6 PJ), combustóleo (1016.9 PJ), productos no energéticos (91.0 PJ) y gas natural seco (68.3 PJ). Las plantas de gas y fraccionadoras produjeron 1509.3 PJ de energía secundaria conformada por 280.1 PJ de gas licuado de petróleo, 162.9 PJ de gasolinas y naftas, 2.4 PJ de querosenos, 1.1 PJ de combustóleo, 79.8 PJ de productos no energéticos, y 983.0 PJ de gas natural seco. Debido a que el coeficiente de conversión (relación entre la producción de la energía (salidas) y los insumos energéticos (entradas)) en un centro de transformación, es un parámetro importante el cual mide las pérdidas de energía que ocurren en el proceso de transformación. Así las refinerías y despuntadotas registraron un coeficiente de conversión del 93.4 % con una pérdida equivalente a 186.0 PJ, y las plantas de gas y fraccionadoras su conversión fue del 94.2 % con una pérdida equivalente a 93.3 PJ. Estas conversiones fueron menor e igual a las registradas en el año 2000 (95.2 % y 94 % respectivamente) [2a]. Un objetivo importante del Instituto Nacional de Ecología (INE) en las últimas décadas ha sido el desarrollo de un inventario nacional de emisiones de gases de efecto invernadero cada vez más preciso. En 1995 se hizo el primer inventario preliminar nacional de gases de efecto invernadero, en el año 2000 se recalculó y actualizó el inventario hasta el año 1998. Para el caso de la industria del petróleo y del gas natural, la información básica ha provenido de los Balances Nacionales de Energía, de los Anuarios Estadísticos de Pemex, y de las Memorias de Labores de Pemex. La metodología utilizada para estimar las emisiones fugitivas de metano en las actividades del petróleo y el gas natural, está descrita en el Manual de Referencia de la Guía Revisada para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero del PICC versión 1996.

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En el año 2003, se ha actualizado del inventario ahora hasta el año 2001. Este documento cubre la parte correspondiente a la actualización al 2001 de las emisiones de metano fugitivo en la industria del petróleo y del gas natural en México en los segmentos, exploración de petróleo, producción, procesamiento, transporte y distribución de petróleo y gas natural. También se actualizaron las emisiones de los gases precursores de ozono como son (1) los compuestos orgánicos volátiles no metánicos, (2) monóxido de carbono, (3) óxidos de nitrógeno y (4) bióxido de azufre, en algunos procesos involucrados en la refinación del petróleo crudo (incluyendo la refinación misma, la desintegración catalítica, la recuperación de azufre, y el almacenamiento y manipulación del petróleo crudo). La metodología del PICC específica para la estimación de las emisiones fugitivas de gases de efecto invernadero, excluye aquellas emisiones que son producto de la utilización del petróleo, el gas y los derivados energéticos en la combustión productiva. Las operaciones que se realizan en la industria del petróleo y gas, son fuentes de emisiones de gases de efecto invernadero directos e indirectos en muchos países, desgraciadamente estas emisiones son difíciles de cuantificar de manera precisa debido a la gran diversidad que hay en la configuración de la industria, a la variedad y gran número de fuentes potenciales de emisión, a las amplias variaciones en los niveles de control de emisiones, y a la disponibilidad limitada de los datos de las fuentes de emisión.

2. GENERALIDADES. 2.1. Fuentes de Emisión en los varios Segmentos de la Industria del Petróleo y Gas Natural.

En el ámbito mundial, particularmente en los países industrializados y en desarrollo, la industria del petróleo y el gas natural es considerada como una de las principales fuentes de emisión de metano juntamente con la fermentación entérica y los rellenos sanitarios. Por ejemplo, en el año 1998 en E. U. A., las emisiones de metano en el sistema de gas natural, ocuparon el tercer lugar con 122.2 Tg de CO2 equivalente debajo de la fermentación entérica y rellenos sanitarios, mientras que las emisiones de metano en el industria del petróleo ocupan el séptimo sitio con 23.4 Tg de CO2 equivalente, y en forma global las emisiones de metano en el sistema de gas natural y en el sistema de petróleo corresponden a 145.6 Tg de CO2 equivalente [5]. Para el caso de México en el mismo año, la estimación de las emisiones de CO2 equivalente está basada en las emisiones de metano del sistema del petróleo y gas natural, las cuales fueron obtenidas utilizando el factor de emisión medio, el valor ascendió a 48.8 Tg de CO2 equivalente [6]. La literatura técnica [7] sobre inventarios de emisiones de gases de efecto invernadero, recomienda que se divida la categoría de sistemas de petróleo y gas natural en distintas subcategorías para poder estimar las emisiones con mayor detalle (por segmento o por instalación) siempre y cuando se disponga de la información suficiente tanto de infraestructura como de datos. La tabla 2.1 muestra las categorías mayores y subcategorías que pueden estar presentes en cualquier industria de petróleo y gas en el mundo.

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Tabla 2.1. Actualización de las Categorías y Subcategorías incluidas en la Industria del Petróleo y el Gas Natural.

Categorías Mayores y Subcategorías en la Industria de Petróleo y Gas Natural.

Segmento de la Industria Subcategorías Perforación Prueba

Pozos

En Servicio Gas seco(a)

Gas Dulce(b) Producción de Gas Natural

Gas Amargo©

Plantas para gas dulce Plantas para gas amargo

Procesamiento del Gas Natural

Plantas de extracción de corte profundo Sistemas de ductos Transmisión y Almacenamiento del Gas Natural Instalaciones para almacenamiento Distribución Rural Distribución del Gas Natural Distribución Urbana Condensado Gas Licuado de Petróleo

Transporte de Gases Licuados

Gas Natural Licuado (incluyendo las instalaciones asociadas de licuefacción y gasificación) Petróleo convencional Petróleo pesado (producción primaria) Petróleo pesado (producción mejorada) Crudo bituminoso Crudo sintético (Arenas bituminosas)

Producción de Petróleo

Crudo sintético (Pizarras bituminosas) Crudo bituminoso Mejoramiento del Petróleo Crudo Petróleo pesado

Reclamo del Petróleo gastado Nada Marino Ductos

Transporte del Petróleo

Camiones y carros tanque Petróleo pesado Refinación del Petróleo Petróleo crudo convencional y sintético

(a) El gas seco es gas natural que no requiere control alguno de punto de rocío de hidrocarburos para satisfacer las especificaciones de venta de gas con relación al contenido de agua y de gas ácido (H2S y CO2). El gas seco normalmente se produce en pozos de gas de poca profundidad (menos de 1000 metros de profundidad).

(b) El gas dulce es gas natural que no contiene una cantidad apreciable de H2S (es decir no requiere tratamiento alguno para satisfacer los requerimientos de venta con relación al contenido de H2S.

(c) El gas amargo es gas natural que debe ser tratado para satisfacer las restricciones de venta de gas con relación al contenido de H2S.

Fuente: Guía de la Buena Práctica y Gestión de la Incertidumbre en los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, página 107.

2.2. Producción de Petróleo y Gas Natural. El petróleo y el gas natural se extraen mayormente de los yacimientos que los contienen, a través de perforación de pozos en tierra y mar. En México como en algunos otros países, la extracción de petróleo y gas en gran proporción es simultánea, debido a que en la mayoría de los casos se

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encuentran en la misma formación geológica. Una vez extraídos el petróleo y el gas natural, se separan las corrientes de ambos y son llevadas a puntos específicos de recolección y almacenamiento ubicados en los mismos campos de producción, a partir de ahí se inician las actividades siguientes de procesamiento, transporte y distribución. En el segmento de la producción de la industria, se utiliza el venteo y la combustión en quemadores elevados, de piso o de emergencia, para disponer del gas que no puede ser utilizado de otra forma. Debido a que el metano y el bióxido de carbono son los componentes mayores del gas natural, el venteo representa la fuente importante de las emisiones de metano y de bióxido de carbono en la producción de petróleo y gas natural.

2.3. Transporte y Refinación del Petróleo Crudo. Una vez que el petróleo se ha reunido en los tanques de almacenamiento dentro de los campos productores, éste está listo para ser transportado vía marítima, terrestre (carros-tanque, oleoductos), o ferroviaria, a los centros de procesamiento (refinerías) o ser embarcado en buques-tanque para su exportación. Debido a que el petróleo crudo contiene cantidades variables de gas disuelto, las emisiones de compuestos orgánicos volátiles incluyendo al metano deben contabilizarse, cuantificando tanto la cantidad de gas que se fuga, como la cantidad de vapores que son venteados durante la permanencia en los tanques de almacenamiento en los campos productores antes de ser bombeado por los oleoductos hacia las refinerías, como en las operaciones de carga del petróleo crudo en los contenedores de los buques-tanque para su exportación.

2.4. Procesamiento, Transmisión y Distribución del Gas Natural. Las corrientes de gas natural provenientes de los campos de producción, son tratadas para eliminar los gases ácidos (CO2 y H2S) y partículas suspendidas. Una vez tratadas las corrientes de gas natural, éstas son enviadas a las plantas de procesamiento (fraccionadoras) para separar los líquidos del gas (etano, gas licuado de petróleo, gasolinas naturales, y condensado) y para preparar el gas natural seco que será transportado hasta las estaciones de distribución y de ahí a los consumidores finales. Dependiendo de la composición del gas crudo, una variedad de procesos pueden usarse, para remover la mayor parte de los hidrocarburos líquidos y condensados, éstos se venden por separado. La mayor parte de la producción del gas seco, es transportada por tuberías de alta presión y gran diámetro desde los campos de producción, plantas de procesamiento, e instalaciones de almacenamiento hasta las estaciones de compuerta, y por tuberías de baja presión y diámetro pequeño para su distribución en ciudades y pueblos. La infraestructura involucrada en el sistema de transmisión del gas natural seco incluye tubería enterrada, varias instalaciones de apoyo en tierra como son las estaciones de medición, instalaciones para mantenimiento, y estaciones de compresión ubicadas a lo largo de la ruta de la tubería. El gas natural seco entra al sistema de distribución desde los sistemas de transmisión a través de las estaciones de compuerta donde la presión del gas es reducida.

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3. METODOLOGÍA. 3.1. Aspectos Generales de la Metodología para Estimar las Emisiones de Metano Fugitivo.

El componente más importante de las emisiones que se generan en las actividades de producción de petróleo y gas así como todas aquellas de la cadena del gas natural, es el metano. Las fuentes bien identificadas de las emisiones son:

Las emisiones generadas durante la operación normal en las instalaciones provienen de: Venteo y combustión en los diferentes quemadores (elevados, de emergencia, en piso). Los escapes crónicos o desfogues de proceso.

Las emisiones generadas en las actividades de mantenimiento. Las emisiones que ocurren por accidentes y por perturbaciones del sistema.

El venteo y la combustión en quemadores se refiere a la disposición del gas que no puede ser conservado o manejado de otra forma. Esta actividad está asociada con la producción combinada de petróleo y gas que tiene lugar en las áreas de producción donde la infraestructura de tubería para el gas no está completa y el gas no puede reinyectarse a los pozos. Las emisiones de metano en la combustión del gas en exceso en los quemadores, depende de la eficiencia de los procesos de quemado, en general la eficiencia se supone es del 95 al 100 %, sin embargo un estudio basado en mediciones realizadas por la Asociación Noruega de la Industria del Petróleo en 1993 indica que hay cantidades muy pequeñas de metano sin quemar equivalente a menos del 0.1% del gas que se quema. Para estimar satisfactoriamente las emisiones de metano por venteo y por combustión en quemadores, se requiere conocer las tasas de eficiencia de los quemadores y las cantidades de gas que se ventea y que se quema. En muchos países desgraciadamente se reporta una cantidad combinada la cual no se mide sino se infiere de la diferencia entre la producción total y la cantidad que se dispone. Los componentes de los desfogues de proceso y los escapes crónicos son:

Las emisiones de los dispositivos neumáticos (controles operados por gas como válvulas y actuadores) dependen del tamaño, tipo, tiempo de uso de los dispositivos, la frecuencia de su operación y la calidad de mantenimiento que se le da.

