Emisiones de Metano Fugitivo y Gases Precursores de Ozono en las Industrias del Petróleo y Gas Natural, y Carbón en México

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1 Inventario Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Emisiones de Metano Fugitivo y Gases Precursores de Ozono en las Industrias del Petróleo y Gas Natural, y Carbón en México Fecha: Noviembre, 2003 Preparado por: Dr. Dick Homero Cuatecontzi Santa Cruz, Instituto Mexicano del Petróleo Preparado para: Instituto Nacional de Ecología

2 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 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. 1

3 TABLA DE CONTENIDO. RESUMEN TABLA DE CONTENIDO LISTA DE TABLAS... 3 LISTA DE FIGURAS GLOSARIO... 5 PREFACIO INTRODUCCIÓN GENERALIDADES METODOLOGÍA RESULTADOS DISCUSIÓN CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES REFERENCIAS APÉNDICE A TABLAS ESTÁNDAR DE REPORTE DEL PICC. APÉNDICE B NOTAS SOBRE INCERTIDUMBRE. APÉNDICE C MEMORIA DE CÁLCULO. APÉNDICE D CÁLCULO DE LAS EMISIONES DE METANO FUGITIVO EN LA INDUSTRIA DEL CARBÓN. REFERENCIAS

4 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 (Gg). Tabla 4.2. Datos de Emisiones de Metano en unidades de Tg de CO 2 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). 3

5 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. 4

6 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. 5

7 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 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. 6

8 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 Pozos en explotación. 185 plataformas marinas km de oleoductos 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 estaciones de servicio km para transportar petróleo crudo km para transportar productos petrolíferos, finalmente. Pemex Petroquímica. 43 plantas petroquímicas. 8 complejos petroquímicos 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 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 % y 6.58 % respectivamente. Ver las cifras indicadas en la tabla siguiente. 7

9 Año Petróleo Mbld Gas Asociado MMpcd Gas no asociado MMpcd 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 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 PJ (80.9 % húmedo amargo, 10.8 % húmedo dulce y 8.3 % condensados). De las refinerías y despuntadoras se obtuvieron 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 ( PJ), productos no energéticos (91.0 PJ) y gas natural seco (68.3 PJ). Las plantas de gas y fraccionadoras produjeron PJ de energía secundaria conformada por PJ de gas licuado de petróleo, PJ de gasolinas y naftas, 2.4 PJ de querosenos, 1.1 PJ de combustóleo, 79.8 PJ de productos no energéticos, y 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 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 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

10 En el año 2003, se ha actualizado del inventario ahora hasta el año 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 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 Tg de CO 2 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 CO 2 equivalente, y en forma global las emisiones de metano en el sistema de gas natural y en el sistema de petróleo corresponden a Tg de CO 2 equivalente [5]. Para el caso de México en el mismo año, la estimación de las emisiones de CO 2 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 CO 2 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. 9

11 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 Pozos Perforación Prueba En Servicio Producción de Gas Natural Gas seco (a) Gas Dulce (b) Gas Amargo Procesamiento del Gas Natural Plantas para gas dulce Plantas para gas amargo Plantas de extracción de corte profundo Transmisión y Almacenamiento del Gas Natural Sistemas de ductos Instalaciones para almacenamiento Distribución del Gas Natural Distribución Rural Distribución Urbana Transporte de Gases Licuados Condensado Gas Licuado de Petróleo Gas Natural Licuado (incluyendo las instalaciones asociadas de licuefacción y gasificación) Producción de Petróleo Petróleo convencional Petróleo pesado (producción primaria) Petróleo pesado (producción mejorada) Crudo bituminoso Crudo sintético (Arenas bituminosas) Crudo sintético (Pizarras bituminosas) Mejoramiento del Petróleo Crudo Crudo bituminoso Petróleo pesado Reclamo del Petróleo gastado Nada Transporte del Petróleo Marino Ductos Camiones y carros tanque Refinación del Petróleo Petróleo pesado 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 (H 2 S y CO 2 ). 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 H 2 S (es decir no requiere tratamiento alguno para satisfacer los requerimientos de venta con relación al contenido de H 2 S. (c) El gas amargo es gas natural que debe ser tratado para satisfacer las restricciones de venta de gas con relación al contenido de H 2 S. Fuente: Guía de la Buena Práctica y Gestión de la Incertidumbre en los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, página 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 10