Las fugas de los componentes del sistema, éstas no son intencionales y normalmente resultan de fallas en el sellado, defectos o el desarrollo de grietas o perforaciones en un componente diseñado para contener o transportar petróleo o gas. Las conexiones, válvulas, bridas, instrumentos, etc., pueden desarrollar fugas.

Las emisiones por desfogue de proceso, estas son fuentes menores de metano en la mayoría de las instalaciones de producción.

Las emisiones por arranque o detención de motores recíprocos o turbinas. Las emisiones durante la perforación.

El mantenimiento se refiere a todas aquellas actividades regulares y periódicas que se realizan en la operación de una instalación. Hay actividades que se realizan frecuentemente como es el lanzamiento y recepción de “diablos” en tuberías y otras que no son tan frecuentes como la evacuación de las tuberías para pruebas periódicas. En cada caso, los procedimientos requeridos liberan gas del equipo afectado. La liberación también ocurre durante el mantenimiento de pozos y durante el reemplazo o mantenimiento de accesorios.

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Las perturbaciones del sistema son eventos no planeados en el sistema, lo más común es el surgimiento repentino de un aumento de presión debido a fallas en un regulador de presión. Las instalaciones cuentan con sistemas para liberar el exceso de presión como son las válvulas de alivio que pueden liberar directamente a la atmósfera los gases o enviarlos a un sistema de recolección para su transporte a un quemador o a un compresor para su reinyección al proceso. La metodología recomendada por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (PICC) para el cálculo de las emisiones fugitivas está expuesta en el Manual de Referencia de la Guía Revisada para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, 1996, Sección 1.8. Esta metodología tiene tres procedimientos o “Tiers”, para realizar la estimación de las emisiones de metano en la industria de petróleo y gas natural (Tier 1, Tier 2 y Tier 3), su uso depende de la cantidad y calidad de la información referente a los datos de actividad necesarios para el cálculo. El procedimiento Tier 3 es una evaluación rigurosa y específica de la fuente, tipo “de la base a la cúspide”, que requiere de inventarios detallados de la infraestructura y de factores de emisión específicos. El método Tier 2 por otra parte está basado en un estimado por balance de masa de la cantidad máxima de metano que podría emitirse. Finalmente el procedimiento Tier 1 el menos detallado, utiliza factores medios de emisión basados en la producción. Los datos de actividad requeridos, para aplicar el Tier 1 son tomados de las fuentes de información estadística nacionales o internacionales, en nuestro caso los Balances Nacionales de Energía, los Anuarios Estadísticos de Pemex, y las Memorias de Labores de Pemex. La Guía de las buenas prácticas del PICC aconseja desagrupar a la industria en segmentos y subcategorías que sean aplicables, y luego evaluar las emisiones por separado para cada una de esas partes. El método para estimar las emisiones de cada segmento sería conmensurado con el nivel de emisiones y los recursos disponibles. En consecuencia podría ser adecuado aplicar diferentes métodos a las diferentes partes de la industria y de ser posible incluir algo de monitoreo directo de las fuentes de emisión. En la tabla 3.1 se presentan los requerimientos de datos de actividad para cada procedimiento incluido en la metodología general del PICC.

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Tabla 3.1. Requerimientos de datos de actividad para cada método. Tier Categoría de Fuente Primaria Requerimiento mínimo de datos de

actividad 1 Todas Procesamiento de Petróleo y Gas

GOR (relación de los volúmenes de gas asociado por volumen de petróleo producido) Volúmenes en venteo y quemado Volúmenes conservados Volúmenes reinyectados Volúmenes de gas utilizados

2 Sistema de Petróleo

Composiciones del gas Volúmenes reportados Composiciones del gas

Venteo/quemado en proceso

Factores de prorrateo para la separación de gas a venteo y a quemado Factores de gas en solución Procesado de líquidos Tamaños de tanque

Pérdidas por almacenamiento

Composiciones de los vapores Cuentas por tipo de instalación /equipo Procesos usados en cada instalación Registros de componentes de equipo por tipo de unidad de proceso

Fugas en equipos

Composiciones de gas/vapor Registro de dispositivos operados con gas por tipo de unidad de proceso Factores de consumo de gas Tipo del medio de suministro

Dispositivos operados con gas

Composición del gas Liberaciones accidentales y daños a terceras partes

Reportes/Resúmenes de incidentes

Migración del gas a la superficie y voladura de la ventila del contenedor en superficie

Factores de emisión medios y números de pozos

Números de pozos perforados Volúmenes reportados por venteo y a quemadores en las pruebas de detención de la perforación

Perforación

Emisiones típicas de los tanques de lodo. Servicio de los pozos Identificación por tipo de los sucesos en

servicio Tipo de material de la tubería Fugas en ductos Longitud de la tubería Área de superficie expuesta

3

Arenas/pizarras bituminosas expuestas Factores de emisión medios.

Fuente: Guía de la Buena Práctica y Gestión de la Incertidumbre en los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, página 116.

3.2. Guía de las Buenas Prácticas y Manejo de la Incertidumbre (GBPMI). La Guía de las Buenas Prácticas y Manejo de la Incertidumbre del PICC, propone como primer punto, el establecimiento del método para estimar las emisiones de metano en la industria del petróleo y gas natural conforme a un sistema denominado árbol de decisión. Este árbol está basado en cuadros de decisión que sirven de guía - dependiendo de las respuestas que se proporcionen a las preguntas formuladas en cada paso, y a la cantidad y calidad de información disponible - hacia el establecimiento de la ruta que define el procedimiento a utilizar. Como segundo punto, la guía considera que la documentación utilizada como referencia para el cálculo de las emisiones, debe ser incluida de manera que permita a los revisores externos hacer su trabajo. Como tercer punto considera las actividades del aseguramiento y control de la calidad basadas en la comparación de: (1) los resultados estimados con la metodología con los datos de campo, (2) los resultados locales

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contra los resultados obtenidos en países con características similares a la del país bajo estudio, y (3) los factores de emisión e información de la actividad que se estudia. La Guía de las Buenas Prácticas también recomienda el uso del procedimiento más detallado (Tier 3), debido a que éste produce un estimado de emisiones más exacto. Su uso depende de la disponibilidad de estadísticas detalladas de producción y datos de infraestructura. El método de balance de masa (Tier 2) está dirigido fundamentalmente a los sistemas de petróleo en donde la mayor parte de la producción de gas asociado y del gas en solución es venteada a la atmósfera o enviada a quemadores para su combustión, este método es menos confiable cuando se aplica a aquellos sistemas de petróleo con conservación de gas o a sistemas de gas. El procedimiento de factores medios de emisión basados en la producción (Tier 1) es susceptible de incertidumbres sustanciales y puede fácilmente estar en error por un orden de magnitud o más por lo que solamente es considerado como la última opción. La Guía de las Buenas Prácticas no contiene factores de emisión que permitan conducir valoraciones más detalladas debido a la gran cantidad de información que se requiere. No obstante contiene nuevos factores de emisión para el Tier 1que fueron derivados de los resultados detallados del inventario de emisiones de Canadá y E. U. A. [8]. A pesar de que aún es una simplificación en la estimación de las emisiones fugitivas, se menciona en la guía que estos factores permiten tener una correlación mejorada con los datos de actividad que normalmente están disponibles, pudiendo esperarse que las incertidumbres se limiten a un orden de magnitud como máximo. También se menciona que estos nuevos valores de factores de emisión pueden aplicarse a regiones fuera de Norteamérica que tengan niveles similares de control de emisiones, y tipos y calidad de equipamiento comparables. En ausencia de datos para un segmento particular de la industria o donde las condiciones que prevalecen en Canadá y E. U. A., no son representativas de la región donde se quiere aplicar estos factores de emisión, se recomienda el uso de los factores de emisión presentados en la tabla 1-58 “Factores de Emisión Regionales para Metano en las Actividades relacionadas con el Petróleo y el Gas Natural” del Manual de Referencia de la Guía revisada para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, 1996 del PICC.

3.3. Método para Estimar las Emisiones de Metano. En México, el petróleo y gas natural se producen de manera conjunta, como se mencionó en la sección 1 (introducción) de este documento. El 72 % del total de gas natural es gas asociado producido mayormente en las Regiones Marina y Sur del país. El procedimiento para estimar las emisiones fugitivas de los gases de efecto invernadero que están asociadas a la exploración, producción, transmisión, procesamiento, almacenamiento, refinación y distribución de petróleo y gas natural, es aquel presentado en el Manual de Referencia de la Guía para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero del PICC conocido como Tier 1 o método de factores medios de emisión basados en la producción. Los lineamientos establecidos por la metodología para estimar las emisiones usando el Tier 1, son los siguientes: (a) Todos los sistemas de petróleo y gas que existen en los varios países del mundo, con base en la homogeneidad de sus características han quedado agrupados en cinco regiones, (b) En cada región, los factores de emisión representativos para cada actividad incluida en un segmento, se han seleccionado tomando en cuenta los varios diseños y prácticas de operación de los sistemas encontrados en la región, (c) Los niveles específicos de actividad deben obtenerse y multiplicarse por los factores de emisión que se encuentran en la región donde la metodología PICC ubica al país. En consecuencia cada país deberá determinar las características que mejor representen sus sistemas de petróleo y gas. Para el caso de México, éste ha sido ubicado en la región “otros países exportadores de petróleo” junto con Ecuador, Gabón y los once miembros de la OPEC. La característica distintiva de esta región, es que los países que la integran, todos son productores de grandes cantidades de petróleo pero tienen mercados limitados para el gas natural. La tabla 3.2 reproduce los valores regionales por defecto de

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los factores de emisión para metano, para las actividades relacionadas con el petróleo y el gas natural, contenidos en la Guía Revisada para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero (Tabla 1 – 58). Tabla 3.2. Factores de Emisión por defecto para las actividades relacionadas con el petróleo y el gas

natural. Factores de Emisión Regionales para Metano en las Actividades relacionadas con el Petróleo y el Gas Natural (kg/PJ). Tipo de Fuente Base Europa

Occidental E. U. A., y Canadá

Rusia, Europa Central y Oriental

Otros Países Exportadores de Petróleo

Resto del Mundo

Producción de Petróleo y Gas Natural Emisiones fugitivas y otras en el mantenimiento en la producción de petróleo

Petróleo producido

300 - 5000 300 - 5000 300 - 5000 300 – 5000 (2650)f

300 - 5000

Emisiones fugitivas y otras en el mantenimiento en la producción de gas natural

Gas natural producido

15000 - 27000

46000 - 84000

140000 - 314000

46000 – 96000 (71000)f

46000 - 96000

Gas y petróleo producidos(a)

3000 - 14000

Petróleo producido

1000 - 3000

Venteo y combustión en quemadores en la producción de petróleo y gas natural

Gas natural producido

6000 - 30000

758000 – 1046000 (902000)f

175000 - 209000

Transporte, Almacenamiento y Refinación del petróleo crudo Transporte Petróleo a

tanqueros 745 745 745 745 (745) 745

Refinación Petróleo refinado

90 - 1400 90 - 1400 90 - 1400 90 – 1400 (745)f

90 - 1400

Almacenamiento en tanques

Petróleo refinado

20 - 250 20 - 250 20 - 250 20 – 250 (135)f

20 - 250

Procesamiento, Transporte y Distribución del gas natural Gas producido 288000 -

628000 288000(b) (203000)f

288000(b) Procesamiento, transporte y distribución Gas consumido 72000 -

133000 57000 - 118000

118000© 118000©

Escapes en las plantas industriales y en las centrales de electricidad

Gas consumido no-residencial(d)

175000 - 384000

0 – 175000 (87500)f

0 - 175000

Escapes en los sectores residencial y comercial

Gas consumido residencial€

87000 - 192000

0 – 87000 (43500)f

0 - 87000

(a) En E. U. A., y Canadá, las emisiones están basadas en la producción total tanto del petróleo como del gas producido.

(b) El factor de emisión de 288000 de gas producido se usa solamente para los estimados altos de emisiones. (c) El factor de emisión de 118000 de gas consumido se usa solamente para los estimados bajos de emisiones. (d) Es el consumo de gas por los servicios y las industrias. (e) Es el consumo de gas por los sectores residencial y comercial. (f) Son los valores medios de cada rango de valores por defecto asignados a los factores de emisión de cada

segmento. Fuente: US EPA “International Anthropogenic Methane Emissions, Estimates for 1990” (Report to Congress) EPA 230-R-93-010 (1994).

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Esta tabla contiene los resultados más recientes del análisis de la EPA en E. U. A. Las diferencias más significativas se encuentran en el procesamiento, transporte y distribución del gas natural en donde se recomendó un conjunto más detallado de rangos de factores de emisión para los países no miembros de la OECD, algunos de los cuales están basados en la producción del gas natural y algunos otros en el consumo del gas natural. El venteo a la atmósfera del gas no utilizado, libera cantidades significativas de metano debido a que el gas natural tiene un contenido importante de metano (típicamente 70 - 90 % en volumen). Normalmente los países que producen conjuntamente petróleo y gas, México entre ellos, reportan la cantidad combinada de gas que se ventea y que se consume en quemadores de fosa y elevados. Esta cantidad no se mide sino que se infiere de la diferencia entre la cantidad total producida y la cantidad que se utiliza. Vale la pena notar que, por una parte, en la hoja de trabajo 1-7 del módulo Energía y Submódulo “Emisiones de metano procedentes de las actividades de petróleo y gas (Nivel 1)” [9], la nota “c” indica que en la actividad “Venteo a la atmósfera y combustión en quemadores”, se debe utilizar la cifra total de producción de petróleo y gas cuando se utilicen los factores de emisión por defecto para el cálculo de las emisiones de metano, y por la otra, la tabla 1-6 [10] presenta para las regiones “Resto del Mundo”, “Rusia, Europa Central y Oriental”, y “Otros Países Exportadores de Petróleo” (donde México está ubicado), los factores de emisión por defecto que deben utilizarse para el cálculo de las emisiones fugitivas de metano por venteo y uso de quemadores (de fosa y elevados), en las actividades de producción de petróleo y gas natural, indicando que “el factor de actividad que debe utilizarse es la cantidad de gas total producida”, mientras que para E. U. A y Canadá los factores de emisión por defecto son aplicables a la producción total de petróleo y gas, finalmente para Europa Occidental los factores d emisión por defecto son aplicables para la producción de petróleo solamente. Debido a que en la Guía Revisada 1996 para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, no se encuentra alguna explicación relacionada con el uso de valores tan altos para estos factores de emisión para el caso de la región “Otros Países Exportadores de Petróleo”, se considero conveniente para la estimación de las emisiones de metano en todas las actividades que contempla la industria del petróleo y el gas natural en México, seleccionar el valor medio de los diferentes rangos de los factores de emisión de cada actividad contenida en la tabla 1-6, como el factor de emisión a utilizar en los cálculos.

3.4. Método para Estimar las Emisiones de SO2 y Precursores de Ozono en la Refinación del Petróleo.

Una refinería básica convierte al petróleo crudo en una variedad de subproductos, siendo los principales los combustibles líquidos, el coque, las materias primas y los petroquímicos primarios. Los datos requeridos por el método simplificado (Tier 1) sobre el volumen de petróleo crudo, se obtienen fácilmente de fuentes nacionales o de compendios internacionales sobre estadísticas de energía. El método más elaborado (Tier 2) requiere datos sobre las operaciones internas de la refinería los cuales solamente pueden obtenerse localmente o dirigiéndose directamente a las refinerías. El método simplificado utiliza factores medios de emisión por defecto para estimar las emisiones de cuatro contaminantes CO, NOx, COVNM y SO2. La metodología recomienda siempre que sea posible utilizar los valores locales de los factores de emisión particularmente para COVNM ya que estos oscilan de manera considerable. El procedimiento de cálculo es el siguiente: el volumen de petróleo crudo procesado por el sistema de refinerías expresado en miles de toneladas, es multiplicado por el factor de emisión del contaminante correspondiente en unidades de

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kilogramo de contaminante por tonelada de petróleo crudo procesada, el resultado se divide entre 1000 para convertir los miles de kilogramos de contaminante en Gigagramos. En lo referente al método más elaborado (Tier 2) se consideran tres procesos existentes en una refinería – La desintegración catalítica, Las plantas recuperadoras de azufre, y Los tanques de almacenamiento del petróleo crudo. En la desintegración catalítica se estiman las emisiones de los cuatro contaminantes (CO, NOx, COVNM y SO2), en las plantas recuperadoras de azufre se estima las emisiones del SO2, y en los tanques de almacenamiento de petróleo crudo se estima solamente las emisiones de COVNM. Los factores de actividad que se utilizan en cada caso son, el volumen que entra a las unidades de desintegración catalítica expresado en miles de toneladas, la cantidad de azufre recuperado expresada en toneladas, y el volumen de petróleo crudo que se almacena en cada tipo de tanque expresado en miles de toneladas. El cálculo se hace de manera semejante al procedimiento descrito para estimar las emisiones por el método simplificado.

4. RESULTADOS.

4.1. Producción de Petróleo y Gas Natural. El petróleo ha registrado un crecimiento moderado en la producción del 16.35 % en el periodo de 1991 a 2001, pasando de 5854.6 PJ a 6811.7 PJ, el gas natural por su parte creció un 23.20 % al pasar de 1421.7 PJ a 1751.5 PJ en el mismo periodo. En 1995 hubo una disminución en la producción de petróleo cayendo a 5554.1 PJ posiblemente por los desajustes económicos del país en ese año. La figura 4.1 muestra la evolución de la producción combinada e individual de petróleo y gas natural, para el periodo 1990- 2001 usando los datos anuales de los balances de energía 1995, 1996, 1997, 1998, 1999, 2000, y 2001.

01000200030004000500060007000

PJ

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

año

Evolución de la producción de petróleo y gas natural en el periodo 1990 -2001

petróleo gas

Figura 4.1. Evolución de la Producción de Petróleo y Gas Natural en México.

En el gráfico, “Petróleo” representa únicamente la producción de petróleo y “Gas” la producción global de gas natural asociado y no asociado.

4.2. Emisiones de Metano. En la tabla 4.1, se presentan los valores estimados de las emisiones de metano fugitivo en la industria del petróleo y gas natural en México, para el periodo 1990 a 2001, calculadas con el Tier 1 de la metodología del PICC, utilizando los datos de producción de petróleo y gas natural reportados

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en el balance nacional de energía de cada año considerado y dos factores de emisión, el valor más alto del rango del factor de emisión por defecto, y el valor medio del rango. Las emisiones resultantes aplicando el factor de emisión alto son consideradas como la cantidad anual máxima de metano que se envía a la atmósfera, mientras que las emisiones resultantes aplicando el factor de emisión medio son consideradas como la representación más adecuada para el país.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Altas 2325.3 2256.5 2221.3 2360.8 2437.4 2405.0 2711.4 2802.1 2938.0 2958.2 2879.7 2803.3

Medias 1845.6 1785.8 1756.9 1870.4 1929.5 1902.3 2150.7 2220.0 2325.8 2347.6 2274.9 2211.6

Tabla 4.1. Emisiones Fugitivas de Metano para el periodo 1990 - 2001 (Gg)

En la figura 4.2 se muestran gráficamente los cambios observados en las emisiones reportadas en la tabla 4.1.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Gg METANO

1990 1992 1994 1996 1998 2000AÑO

EMISIONES ANUALES CALCULADAS DE METANO EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL

FE Alto FE Medio

Figura 4.2. Emisiones de metano estimadas con dos factores de emisión.

En el gráfico, “FE Alto” se refiere a los estimados globales de las emisiones de metano calculados con los valores altos de los intervalos de factores de emisión para cada actividad incluida en la tabla 1-7, y “FE Medio” corresponde a los estimados calculados con los valores medios de los intervalos de factores de emisión para cada actividad y que bien pueden representar las emisiones de metano de la industria petrolera nacional. En la tabla 4.2 se presentan los datos de los estimados de las emisiones de metano transformadas a unidades de Tg de CO2 equivalente. En ella se observa que después del año 1999 donde las emisiones fugitivas alcanzaron su punto más alto, para el año 2001 se presentan reducciones en las emisiones alcanzando de manera aproximada los niveles que se tenían en el año 1997.

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Tabla 4.2. Datos de Emisiones de Metano en unidades de Tg de CO2 Equivalente.

Tg de CO2 Equivalente. Año

Altas Medias 1990 48.8 38.8 1991 47.4 37.5 1992 46.6 36.9 1993 49.6 39.3 1994 51.2 40.5 1995 50.5 39.9 1996 56.9 45.2 1997 58.8 46.6 1998 61.7 48.8 1999 62.1 49.3 2000 60.5 47.8 2001 58.9 46.4

La actividad combinada de venteo a la atmósfera y la combustión en quemadores de tipo fosa y elevados que se realiza en los campos productores de petróleo y gas, es considerada como la fuente principal de emisiones de metano en la industria petrolera nacional. En los tres últimos años se registro una disminución en la cantidad de gas asociado consumido en esta actividad al pasar de 253.9 PJ (631 MMPCD) en 1998 a 145.2 PJ (348 MMPCD) en el 2001 [11]. Está disminución puede atribuirse a una de las siguientes posibilidades: (a) la existencia de infraestructura suficiente para aprovechar más el gas asociado que se produce en la región marina, (b) menor producción del gas asociado, o (c) reinyección significativa del gas asociado a los yacimientos. De las tres posibilidades las dos primeras parecen las más viables, de éstas la segunda parece la más cercana a la realidad tal como lo demuestran las cifras siguientes: en 1998 la producción de gas asociado ascendió a 38,272.55 millones de metros cúbicos, en 1999, 2000 y 2001 las cifras cayeron a 36,443.15, 34,934.16, y 33,476.85 millones de metros cúbicos respectivamente. Es decir de 1998 a 2001 hubo una caída del 12.53 % en la producción. Por otra parte, la reducción en la cantidad de gas asociado que se dispone en venteo y quema es del 47.42 % al pasar de 6,821.46 millones de metros cúbicos en 1998 a 3,586.44 millones de metros cúbicos en 2001. Los datos que se presentan en la tabla 4.3 son las cifras que Pemex reporta anualmente en sus memorias de labores, como la cantidad de gas que se ventea. Esta información indica que a partir de 1999 hay una disminución sustancial aunque gradual en la cantidad de gas se ventea y quema, alcanzando en el 2001 una cifra equivalente a casi la mitad de la reportada para el año 1998.

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Tabla 4.3. Datos de Pemex de las cifras de Gas Venteado.

Millones de metros cúbicos. Año CO2 Gas Asociado Total

1990 175.70 921.93 1097.64 1991 175.70 909.53 1085.23 1992 186.04 930.20 1116.24 1993 155.03 1281.61 1436.64 1994 186.04 1219.60 1405.63 1995 175.70 2025.77 2201.47 1996 485.77 2812.30 3298.07 1997 1085.23 4384.34 5469.57 1998 1085.23 6821.46 7906.70 1999 1043.89 4837.04 5880.93 2000 981.88 4651.00 5632.88 2001 806.17 3586.44 4392.61

Fuente: Memorias de Labores Pemex 1990 -2001 México, en años pasados ha quemado grandes volúmenes de gas natural, debido principalmente a la carencia de la infraestructura suficiente para aprovechar más el gas, su avance fue más lento comparado con el desarrollo de la infraestructura de salida del petróleo crudo. Entre las barreras que impiden el avance en los desarrollos de la infraestructura se encuentran, el bajo valor comercial del gas que se quema comparado con el del petróleo crudo, y los cuellos de botella generados por los sistemas deficientes para colectar el gas. Como se aprecia en la tabla 4.3, hasta 1994, la cantidad de gas quemado en México permaneció cerca del billón de metros cúbico por año, posteriormente creció rápidamente alcanzando un valor pico de 6.8 billones de metros cúbicos en 1998, y en el 2001 México quemó 3.6 billones de metros cúbicos principalmente en la región marina sección noreste de la Sonda de Campeche. La causa fue la limitada capacidad de compresión existente en esos años. Con las nuevas instalaciones de desulfuración del gas y una capacidad adicional de compresión con que cuenta actualmente Pemex, se ha empezado a reducir de manera significativa el quemado de gas que se realizaba rutinariamente en esta sección de la región marina. Por otra parte, en México actualmente no hay una norma que regule el quemado del gas natural en el sistema petrolero nacional, sin embargo todo parece indicar que la meta global de México es eliminar la rutina de quemado del gas dentro de un marco de tiempo razonable, los objetivos principales parecen ser la reducción del quemado rutinario del gas y el incremento en la eficiencia de la combustión en los quemadores [12]. En la figura 4.3 se muestra de manera comparativa los estimados de las cantidades de metano presentes en el gas destinado a la actividad de Venteo que se realiza en los campos de producción de petróleo y gas natural en México, las barras azules representan los estimados calculados con el factor de emisión promedio derivado de los datos de la metodología PICC y los datos de producción de gas reportados por el Balance Nacional de Energía de cada año, mientras que las barras de color café representan los estimados calculados con las cifras reportadas por Pemex y que se presentan en la tabla 4.3, suponiendo un contenido de metano en el gas asociado de 70 % en volumen y una densidad del metano de 0.6673 kg/m3.