12 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 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 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 (CO 2 y H 2 S) 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. 11

13 3. METODOLOGÍA 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. 12

14 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. 13

15 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 2 Sistema de Petróleo 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 3 Venteo/quemado en proceso Composiciones del gas Volúmenes reportados Composiciones del gas Pérdidas por almacenamiento Factores de prorrateo para la separación de gas a venteo y a quemado Factores de gas en solución Procesado de líquidos Tamaños de tanque Fugas en equipos 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 Dispositivos operados con gas 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 Composición del gas Liberaciones accidentales y daños a Reportes/Resúmenes de incidentes terceras partes Migración del gas a la superficie y voladura de la ventila del contenedor en Factores de emisión medios y números de pozos superficie Perforación Números de pozos perforados Volúmenes reportados por venteo y a quemadores en las pruebas de detención de la perforación Emisiones típicas de los tanques de lodo. Servicio de los pozos Identificación por tipo de los sucesos en servicio Fugas en ductos Tipo de material de la tubería Longitud de la tubería Arenas/pizarras bituminosas expuestas Área de superficie expuesta 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 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 14

16 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 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 15

17 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 Producción de Petróleo y Gas Natural Emisiones fugitivas Petróleo y otras en el producido mantenimiento en la producción de petróleo Emisiones fugitivas Gas natural y otras en el producido mantenimiento en la producción de gas natural Venteo y combustión en quemadores en la producción de petróleo y gas natural E. U. A., y Canadá Rusia, Europa Central y Oriental Otros Exportadores de Petróleo Países Resto Mundo (2650) f Gas y petróleo producidos (a) Petróleo producido Gas natural producido del (71000) f (902000) f (b) Transporte, Almacenamiento y Refinación del petróleo crudo Transporte Petróleo a (745) 745 tanqueros Refinación Petróleo refinado (745) f Almacenamiento en Petróleo tanques refinado (135) f Procesamiento, Transporte y Distribución del gas natural Procesamiento, Gas producido (b) transporte y (203000) f distribución Gas consumido Escapes en las Gas consumido plantas industriales y en las centrales de electricidad noresidencial (87500) f Escapes en los sectores residencial y comercial Gas consumido residencial (43500) f (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 de gas producido se usa solamente para los estimados altos de emisiones. (c) El factor de emisión de 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 (1994). 16

18 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 % 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 Método para Estimar las Emisiones de SO 2 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 SO 2. 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 17

19 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 SO 2 ), en las plantas recuperadoras de azufre se estima las emisiones del SO 2, 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 Producción de Petróleo y Gas Natural. El petróleo ha registrado un crecimiento moderado en la producción del % en el periodo de 1991 a 2001, pasando de PJ a PJ, el gas natural por su parte creció un % al pasar de PJ a PJ en el mismo periodo. En 1995 hubo una disminución en la producción de petróleo cayendo a 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 usando los datos anuales de los balances de energía 1995, 1996, 1997, 1998, 1999, 2000, y Evolución de la producción de petróleo y gas natural en el periodo PJ año 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 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 18

20 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. Tabla 4.1. Emisiones Fugitivas de Metano para el periodo (Gg) Altas Medias En la figura 4.2 se muestran gráficamente los cambios observados en las emisiones reportadas en la tabla 4.1. EMISIONES ANUALES CALCULADAS DE METANO EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Gg METANO AÑO 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 CO 2 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

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