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0500

100015002000250030003500

Gg

1990 1992 1994 1996 1998 2000año

Metano en Venteo de gas asociado

FE Medio PEMEX

Figura 4.3. Estimado de las emisiones de metano por venteo durante la producción de petróleo y gas.

4.3. Emisiones de Precursores de Ozono. Con relación a las emisiones de los precursores del ozono (COVNM, NOx, CO) y de SO2, en la refinación del petróleo crudo, la metodología del PICC para calcular las emisiones fugitivas en la industria del petróleo y gas natural, presenta un procedimiento para la estimación de las emisiones basado en la estructura básica de una refinería que convierte al petróleo crudo en una variedad de subproductos, siendo los productos principales los combustibles líquidos, el coque de petróleo, las materias primas y los petroquímicos primarios (etileno). El procedimiento no cubre la síntesis de petroquímicos, éstos se incluyen en la sección de procesos industriales de la metodología general del PICC, sin importar si la producción tiene lugar en la refinería o en una planta separada. La metodología también cuenta con dos niveles o Tiers. Para el cálculo de las emisiones de posprecursores de ozono y bióxido de azufre en la refinación del petróleo crudo, utilizamos el Tier 1debido a requiere solamente la cantidad total procesada de petróleo crudo en la refinería. En la tabla 4.4 se presentan los datos de las emisiones de los gases precursores del ozono y de SO2, en la refinación.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001CO 5.65 5.75 5.76 5.85 6.09 5.74 5.74 5.70 5.92 5.76 5.69 5.78NOx 3.77 3.83 3.84 3.90 4.06 3.83 3.82 3.80 3.95 3.84 3.79 3.85COVNM 38.91 39.59 39.65 40.30 41.98 39.55 39.52 39.28 40.79 39.68 39.20 39.82SO2 58.37 59.39 59.48 60.44 62.96 59.33 59.28 58.92 61.18 59.52 58.80 59.74

Emisiones de Precursores de Ozono y SO2 en la Refinación

Tabla 4.4. Emisiones de los precursores de ozono y bióxido de azufre en refinación (Gg).

El Tier 2 requiere datos sobre algunas operaciones internas en la refinería como son la desintegración catalítica, la remoción de azufre en las plantas recuperadoras de azufre, y el almacenamiento del petróleo crudo en las áreas de tanques de almacenamiento. La tabla 4.5 presenta los datos de las emisiones estimadas de precursores de ozono y de SO2, en la desintegración catalítica.

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1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001CO 672.04 617.46 617.46 753.92 846.02 846.02 857.40 836.93 836.93 836.93 852.85 852.85NOx 3.16 2.90 2.90 3.54 3.97 3.97 4.03 3.93 3.93 3.93 4.00 4.00COVNM 9.47 8.70 8.70 10.62 11.92 11.92 12.08 11.79 11.79 11.79 12.01 12.01SO2 23.66 21.74 21.74 26.55 29.79 29.79 30.19 29.47 29.47 29.47 30.03 30.03

Precursores de Ozono y SO2 en Desintegración Catalítica.

Tabla 4.5. Emisiones de los precursores de ozono y bióxido de azufre en Desintegración Catalítica (Gg).

En la tabla 4.6 se presentan los estimados de las emisiones de bióxido de azufre en las plantas recuperadoras de azufre en las refinerías.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001SO2 10.70 14.73 17.93 20.29 23.91 22.80 22.24 24.05 24.05 24.19 25.72 26.13

Emisiones de SO2 en Plantas de Recuperación de Azufre

Tabla 4.6. Emisiones de bióxido de azufre en Recuperación de azufre (Gg).

En la tabla 4.7 se presentan los estimados de las emisiones de los COVNM en el almacenamiento del petróleo crudo utilizando únicamente tanques con cúpula flotante con sello primario (C FL SP) y cúpula fija (C FI).

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001C FL SP 30.95 31.49 31.54 32.05 33.39 31.46 31.44 31.24 32.44 31.56 31.18 31.68C FI 90.88 92.47 92.60 94.11 98.03 92.38 92.30 91.73 95.26 92.67 91.54 93.01Total 121.83 123.96 124.14 126.16 131.42 123.84 123.74 122.98 127.71 124.23 122.72 124.68

Emisiones de COVNM del Almacenamiento y Manejo del Petróleo en Refinería

Tabla 4.7. Emisiones de COVNM en Almacenamiento de petróleo (Gg).

5. DISCUSIÓN.

La presente actualización del inventario de emisiones de metano fugitivo en la industria del petróleo y gas, se llevó a cabo conforme al método “Tier 1” de la metodología del PICC. Los estimados de las emisiones de metano fugitivo y de los gases precursores del ozono, fueron calculados utilizando las hojas de trabajo 1-7; 1-8s1; 1-8s2; 1-8s3; y 1-8s4, incluidas en el software oficial del PICC, y que se presentan en el apéndice A. Los estimados de emisiones se obtuvieron para todos los años desde 1990 a 2001, pero solo se reportan en las tablas del apéndice A los años 1990, 1992, 1994, 1996, 1998, 2000, y 2001. En el Manual de Referencia se menciona en la página 1.123, que para los países incluidos en las regiones “Otros Países Exportadores de Petróleo” y “Resto del Mundo” no están disponibles datos específicos de la región, por lo que los factores de emisión en estas regiones se esperan caigan entre las tasas relativamente bajas encontradas en Norteamérica y Europa Occidental y las tasas relativamente altas encontradas en Europa Oriental. Se sugirió utilizar un rango para los factores de emisión de estas regiones a menos que se tengan datos propios. Para México, tomando en consideración las cifras anuales que Pemex reporta como gas venteado, el contenido de metano en el gas (70 % en volumen) y la densidad del metano (0.6673 kg/m3), el cálculo de las cantidades

24

anuales de metano liberado a la atmósfera para todos los años, muestra que las cantidades de metano calculadas con estos datos, siguen un comportamiento diferente al esperado particularmente entre los años 1997 y 2000 donde las cifras rebasan a los estimados utilizando el factor medio de emisión por defecto, ver figura 4.3, la mayor diferencia se presentó en el año 1998. Este resultado puede ser atribuido parcialmente al incremento en la producción de gas y en parte a la falta de infraestructura para aprovechar más el gas. En la tabla 3.2 se presentan entre paréntesis e identificados con letra roja los valores medios de los rangos para los factores de emisión. Las emisiones de metano calculadas con los factores medios de emisión son comparadas con los estimados obtenidos con los valores altos de los rangos asignados a la región “Otros Países Exportadores de Petróleo”. El valor de las emisiones para el 2001 como se observa en la tabla 4.1, se ha reducido a un valor semejante al que se tenía en 1997, esto como antes se mencionó se debe a que el gas asociado se está aprovechando más. En la tabla 4.8 y en la figura 5.1, se muestra la contribución calculada por la metodología PICC de cada uno de los tres componentes a las emisiones globales de metano, utilizando los factores medios de emisión señalados en la tabla 3.2. El venteo aquí considerado es aquél que se realiza en el segmento de producción tanto de petróleo como de gas natural, es la actividad que más contribuye a las emisiones de metano tanto en instalaciones costa adentro como costa afuera. Tabla 4.8 Contribución por componente a las emisiones anuales globales de metano.

Emisiones de metano calculadas con el factor medio de emisión del PICC (Gg) 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Venteo 1332.3 1282.3 1260.4 1346.0 1386.8 1365.3 1550.9 1597.6 1671.5 1694.6 1629.0 1579.9 Gas 494.0 483.0 476.4 504.3 522.9 517.8 578.8 600.2 631.7 631.1 623.2 608.5Petr 19.3 20.2 20.2 20.2 19.9 19.2 20.9 22.3 22.6 21.8 22.7 23.3

0

500

1000

1500

2000

2500

Gg

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001año

Emisiones acumuladas de metano por venteo, producción de gas y producción de petróleo

Venteo Prodn Gas Prodn Petr

Figura 5.1. Emisiones anuales globales por venteo, producción de gas y de petróleo.

25

Por otra parte las emisiones de gases de efecto invernadero que Pemex reporta a partir de 1999 en sus informes de seguridad, salud y medio ambiente, se refieren exclusivamente a las emisiones de CO2 que se cuantifican en los equipos de combustión, en venteo, y quemadores utilizados por las cuatro subsidiarias. Las cifras reportadas en unidades de millones de toneladas (= Tg) para los años 1999, 2000 y 2001, son las siguientes: Emisiones de CO2 (Millones de toneladas). Subsidiaria Pemex 1999 2000 2001 PEP 13.87 14.23 13.26 PR 15.09 14.18 13.69 PGPB 6.27 6.49 6.41 PPQ 6.32 6.53 6.68 Total 41.55 41.43 40.05 Los estimados de emisiones de metano calculados con la metodología PICC no pueden ser comparados con los datos de emisiones de gases de efecto invernadero que Pemex reporta, debido a que los gases y los procedimientos de cálculo son diferentes. El cálculo de las emisiones de los precursores de ozono y de bióxido de azufre en la refinación del petróleo crudo se realiza usando dos niveles, el primero y más simple es el agregado donde se recurre nuevamente a los factores por defecto de la metodología PICC definidos como la masa (kg) de contaminante (SO2, NOx, CO, y COVNM) emitido por unidad de volumen (m3) de petróleo crudo que se procesa, y el volumen anual de petróleo que se refina. El segundo más detallado calcula las emisiones de azufre y precursores de ozono por separado, para tres sub-procesos, a saber: (a) la desintegración catalítica en lecho fluidizado, (b) la recuperación de azufre, y (c) el manejo y almacenamiento del petróleo crudo. Se utilizaron ambos procedimientos de cálculo tal y como lo sugiere la metodología. Las cifras que se obtienen por ambos procedimientos no son semejantes debido a que se usan factores de actividad diferentes y factores de emisión por defecto. Los estimados de las emisiones de metano, de los precursores de ozono, y del bióxido de azufre se caracterizan por tener una incertidumbre bastante grande, para el caso del metano la metodología reporta los siguientes valores por defecto para la incertidumbre en los factores de emisión de 55 % y para los factores de actividad del 20 %, con una incertidumbre global del 60 %.

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

Las emisiones de metano fugitivo derivadas de las diversas actividades que se desarrollan en los diversos segmentos de la industria del petróleo y gas natural en México, se han estimado siguiendo los pasos establecidos en el Tier 1 o nivel más agregado de la metodología para calcular las emisiones de metano de las actividades de petróleo y gas natural descrita en el libro de trabajo de la Guía de elaboración de los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero 1996 del PICC. Para el desarrollo de un inventario más preciso y confiable de emisiones de gases de efecto invernadero en la industria del petróleo y gas natural, resulta importante continuar con el (1) avance en el inventario sobre equipos y dispositivos presentes en los diferentes componentes de la industria, (2) disponer de datos estadísticos confiables de producción y consumo de petróleo y gas natural, (3) desarrollar factores de emisión propios para cada segmento de la industria, y (4) evaluar la aplicación de uno o más métodos para estimar las emisiones, en función de la operabilidad y la representatividad del sistema. Al disponer de una mejor información que incluya los anteriores requisitos, las incertidumbres en las emisiones se minimizarán.

26

6.1. Reconocimientos.

Nuestro más cumplido reconocimiento al Instituto Nacional de Ecología por el apoyo brindado en la realización de este documento, así mismo a la Secretaría de Energía, a Petróleos Mexicanos y particularmente al Instituto Mexicano del Petróleo por el apoyo y el oportuno aprovisionamiento de la información que se utilizó en este trabajo.

7. REFERENCIAS. [1]. – Anuario Estadístico de Pemex, 2002. [2]. – Balance Nacional de Energía 2001, pg. 17. [2a].- Balance Nacional de Energía 2001, pg. 53. [3]. – Balance Nacional de Energía 2001, pg. 30. [4]. – Informe PEP 2002, Cuadro 29. [5]. – Inventory of U. S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990 - 2000, pg ES-3. [6]. – Inventario Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de México, 1994 – 1998. [7]. – IPCC Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories, 2000, pg 107. [8]. – IPCC Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories, 2000, pg. 112, 113. [9]. – Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, pg 1.75. [10]. – Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, pg 1.33. [11]. – BNE 1999 – 2001, cuadros 15a, 15a, 16a. [12]. – “Global Gas Flaring Reduction Initiative”, Report on Consultations with Stakeholders, pg 27. World Bank Group in collaboration with the Government of Norway. 2002. [13]. – McInnes, G. (Ed.) EMEP/CORINAIR Emission Inventory Guidebook – 3rd edition, European Environment Agency, Technical report No 30. http://reports.eea.eu.int/technical_report_2001_3/en. [14]. – Van Aardenne, J. A., 2002 Uncertainties in emission inventories. Thesis (Ph D). Wageningen University, The Netherlands. [15]. – IPCC Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories 2000.

27

APÉNDICE A.

28

1990

29

This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with theRevised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.

MODULE ENERGYSUBMODULE METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)WORKSHEET 1-7

SHEETS 1 OF 1COUNTRY Mexico

YEAR 1990

Category A B C D

Activity Emission Factor CH4 Emissions Emissions CH4

(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration

(Optional if data is locally number of wells drilled Kg CH 4 / well drilled

available ) (a) 0.00 0.00

Production (b)

PJ oil produced Kg CH 4 / PJ5573.5 2650 14,769,775.00 14.77

Transport PJ oil loaded in tankers Kg CH 4 / PJ2793.5 745 2,081,157.50 2.08

Refining PJ oil refined Kg CH 4 / PJ refined2750.1 745 2,048,824.50 2.05

Storage PJ oil refined Kg CH 4 / PJ refined2750.1 135 371,263.50 0.37

TOTAL CH4 FROM OIL 19.27GASProduction

(b) / Processing PJ gas produced Kg CH 4 / PJ

1477.1 71000 104,874,100.00 104.87

Transmission and PJ gas produced Kg CH 4 / PJDistribution 1477.1 203000 299,851,300.00 299.85Other Leakage PJ gas consumed

- non-residential gas consumed

1003.5 87500 87,806,250.00 87.81- Residential gas consumed

33.9 43500 1,474,650.00 1.47TOTAL CH4 FROM GAS 494.01

VENTING AND PJ oil and gas produced Kg CH 4 / PJFLARING FROM - OilOIL/GAS 0.00 0.00PRODUCTION (c) - Gas

1477.1 902000 1,332,344,200.00 1,332.34- Combined

0.00 0.00

TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS 1,845.62

(a) Emission Factors are not provided.(b) If using default emission factors these categories will include emissions from production other than venting and flaring.(c) If using default emission factors, emissions from venting and flaring from all oil and gas production should be acconted for here.

30

This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with theRevised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.

MODULE ENERGYSUBMODULE OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING

WORKSHEET 1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFININGSHEETS 1 of 4

COUNTRY MexicoYEAR 1990

A B C D E

Crude Oil Throughput Pollutant Emission factor (a)

Emissions Emissions(t) (kg/t) (t) (Gg)

D=(AxC) E=D/100062760 CO 0.09 5,648.40 5.65

NOx 0.06 3,765.60 3.77NMVOC 0.62 38,911.20 38.91SO2 0.93 58,366.80 58.37

(a) Default values. Use local values where possible, particularly for NMVOCs for which emission factors vary widely.The default values shown above have been derived from the values given in the IPCC Reference Manual using anaverage crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API). This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with theRevised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.

MODULE ENERGYSUBMODULE OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFININGWORKSHEET 1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING


YEAR 1990

A B C D E

Catalytic Cracker Pollutant Emission factor (a)

Emissions EmissionsThroughput (kg/t) (t) (Gg)

(t)D=(AxC) E=D/1000

15780 CO 42.6 672,228.00 672.23NOx 0.2 3,156.00 3.16NMVOC 0.6 9,468.00 9.47SO2 1.5 23,670.00 23.67

(a) Default values. Use local values where possible.The default values shown above have been derived from the values given in the IPCC Reference Manual using an averageoil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).

31


MODULE ENERGYSUBMODULE OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFININGWORKSHEET 1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS


YEAR 1990

A B C DQuantity of Sulphur

Recovered (t)

Emission Factor (kg/t)

Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)77000 139 10,703,000.00 10.70


MODULE ENERGYSUBMODULE OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFININGWORKSHEET 1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING


YEAR 1990

A B C D ECrude Oil Throughput Storage Type Emission factor Emissions Emissions

(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000

0 Secondary Seals 0.2 0.00 0.0044220 Primary Seals 0.7 30,954.00 30.9518540 Fixed Roof 4.9 90,846.00 90.85

32

1992

33




YEAR 1992

Category A B C DActivity Emission Factor CH4 Emissions Emissions CH4

(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration



Production (b)



Refining PJ oil refined Kg CH 4 / PJ refined2799 745 2,085,255.00 2.09

Storage PJ oil refined Kg CH 4 / PJ refined2799 135 377,865.00 0.38


(b) / Processing PJ gas consumed Kg CH 4 / PJ

1397.3 71000 99,208,300.00 99.21




37.5 43500 1,631,250.00 1.63TOTAL CH4 FROM GAS 476.39


1397.3 902000 1,260,364,600.00 1,260.36- Combined

0.00 0.00


(a) Emission Factors are not provided.(b) If using default emission factors these categories will include emissions from production other than venting and flaring.(c) If using default emission factors, emissions from venting and flaring from all oil and production should be acconted for here.

34


MODULE ENERGYSUBMODULE OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFININGWORKSHEET 1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING

SHEETS 1 of 4COUNTRY Mexico

YEAR 1992

A B C D E



D=(AxC) E=D/100063950 CO 0.09 5,755.50 5.76

NOx 0.06 3,837.00 3.84NMVOC 0.62 39,649.00 39.65SO2 0.93 59,473.50 59.47



WORKSHEET 1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING


YEAR 1992

A B C D E



(t)D=(AxC) E=D/1000

14490 CO 42.6 617,274.00 617.27NOx 0.2 2,898.00 2.90NMVOC 0.6 8,694.00 8.69SO2 1.5 21,735.00 21.74


35




YEAR 1992


Recovered (t)


Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)129000 139 17,931,000.00 17.93




YEAR 1992


(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000


36

1994

37




YEAR 1994


(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration



Production (b)







1537.4 71000 109,155,400.00 109.16




35.7 43500 1,552,950.00 1.55TOTAL CH4 FROM GAS 522.87


1537.4 902000 1,386,734,800.00 1,386.73- Combined

0.00 0.00



38





A B C D E



D=(AxC) E=D/100067700 CO 0.09 6,093.00 6.09

NOx 0.06 4,062.00 4.06NMVOC 0.62 41,974.00 41.97SO2 0.93 62,961.00 62.96




YEAR 1994

A B C D E



(t)D=(AxC) E=D/1000

19860 CO 42.6 846,036.00 846.04NOx 0.2 3,972.00 3.97NMVOC 0.6 11,916.00 11.92SO2 1.5 29,790.00 29.79


39




YEAR 1994


Recovered (t)


Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)172000 139 23,908,000.00 23.91




YEAR 1994


(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000


40

1996

41




YEAR 1996


(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration



Production (b)







1719.4 71000 122,077,400.00 122.08




35.9 43500 1,561,650.00 1.56TOTAL CH4 FROM GAS 578.80


1719.4 902000 1,550,898,800.00 1,550.90- Combined

0.00 0.00



42




YEAR 1996

A B C D E



D=(AxC) E=D/100063750 CO 0.09 5,737.50 5.74

NOx 0.06 3,825.00 3.83NMVOC 0.62 39,525.00 39.53SO2 0.93 59,287.50 59.29





YEAR 1996

A B C D E



(t)D=(AxC) E=D/1000

20130 CO 42.6 857,538.00 857.54NOx 0.2 4,026.00 4.03NMVOC 0.6 12,078.00 12.08SO2 1.5 30,195.00 30.20


43




YEAR 1996


Recovered (t)


Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)160000 139 22,240,000.00 22.24




YEAR 1996


(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000


44

1998

45




YEAR 1998


(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration



Production (b)







1853.1 71000 131,570,100.00 131.57




32.3 43500 1,405,050.00 1.41TOTAL CH4 FROM GAS 631.68


1853.1 902000 1,671,496,200.00 1,671.50- Combined

0.00 0.00



46





A B C D E



D=(AxC) E=D/100065790 CO 0.09 5,921.10 5.92

NOx 0.06 3,947.40 3.95NMVOC 0.62 40,789.80 40.79SO2 0.93 61,184.70 61.18




YEAR 1998

A B C D E



(t)D=(AxC) E=D/1000

19650 CO 42.6 837,090.00 837.09NOx 0.2 3,930.00 3.93NMVOC 0.6 11,790.00 11.79SO2 1.5 29,475.00 29.48


47




YEAR 1998


Recovered (t)


Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)173000 139 24,047,000.00 24.05




YEAR 1998


(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000


48

2000

49




YEAR 2000


(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration



Production (b)







1806 71000 128,226,000.00 128.23

Transmission and PJ gas produced Kg CH 4 / PJDistribution 1806 203000 366,618,000.00 366.62Other Leakage PJ gas consumed



27.5 43500 1,196,250.00 1.20TOTAL CH4 FROM GAS 623.19


1806 902000 1,629,012,000.00 1,629.01- Combined

0.00 0.00



50





A B C D E



D=(AxC) E=D/100063220 CO 0.09 5,689.80 5.69

NOx 0.06 3,793.20 3.79NMVOC 0.62 39,196.40 39.20SO2 0.93 58,794.60 58.79





YEAR 2000

A B C D E



(t)D=(AxC) E=D/1000

20020 CO 42.6 852,852.00 852.85NOx 0.2 4,004.00 4.00NMVOC 0.6 12,012.00 12.01SO2 1.5 30,030.00 30.03


51




YEAR 2000


Recovered (t)


Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)185000 139 25,715,000.00 25.72




YEAR 2000


(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000


52

2001

53




YEAR 2001


(Kg CH4 ) ( Gg CH4 )C = ( A x B ) D = ( C / 1 000 000)

OILExploration



Production (b)







1751.5 71000 124,356,500.00 124.36




29.7 43500 1,291,950.00 1.29TOTAL CH4 FROM GAS 608.49


1751.5 902000 1,579,853,000.00 1,579.85- Combined

0.00 0.00



54




YEAR 2001

A B C D E



D=(AxC) E=D/100064230 CO 0.09 5,780.70 5.78

NOx 0.06 3,853.80 3.85NMVOC 0.62 39,822.60 39.82SO2 0.93 59,733.90 59.73





YEAR 2001

A B C D E



(t)D=(AxC) E=D/1000

20020 CO 42.6 852,852.00 852.85NOx 0.2 4,004.00 4.00NMVOC 0.6 12,012.00 12.01SO2 1.5 30,030.00 30.03


55




YEAR 2001


Recovered (t)


Emissions (kg)

Emissions (Gg)

C=AxB D=(C/1 000 000)188000 139 26,132,000.00 26.13




YEAR 2001


(t) (kg/t) (t) (Gg)D=(AxC) E=D/1000


56

APÉNDICE B.

57

NOTAS SOBRE INCERTIDUMBRE.

Aunque el término “incertidumbre” se usa con frecuencia, diferentes significados le da la comunidad de inventarios de emisiones. Por ejemplo, McInnes [13] define la incertidumbre como un término estadístico que se usa para representar el grado de exactitud y precisión de los datos. El grupo IPCC/OECD/IEA [15] presenta tanto una definición estadística como una definición de inventario. La definición estadística relaciona la incertidumbre con la variancia o el coeficiente de variación de la muestra, mientras que la definición de inventario describe la incertidumbre como “un término general e impreciso que se refiere a la falta de certidumbre (en los componentes del inventario) que resulta de algún factor causal tal como las fuentes y sumideros no identificados, la falta de transparencia, etc.”. John van Aadenne [14] define la incertidumbre como la falta tanto de exactitud como de confiabilidad. La exactitud de un inventario de emisiones es la proporción en que un inventario de emisiones es una representación exacta de las emisiones que han ocurrido en la realidad. Las emisiones de contaminantes del aire de origen antropogénico son causadas por una variedad de fuentes individuales pequeñas y grandes tales como las plantas de generación de electricidad, las industrias, los vehículos motorizados o los animales. Las emisiones de estas fuentes individuales normalmente son variables tanto en el tiempo como en el espacio por lo que resulta prácticamente imposible monitorear a cada una de las fuentes de emisión de manera individual por lo que la compilación del inventario de emisiones siempre contendrá suposiciones sobre la interpolación y extrapolación de un conjunto limitado de datos la muestra, es decir el inventario de emisiones será inexacto. La Guía de las Buenas Prácticas y Administración de la Incertidumbre en los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, en la sección “Emisiones Fugitivas de las Actividades del Petróleo y el Gas Natural” menciona que en los inventarios de emisiones fugitivas derivadas de las actividades que se realizan en la industria del petróleo y el gas natural, pueden quedar incluidas las siguientes fuentes potenciales de incertidumbre:

• Los errores en las mediciones. • Los errores en la extrapolación. • Las incertidumbres inherentes en las técnicas de estimación seleccionadas. • La información faltante o incompleta con respecto a la población de fuentes y los niveles de

actividad. • El pobre entendimiento que se tiene de las variaciones temporales y estacionales de las

fuentes. • El sobre o sub conteo debido a la confusión o inconsistencia en las divisiones de la

categoría y las definiciones de fuente. • La mala aplicación de los datos de actividad o de los factores de emisión. • Los errores reportados en los datos de actividad. • El conteo incompleto de las operaciones de transferencia intermedia y de las actividades de

reproceso (por ejemplo la deshidratación repetida de la corriente de gas (en el campo, en la planta, y en el almacenamiento que sigue), el tratamiento de desperdicios y recibo de petróleo externo) debido a que la documentación de estas actividades es pobre o no existe.

• Las variancias en la efectividad de los dispositivos de control y el conteo incompleto de las medidas de control.

• Los errores en la entrada de datos y en los cálculos.

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Debido a lo complejo que es la industria del petróleo y gas natural, resulta difícil cuantificar las incertidumbres netas en (1) los inventarios globales, (2) los factores de emisión y (3) los datos de actividad. La Guía hace mención que los factores de emisión refinados y de alta calidad para la mayoría de los gases, tengan errores del orden de ± 25 %, que los factores basados en relaciones estequiométricas puedan ser mucho mejores (con errores de ± 10 %), que las composiciones del gas sean exactas dentro de un ± 5 % en los componentes individuales, y que las tasas de flujo tengan típicamente errores de ± 3 % o menos para los volúmenes de ventas, y ± 15 % o más para otros volúmenes. Un inventario de abajo hacia arriba y de alta calidad (Tier 3) para las pérdidas de metano que se fuga en las actividades de petróleo o gas natural, podría esperarse tenga errores de ± 25 % a 50 %. En comparación, los factores de emisión por defecto basados en la producción pueden fácilmente estar en error en un orden de magnitud o más. Los inventarios de emisiones fugitivas de metano y de bióxido de carbono en el venteo y quemado en sistemas elevados serán bastante confiables cuando la composición gaseosa cruda y los volúmenes reales venteados y quemados se conozcan con exactitud. Los estimados de las emisiones fugitivas de N2O serán menos confiables pero solamente representan la contribución menor del total de las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas de las actividades en la industria del petróleo y gas natural. En el Anexo 1 de esta misma Guía, se menciona por otra parte que se necesita un procedimiento estructurado para desarrollar una metodología que permita estimar la incertidumbre en el inventario con los siguientes requerimientos:

• Un método que determine las incertidumbres en cada término individual usado en el inventario.

• Un método que agregue las incertidumbres de los términos individuales a la del inventario total.

• Un método que determine el significado de las diferencias de un año a otro y las tendencias a largo plazo en los inventarios que tome en cuenta la información de la incertidumbre.

• Un entendimiento de los probables usos de esta información que incluye la identificación de las áreas que requieren de una investigación y observaciones posteriores, y la cuantificación del significado de los cambios de un año a otro y de largo plazo en los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, y

• Un entendimiento de la existencia de otras incertidumbres como pueden ser las originadas por las definiciones inexactas que no pueden ser establecidas por medios estadísticos.

Asimismo menciona que hay un número de conceptos y términos estadísticos básicos que son fundamentales para el entendimiento de la incertidumbre en los inventarios de gases de efecto invernadero. El proceso para estimar las incertidumbres, se basa en el uso de ciertas características de aquella variable de interés, que se estiman a partir del conjunto original de datos pertenecientes a la variable. Estas características son:

• La media aritmética (o simplemente media) del conjunto de datos. • La desviación estándar del conjunto de datos (representa la raíz cuadrada de la variancia). • La desviación estándar de la media (también conocida como el error estándar de la media). • La distribución de probabilidad de los datos. • Las covariancias de la variable de interés con las otras variables usadas en los cálculos del

inventario.

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Un aspecto importante en el análisis de incertidumbres, es el que se refiere a las maneras de cómo expresar las incertidumbres que están asociadas con los estimados individuales de los componentes o con el estimado del inventario total. La Guía especifica lo siguiente: “En donde existe información suficiente para definir a la distribución de probabilidad subyacente mediante análisis estadístico convencional, se deberá calcular un intervalo de confianza del 95 % como una definición del rango. Los rangos de incertidumbre pueden estimarse usando el análisis clásico o la técnica de Monte Carlo, bajo otras circunstancias el rango será evaluado por los expertos nacionales”. Esto indica que el intervalo de confianza queda especificado por los limites de confianza definidos por los percentiles 2.5 y 97.5 de la función de distribución acumulativa de la cantidad estimada, es decir el rango de una cantidad incierta dentro de un inventario deberá expresarse de manera que (1) exista una probabilidad del 95 % para que el valor real de la cantidad estimada se encuentre dentro del intervalo definido por los limites de confianza y (2) que sea igualmente probable que el valor real que esté fuera del rango citado, caiga por arriba o por debajo de él. Un asunto clave en la compilación de las incertidumbres es la distinción que existe entre la desviación estándar del conjunto de datos y la desviación estándar de la media de la muestra (= desviación estándar del conjunto de datos / raíz cuadrada del número de puntos datos). La incertidumbre asociada con la información que se analiza (tasa de emisión, datos de actividad o factor de emisión) puede ser la desviación estándar de la población de la muestra o la desviación estándar de la media de la muestra dependiendo del contexto. La desviación estándar y la variancia del conjunto de datos no cambian sistemáticamente con el número de observaciones, sin embargo la desviación estándar de la media de la muestra disminuye conforme crece el número de observaciones. El uso de la desviación estándar para estimar los límites del intervalo de confianza del 95 %, depende directamente de la distribución de probabilidad del conjunto de datos o de la función de probabilidad seleccionada para representar al conjunto de datos. Para algunas distribuciones de probabilidad hay relaciones analíticas que relacionan la desviación estándar a los intervalos de confianza requeridos. Para un intervalo de confianza del 95 %, los límites de confianza son aproximadamente dos veces la desviación estándar de la variable hacia arriba y hacia debajo de la media. Cuando se han hecho múltiples determinaciones de una misma cantidad, se obtiene un conjunto de datos que tienen variabilidad. El asunto es cómo representar esta variabilidad de una manera compacta. Una forma es determinar el siguiente resumen estadístico:

• La media aritmética. • La variancia. • El factor de asimetría de la distribución o Skewness. • El factor de agudeza de la distribución o Kurtosis.

Sin embargo cuando el enfoque es sobre la determinación de los límites de incertidumbre en términos de frecuencia (o límites de confianza del 95 %) se precisa además de otra información adicional acerca del conjunto de datos, ésta se puede obtener al representar los datos como una distribución de probabilidad acumulativa o una distribución de densidad acumulativa. Una distribución empírica acumulativa proporciona una relación entre los percentiles y los datos. Las distribuciones de probabilidad empíricas resultan inmanejables en la tarea de calcular la propagación de errores. Para este fin se reemplaza la distribución empírica con una función analítica (función de distribución acumulativa CDF, o función de densidad de probabilidad PDF (es la primera derivada de CDF)) que solamente es una aproximación de los datos reales. Para el

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trabajo de la incertidumbre, estas funciones son esenciales en dos aspectos (1) se requieren en la propagación de la incertidumbre y (2) para la determinación del intervalo de confianza de la cantidad que se está considerando. La identificación de qué función se ajusta mejor a los datos puede ser difícil. Las características de las PDF que son relevantes para la cuantificación y agregación de las incertidumbres asociadas con las cantidades incluidas en los inventarios de emisiones de gases de efecto invernadero son:

• La forma matemática de la PDF. • Los parámetros requeridos como valores de entrada para especificar la PDF. • Las relaciones entre los parámetros que especifican la PDF y los datos disponibles acerca

de la cantidad que se describe. • La media, la variancia y el error estándar de la media calculados del conjunto de datos que

son usados para determinar los parámetros de la PDF. En la selección de los valores de entrada y la PDF, se debe distinguir entre situaciones donde la incertidumbre adecuada es la desviación estándar o los intervalos de confianza del conjunto de datos, o el error estándar del valor de la media. Toda la información que se utiliza en el desarrollo de un inventario de emisiones contiene varios grados de incertidumbre, la valoración del nivel de incertidumbre es difícil y puede no ser posible tener estimados rigurosos. Un sistema de clasificación de tres rangos puede permitir hacer una valoración subjetiva de la incertidumbre asociada con los datos de actividad, de las tasas de emisión y de las emisiones globales. Las tres categorías de confianza son como sigue: Alta (A) una incertidumbre de 0 a 5 %; Media (M) de 5 a 20 %; y Baja (B) mayor al 20 %. Debido a que en la mayoría de los casos los datos de actividad son derivados de las estadísticas nacionales de energía, estos están sujetos a una incertidumbre menor comparada con la de los factores de emisión. La siguiente tabla muestra como asociar un nivel de confianza a los varios componentes de los estimados de emisión de cada categoría de fuente.

CO2 CH4 N2O Nox CO COVNM CO2 CH4 N2O Nox CO COVNM

Exploración (petróleo, gas) N/A BProducción petróleo A B B B BTransporte petróleo M B B BRefinación y almacenamiento de petróleo A B B B BDistribución productos del petróleo A B B

Producción y procesamiento gas natural M A BTransmisión gas natural M B M M B M MDistribución gas natural M B M M B M MVenteo en producción petróleo y gas natural M B M M MQuemado en producción petróleo y gas natural M B B B B B B M B B B B BQuemado en refinación petróleo M B B B B B B M B B B B B

Factor de emisión EmisionesActividadCategoría de fuente

Fuente: Workbook for Fugitive Fuel Emissions (Fuel Production, Transmission, Storage and Distribution); National Greenhouse Gas Inventory Committee; pg 61; 1998.

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El PICC recomienda que en los casos donde las emisiones sean estimadas como el producto de un nivel de actividad y un factor de emisión, la medida de la incertidumbre porcentual global (UT) para el estimado de las emisiones para un gas y fuente dadas, se obtiene como la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de las incertidumbres porcentuales asociadas con los datos de actividad (UA) y los datos de factor de emisión (UE). Matemáticamente se expresa como sigue: UT = √ (UA

2 + UE2) siempre que ׀UE ׀,׀ UA 60 > ׀ %

El límite de 60 % es impuesto debido a que la regla sugerida para UT requiere una σ que sea menor al 30 % del estimado central y que el rango establecido sea interpretado como ± 2σ. Para incertidumbres individuales mayores que 60 % el procedimiento de la suma de cuadrados no es válido. Para estos casos se recomienda que los valores limites se combinen para definir un rango global. Las incertidumbres establecidas por defecto para el metano en la categoría de fuente “Actividades en Petróleo y Gas Natural” son UE = 55 %; UA = 20 %; y UT = 60 %. Para la categoría de fuente “Actividades de Manejo y Minado de Carbón” las incertidumbres son las mismas UE = 55 %; UA = 20 %; y UT = 60 %.

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APÉNDICE C.

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METODOLOGÍA PARA ESTIMAR LAS EMISIONES DE METANO EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL EN MÉXICO.

La industria de petróleo y gas natural en México, es compleja debido a que en algunas etapas se trata como una sola industria y en otras como si se tratara de dos industrias separadas. La mayor proporción de petróleo y el gas natural son extraídos fundamentalmente de los mismos yacimientos localizados en la región marina de la Sonda de Campeche y en la región del Sureste del país, el resto en yacimiento separado en la región Norte. La mayor proporción de gas que se produce, es de tipo asociado con un contenido variable pero significativo de azufre. En México, la empresa paraestatal Pemex, a mediados del año 2002 inició la cuantificación de los equipos, válvulas, plantas y otros sistemas en las diferentes instalaciones con que cuentan las cuatro subsidiarias de la paraestatal con el propósito de alimentar con ésta información a su sistema que contabiliza y reporta las emisiones y los consumos energéticos de la empresa. De esta manera es de esperarse que en los próximos años, Pemex desarrolle su propio inventario de emisiones fugitivas con un nivel de detalle mayor al que se presenta en ésta última actualización del inventario de las emisiones fugitivas de metano en la industria del petróleo y gas natural, la cual se realizó en conformidad con los requerimientos declarados en el nivel 1 o Tier 1 de la metodología específica para estimar las emisiones de metano, descrita en el Manual de Referencia de la Guía Revisada 1996 para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero del PICC. La aplicación del nivel de detalle adecuado, está en función de la cantidad y calidad de los datos recopilados de las diversas fuentes de información. El Tier 1 como es bien sabido utiliza factores de emisión medios basados en la producción para la estimación de las emisiones fugitivas de metano tanto en la parte correspondiente al gas natural, como en las partes de petróleo y venteo. Requiere para la parte del gas natural, las estadísticas de producción y consumo, para la parte de petróleo, la producción, el volumen de petróleo que se refina, el volumen de petróleo que se transporta tanto por ductos como por buques-tanque y ferrocarril, para el venteo y quema en campos de producción, el volumen de gas producido. El Tier 2 solamente es recomendado para estimar las emisiones de metano máximas que se pueden generar en las actividades del sistema de petróleo. Se basa en un balance de masa y utiliza generalmente datos de petróleo y gas como son los volúmenes de producción, la relación del volumen de gas extraído por unidad de volumen de petróleo producido (Gas to Oil Ratio), composiciones del gas producido, las cantidades de gas que se usan como combustible, que se envía a los quemadores, que se reinyecta a los pozos, que se conserva sin ser emitido a la atmósfera, las eficiencias de los quemadores, la proporción de metano en el gas que se extrae, la densidad del metano a las condiciones de 20 ° C y presión de una atmósfera, el volumen que se transporta a las refinerías, la proporción de metano que se encuentra en el gas natural remante en el crudo que es transportado a las refinerías, y la cantidad de metano que es recuperado de los ductos. Finalmente el Tier 3 es la opción recomendada en las buenas prácticas debido a que el procedimiento permitirá obtener un estimado más preciso de las emisiones de metano, sin embargo la habilidad para usar esta opción depende del acceso que se tenga a las estadísticas detalladas de producción y a los datos de infraestructura. La elección del Tier 1 estuvo basada en la información oficial publicada, de las estadísticas de producción tanto de petróleo como de gas natural. Autoridades ambientales de la empresa paraestatal Pemex han hecho mención que solamente en los tres últimos años se han registrado las cantidades de gas que se han usado como combustible, que se han quemado, que se han venteado, que se han reinyectado a pozos. Sin embargo al no disponer en su momento de esta información no ha permitido aplicar el Tier 2 y menos el Tier 3. Consecuentemente el procedimiento utilizado para la estimación de las emisiones de metano, (Tier 1) consta de los siguientes pasos:

1. Reunir los datos estadísticos de forma agregada que incluyan la producción, el transporte, el almacenamiento y la refinación del petróleo crudo, así como la producción, el

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procesamiento, la transmisión y la distribución del gas natural. Esta información se obtiene de las siguientes fuentes nacionales: Balance Nacional de Energía (1990 – 2001), Anuarios Estadísticos de Pemex (1995-2002), y Memoria de Labores de Pemex (1991-2002).

2. Definir los factores de emisión a usar con base a la información propia o de referencia que se disponga. En nuestro caso, se dispone únicamente de factores de emisión de referencia. La fuente de esta información es la Guía Revisada 1996 del PICC para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero Tabla 1-58. Debido a que México a pesar de ser un país netamente exportador de petróleo y de que la mayor parte de su gas natural es de tipo asociado, aproximadamente el 10 % de la producción de gas es quemado por lo que pensamos que no representarían bien las emisiones fugitivas de metano, los valores superiores del los intervalos de factores de emisión de la tabla 1-58. Nuestra selección sería tomar los valores medios de cada intervalo para realizar los cálculos.

3. Con la información de actividad presentada en las tablas 1, 2, 3, y 4, así como los factores de emisión definidos en el paso 2, se calculan las emisiones de metano para cada año.

Para futuras actualizaciones se espera contar con información que incluya equipos, accesorios, válvulas, plantas, infraestructura terrestre y marítima, etc., que permita la aplicación de un nivel más detallado para estimar las emisiones de metano, lo cual permitirá también validar los resultados comparándolos con los del modelo de Pemex y reducir las incertidumbres en el inventario.

Actividad 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Poder calorífico netopetróleo prom (MJ/bl) 5993 5994 5986 6007 5872 5814 5811 5860 5856 5988 6005 5968petróleo tipo maya (MJ/bl) 6112 6140 6125 6182 6103 6131 6144 6135 5718 6142 6143 6143petróleo tipo istmo (MJ/bl) 5853 5861 5868 5898 5890 5787 5857 5912 6032 5881 5628 5628petróleo tipo olmeca (MJ/bl) 5724 5720 5706 5765 5723 5684 5722 5433 6046 5700 5700 5700condensados (MJ/bl) 4002 4003 4003 4006 3784 3883 3944 4184 4194 3661 3661 3685gas asociado (kJ/m3) 42772 41574 41442 41280 41532 39132 39739 39705 38932 39972 40273 40441gas no asociado (kJ/m3) 38099 37983 38069 38069 38069 38050 38619 32526 32292 32292 32326 32762gas residual (kJ/m3) 36547 36732 36513 36513 36513 36513 36784 35217 35021 33427 33427 33427Fuente: BNE (1996-2001)

Tabla 1. Poderes Caloríficos Netos de Petróleo y Gas.

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Actividad 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001producciónpetróleo crudo (PJ) 5573.5 5854.6 5844.3 5861.2 5755.3 5554.1 6079.2 6463.8 6562.9 6351.5 6619.8 6811.7condensados (PJ) 227.8 257.0 268.2 151.6 141.5 148.7 148.4 148.4 145.9 124.9 130.7 137.7gas asociado (PJ) 1232.9 1188.5 1176.7 1302.1 1334.0 1275.6 1432.5 1489.9 1490.2 1456.6 1371.2 1321.3gas no asociado (PJ) 244.2 233.2 220.6 190.0 203.5 238.1 286.9 281.3 362.9 422.2 434.8 430.2gas total (PJ) 1477.1 1421.7 1397.3 1492.2 1537.4 1513.7 1719.4 1771.2 1853.1 1878.8 1806.0 1751.5procesamientorefinación de petróleo (PJ) 2750.1 2798.7 2799.0 2854.5 2906.6 2712.0 2708.4 2714.4 2816.9 2802.1 2775.7 2802.8condensados a refin (PJ) 8.2 6.6 2.2 2.9 3.4 4.6 7.7 3.2 6.8 5.3 6.5 5.3gas asoc (PJ) 1161.6 1121.5 1106.8 1216.2 1330.6 1233.4 1288.9 1302.9 1278.4 1257.2 1301.6 1296.5gas no asoc (PJ) 193.1 185.6 163.4 128.1 144.9 141.6 158.5 146.1 154.9 162.4 170.2 173.9condensados a plts de gas(PJ) 133.5 181.6 182.4 180.7 137.4 143.5 140.3 145.1 139.2 119.6 124.6 132.2transporte petróleo por ductos (PJ) 2750.1 2798.7 2799.0 2854.5 2906.6 2712.0 2708.4 2714.4 2816.9 2802.1 2775.7 2802.8petróleo por buques-tanque (PJ) 2793.5 2994.6 2996.5 2931.5 2801.4 2769.4 3283.8 3680.6 3721.8 3395.3 3631.1 3725.5almacenamientopetróleo en tanques (PJ) 2750.1 2798.7 2799.0 2854.5 2906.6 2712.0 2708.4 2714.4 2816.9 2802.1 2775.7 2802.8gas no aprovechadoCO2 venteado (MMpcd) 17.0 17.0 18.0 15.0 18.0 17.0 47.0 105.0 105.0 101.0 95.0 78.0gas asoc quemadores (MMpc) 38183.3 36866.9 38490.1 50110.9 49275.4 77835.2 99304.8 154639.8 230280.4 170675.9 164701.9 126838.3CO2 reinyectado (MMpcd) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 9.0producción gas seco de refinería (PJ) 35.9 49.4 46.8 47.7 65.6 61.5 51.1 71.2 70.7 65.3 65.4 67.3de Plantas de gas (PJ) 910.4 914.2 876.0 948.7 969.9 934.8 1025.9 1034.8 1026.5 940.8 971.5 973.7Fuente: BNE (1996-2001), PEMEX (1992-2002)

Tabla 2. Datos de Producción, Procesamiento, Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos Líquidos y Gas Natural. Gas no aprovechado (CO2 y gas asociado), y Producción de Gas Seco.

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Actividad 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001(a) consumo residencialtotal (PJ) 33.9 36.3 37.5 40.2 35.7 31.3 35.9 35.2 32.3 25.6 27.5 29.7gas no asoc residencial (PJ) 4.4 3.9 5.2 5.4 5.9 7.5 11.1 12.8 20.0 12.2 13.5 17.6gas nat seco residencial (PJ) 29.6 32.4 32.3 34.7 29.8 23.9 24.9 22.4 12.3 13.4 14.0 12.1(b) consumo ind y centralestotal (PJ) 702.8 760.6 727.2 720.0 787.7 852.5 807.3 766.7 807.3 773.6 826.0 781.2gas no asoc industrial (PJ) 38.1 34.6 45.2 47.3 52.7 67.2 99.6 115.3 179.9 216.8 224.6 208.9gas nat seco industrial (PJ) 415.3 454.3 428.1 439.8 482.9 525.5 446.3 390.0 331.6 239.3 233.5 144.5gas nat a centrales (PJ) 143.7 168.9 156.6 153.4 180.1 185.4 191.4 207.9 246.2 273.0 333.4 404.8gas no asoc no energ (PJ) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 21.2 17.3 13.6gas nat seco no energ (PJ) 105.8 102.8 97.4 79.5 72.0 74.5 70.0 53.5 49.6 23.4 17.2 9.4 (c) consumo propiototal (PJ) 300.7 292.4 323.1 350.3 355.9 309.9 405.5 529.1 593.0 543.3 627.1 673.5gas nat asociado (PJ) 25.1 26.1 24.7 25.6 29.0 27.7 50.7 54.1 60.1 63.2 61.4 66.5gas nat no asociado (PJ) 8.2 8.0 5.4 7.4 2.3 2.6 23.2 9.2 8.3 10.4 12.7 13.5gas nat seco (PJ) 267.4 258.3 293.0 317.3 324.7 279.5 331.7 465.8 524.6 469.7 552.9 593.6cons total gas no asoc (PJ) 50.6 46.5 55.7 60.1 60.9 77.4 133.9 137.3 208.2 260.5 268.1 253.5cons total gas seco (PJ) 961.7 1016.7 1007.4 1024.8 1089.4 1088.7 1064.2 1139.6 1164.3 1018.8 1151.0 1164.4cons total gas asociado (PJ) 25.1 26.1 24.7 25.6 29.0 27.7 50.7 54.1 60.1 63.2 61.4 66.5TOTAL CONSUMO GAS (PJ) 1037.4 1089.4 1087.8 1110.5 1179.3 1193.8 1248.7 1331.0 1432.6 1342.5 1480.6 1484.5Fuente: BNE (1996-2001)

Tabla 3. Datos de Consumo de gas no asociado y gas seco en los sectores Residencial, Industrial incluyendo las Centrales Eléctricas, y el Autoconsumo.

Actividad 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001AZUFREPGPB (kton/año) 624 649 646 664 704 719 761 750 739 687 661 684REFN (kton/año) 77 106 129 146 172 164 160 173 173 174 185 188HDS (Mbld) 476 562 562 648 648 648 698 698 748 748 808 848S (kt) 77 106 129 146 172 164 160 173 173 174 185 188producción (kton/año) 701 755 775 810 876 883 921 923 912 861 846 872consumo interno (kton/año) 681.9 743.2 733.7 204.4 389.3 415.8 399.9 407.3 354.5 347.1 347.6 394.5consumo externo (kton/año) 23.9 506.2 531.4 540 508.9 501 567.7 513.2 507.2 478.3consum total (kton/año) 681.9 767.1 733.7 710.6 920.7 955.8 908.8 908.3 922.2 860.3 854.8 872.8difer 19.1 -12.1 41.3 99.4 -44.7 -72.8 12.2 14.7 -10.2 0.7 -8.8 -0.8desintegración cat y termvol procesado (Mbld) 296 272 272 332 372 372 377 368 368 368 375 375Fuente: Memoria de Labores PEMEX (1991-2002) y Anuarios Estadísticos 1995, 2002.

Tabla 4. Datos de Producción de Azufre en PGPB y Refinación, y volúmenes procesados en la Desintegración Catalítica y Térmica.

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APÉNDICE D.

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CÁLCULO DE LAS EMISIONES FUGITIVAS DE METANO EN LA INDUSTRIA DE CARBÓN EN MÉXICO. La mayoría de los filones de carbón contienen metano y a veces otros gases atrapados dentro de los intersticios del carbón. Cuando el carbón es minado los filones se rompen y el gas escapa, esta es la fuente de las emisiones fugitivas en el minado y manejo del carbón. Una etapa siguiente al minado es el triturado de los terrones de carbón a un tamaño uniforme, esta operación libera cantidades adicionales de gas que aún permanecía dentro de los terrones de carbón. La cantidad de metano liberado durante el minado del carbón depende de un número de factores siendo el rango del carbón, la profundidad del filón, y los métodos de minado los más importantes aunque hay otros factores como el contenido de humedad que pueden tener influencia. El grado de incremento del rango del carbón determina la cantidad de metano generada dentro del filón, una vez generada, la cantidad de metano almacenada es grandemente controlada por la profundidad donde se encuentra el filón de carbón, la presión del gas y la temperatura del filón. Cuando dos filones de carbón tienen el mismo rango, aquél que está a mayor profundidad en general conservará mayores cantidades de metano. Los carbones de rango alto emitirán más metano que los carbones de rango bajo y el minado subterráneo típicamente generará más metano que el minado a cielo abierto. La liberación de metano de los filones de carbón en los espacios confinados de las minas subterráneas de carbón representa un peligro extremadamente severo para la seguridad por esto es que las minas subterráneas tienen sistemas de ventilación de gran capacidad que capturan al metano, lo diluyen con el aire de ventilación y lo ventean a la atmósfera. En años recientes se han instalado en varios países, sistemas de drenado de metano en minas con gas, tales sistemas extraen el metano de los filones de carbón antes del minado y durante la extracción secundaria a través de hoyos perforados con barreno desde la superficie hasta el interior de las rocas superior e inferior. Cuando el metano extraído no está muy diluido con el aire puede ser adecuado para usarse como combustible para generar electricidad. México de acuerdo con las estadísticas del Departamento de Energía de la Agencia Internacional de Energía de E. U. A., tiene casi 1.3 billones de toneladas cortas de reservas recuperables de carbón [1] siendo casi el 70 % de antracita y carbón bituminoso, y el 30 % restante de lignito y carbón sub-bituminoso. Uno de los dos productores más grandes de carbón es la Minera Carbonífera Río Grande (MICARE), compañía privada que opera tres minas subterráneas y dos minas superficiales denominadas Tajos en Sabinas y la Cuenca Fuentes – Río Escondido en el estado de Coahuila, con una capacidad de producción de entre 6 y 7 millones de toneladas por año [2]. El otro productor es Minerales Monclava (MIMOSA) subsidiaria de la compañía mexicana “Grupo Acereros del Norte”. El carbón MICARE tiene alrededor de 8 % de humedad, 1 % de azufre, 37 % de cenizas y un valor calorífico cerca de 7,500 BTU / libra de carbón quemado, que según la clasificación internacional del carbón, éste valor calorífico corresponde al carbón de bajo rango que incluye a los carbones sub-bituminosos, lignitos y carbones cafés. La producción de completa de carbón se usa prácticamente para la producción de acero y la generación de energía eléctrica, para satisfacer esta demanda México importa volúmenes pequeños de E. U. A., Canadá y Colombia. En la Tabla D1 se presentan los datos de producción y consumo de carbón en México de 1990 a 2001, publicados en los reportes anuales de datos de energía por país del DOE/EIA.

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Tabla D1. Producción y Consumo de Carbón en México 1990 – 2001 (MM toneladas cortas). 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Producción 8.59 7.80 7.24 7.84 10.07 10.26 11.14 11.48 12.38 11.38 12.50 12.81 Bituminoso 8.59 7.80 7.24 7.84 10.07 10.26 11.14 11.48 12.38 11.38 12.50 12.81 Consumo 8.59 8.22 8.85 9.20 11.30 12.30 13.64 14.07 14.70 13.72 14.81 14.81 En los Balances Nacionales de Energía de cada año aparecen como cifras de producción de carbón la suma de las cantidades de carbón lavado tanto siderúrgico como térmico, el primero tiene como destino alimentar a las plantas coquizadoras, y el segundo ser combustible para las centrales eléctricas. En la tabla D2 se muestra la composición de la producción considerada en los Balances Nacionales de Energía. Tabla D2. Producción de carbón en México 1990 – 2001 (MM toneladas cortas). 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Producción 7.77 7.46 7.08 7.67 9.93 9.77 10.66 10.33 11.08 11.39 12.50 12.81 Siderúrgico 2.81 2.56 1.86 1.98 2.44 1.81 1.89 2.09 2.36 2.15 2.44 2.34 Térmico 4.96 4.90 5.22 5.69 7.49 7.96 8.77 8.24 8.72 9.24 10.06 10.47 En la figura D1 se muestra la tendencia de las dos series de valores para la producción de carbón reportados por la fuente internacional (DOE) y por la fuente nacional (BNE).

Producción de Carbón por año

0.00

5.00

10.00

15.00

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002año

MM ton cortas

BNE DOE

Figura D1. Producción de carbón anual en México. En esta figura se observa que las cifras son semejantes, las variaciones pueden ser debidas a cuestión de redondeo, por lo que tomamos los datos de los Balances Nacionales de Energía para llevar a cabo los cálculos de las emisiones fugitivas de metano. En la tabla D3 se presentan los datos de producción global de carbón en unidades de millones de toneladas métricas, las emisiones de metano globales calculadas utilizando para la producción en minas subterráneas un factor de emisión medio de 17.5 m3 / ton de carbón minado (10 – 25 m3 / ton de carbón minado) , y un factor de emisión medio de 1.15 m3 / ton de carbón minado (0.3 – 2.0 m3 / ton de carbón minado) de minas en superficie, en conformidad con la metodología del PICC que

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clasifica la producción de carbón en minas subterráneas y minas en superficie, así como sus emisiones de metano en Teragramos equivalentes de CO2. Tabla D3. Producción de carbón, y sus emisiones de metano 1990 – 2001(MM tm). 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Producción (MM tm)

7.05 6.77 6.43 6.96 9.01 8.87 9.67 9.38 10.05 10.33 11.34 11.62

Emisiones de Metano (Gg)

51.76 49.72 47.18 51.13 66.15 65.13 70.98 88.85 73.83 75.82 83.30 85.35

Tg de CO2 Equivalente

1.09 1.04 0.99 1.07 1.39 1.37 1.49 1.45 1.55 1.59 1.75 1.79

El cálculo anterior se hizo considerando que las cifras reportadas corresponden a la producción en las minas, pero si consideramos que los datos reportados en los balances nacionales de energía no son propiamente las cifras de producción en las minas sino que son las cifras correspondientes a pos-minado entonces las emisiones de metano son las que se muestran en la tabla D4. Tabla D4. Producción de carbón, y sus emisiones de metano en pos-minado 1990 – 2001. 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Producción (MM tm)

7.05 6.77

6.43 6.96 9.01 8.87 9.67 9.38 10.05 10.33 11.34 11.62

Emisiones de Metano (Gg)

11.71 11.25 10.68 11.57 14.97 14.74 16.06 15.58 16.71 17.16 18.85 19.31

CO2 Equivalente (Tg)

0.25 0.24 0.22 0.24 0.31 0.31 0.34 0.33 0.35 0.36 0.40 0.41

El cálculo de las emisiones de metano se hizo tomado como factores de emisión los valores superiores de los intervalos considerados en la metodología PICC, para minado subterráneo, 4.0 m3 / ton de carbón minado (0.9 – 4.0), para minado superficial, 0.2 m3 / ton de carbón minado (0.0 – 0.2). Desgraciadamente en este momento no contamos con información referente a las cantidades que son extraídas de las minas, y las cantidades que son pos-minadas, por lo que no podemos diferenciar en cual de los dos rubros colocamos los datos de producción. Una primera aproximación será utilizar las cifras de producción como si ellas fueran realmente las cantidades producidas en las minas, y no tomar en cuenta el pos-minado. Con relación a los valores estimados de las emisiones de metano usando los datos de actividad y los factores de emisión por defecto, estos tienen asociada una incertidumbre que no se puede estimar en detalle por lo que se asume que como un primer estimado la incertidumbre para el factor de emisión es de 55 % y aquella para los datos de actividad de 20 % con una incertidumbre global del 60 %.

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REFERENCIAS. 1. - Balance Nacional de Energía años 1990 – 2001.

2. - Mexico http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/mexico.html; Link: EIA-Country Information on Mexico.

3. - Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories; Methane Emissions: Coal Mining and Handling, pg 134.

4. - Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Reference Manual pg 1.105.

5. – Caterpillar América; Vol. 11, num. 1, pg 12.

emisiones de metano fugitivo y gases precursores de · pdf fileemisiones de metano fugitivo y...

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