"ACUERDO CNH /17 POR EL QUE SE MODIFICAN Y ADICIONAN DIVERSOS ARTÍCULOS DE LOS LINEAMIENTOS TÉCNICOS EN MATERIA DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS".

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2 7/SEP/17 Comentarios al: "ACUERDO CNH /17 POR EL QUE SE MODIFICAN Y ADICIONAN DIVERSOS ARTÍCULOS DE LOS LINEAMIENTOS TÉCNICOS EN MATERIA DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS". Artículo 3. [ ] Propuesta CNH [I. a XIX] XIX bis. Hidrocarburos Gaseosos: Son todos los hidrocarburos en estado gaseoso a las condiciones de referencia, incluyendo los Condensados y, descontando sus impurezas. Comentarios Dado que es este Lineamiento hace distinción entre Hidrocarburo Gaseoso y Gas Natural, sería conveniente incluir la definición de Gas Natural que de acuerdo a la NORMA Oficial Mexicana NOM-003-ASEA-2016, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos, dice: Gas Natural: La mezcla de gases que se obtiene de la Extracción o del procesamiento industrial y que es constituida principalmente por metano. Usualmente esta mezcla contiene etano, propano, butanos y pentanos. Asimismo, puede contener dióxido de carbono, nitrógeno y ácido sulfhídrico, entre otros. Puede ser Gas Natural Asociado, Gas Natural No Asociado o Gas asociado al carbón mineral. De acuerdo a la definición de Gas Natural de la Norma de ASEA, y a la de Hidrocarburos Gaseosos de CNH, la diferencia se distingue en el contenido de impurezas, que el gas natural si puede contener?, de ser así, entonces se estará hablando de un gas seco o dulce. Se sugiere incluir la definición de Gas Natural y sus componentes. Artículo 10. De la Información de medición de producción a reportar por los Operadores Petroleros. El Operador Petrolero transmitirá a la Comisión la información sobre la Medición de los Hidrocarburos de conformidad con lo siguiente: I. Información que se deberá remitir diariamente. El Operador Petrolero deberá remitir diariamente la información de volumen y calidad (composición química) de los Hidrocarburos, así como el poder calorífico para los Hidrocarburos Gaseosos en el Punto de Medición, a través de medios electrónicos, de acuerdo con el formato establecido en el Anexo I de los presentes Lineamientos. Se sugiere precisar el medio electrónico para remitir la información. En el punto I, composición química, se refiere tanto de líquido como de gas?, de acuerdo al punto V, inciso a, como composición química del líquido se refiere a porcentaje de azufre. Para remitir diariamente la composición química se requiere instalar equipos en línea, para el caso de líquidos es un proceso más complejo, y hasta ahora no existen equipos que lo hagan en línea, por lo que se debe aclarar que la composición química, es únicamente del gas, entendida como análisis cromatográfico del gas.

3 III. Información que se deberá remitir anualmente [ ] a. [ ] b. [ ] c. [ ] i. Volumen y calidad (composición química) de Hidrocarburos, así como el poder calorífico para los Hidrocarburos Gaseosos, extraídos o producidos por el Operador Petrolero distinguiendo la producción de Petróleo, Condensado, Gas Natural y agua por día en el año; Se sugiere definir composición química. Se menciona volumen y calidad de hidrocarburos e hidrocarburos gaseosos, sin embargo, el término hidrocarburo, como tal, se refiere al producto extraído de las formaciones geológicas tanto en estado líquido conocido como petróleo, como en estado gaseoso conocido como gas natural, el término hidrocarburo gaseoso, debe referirse a ambos productos en sus respectivos estados, ya sea líquido o gas. La otra clasificación en la literatura técnica de los hidrocarburos, se basa en los tipos de enlace de los átomos de carbono, de donde se desprende la clasificación en alifáticos y aromáticos, con sus respectivas subclasificaciones. La sugerencia es utilizar un sólo término para la fase gaseosa, porque no queda clara la distinción entre hidrocarburo gaseoso y gas natural ; como hasta ahora lo hemos manejado, y con el cual nos hemos familiarizado es Gas Natural. V. De la información a reportar. Para efecto de los reportes de información a que hacen referencia las fracciones I, II y III del presente artículo, el Operador Petrolero deberá considerar las cantidades equivalentes de Petróleo, Condensado, Gas Natural y agua, expresadas en las unidades de medida requeridas para cada tipo de Hidrocarburo conforme a lo siguiente: a. Para el caso del Petróleo, se reportarán los volúmenes en Barriles y el grado API y el contenido de azufre en porcentaje; c. Para el caso del Gas Natural, el volumen se reportará en pies cúbicos y el poder calorífico en BTU/ft 3. Asimismo, se reportará el volumen y el poder calorífico por el total y por cada uno de sus componentes (metano, etano, propano, butano, isobutano, entre otros) en las mismas unidades de medida; d. Tratándose del caso en el que el Punto de Medición se tengan corrientes de Gas Natural, o con la mezcla de Gas Natural y Condensados, la información presentada deberá estar sustentada en el análisis cromatográfico señalado en el Artículo 32 de los presentes Lineamientos; e. Para efecto de los reportes referidos en el presente artículo, se utilizará Barril y BTU. Lo anterior, conforme a lo señalado en el artículo 3, fracciones VI y VII de los presentes Lineamientos, y El término equivalente se presta a confusión. No se indica que la información requerida de hidrocarburos, sea a las condiciones de referencia. En inciso a, precisar el volumen de petróleo en qué rango de tiempo, y porcentaje de azufre, de masa, de volumen? En inciso c, si el metano, etano, propano, butano, isobutano, entre otros, se identifican como los componentes del Gas Natural, cuáles son los Componentes del Hidrocarburo Gaseoso? Se sugiere que se precise el término entre otros, definiendo el máximo componente al cual se desea que se reporte. El inciso d es lo mismo que el c, pide un análisis cromatográfico del gas. El inciso e, es redundante, está demás.

4 f. Para la determinación y expresión del Poder Calorífico de los Hidrocarburos Gaseosos, el cálculo se realizará de acuerdo a la API MPMS 14.5, Cálculo del valor calorífico bruto, densidad relativa, compresibilidad y el contenido teórico de hidrocarburos líquidos para una mezcla de gas natural para transferencia de custodia (Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer) y la GPA Standard En el inciso f, se menciona en qué se debe sustentar la metodología de cálculo, pero no define qué es lo que se va a reportar? Considero que éste inciso no debe mencionarse en el apartado de información a reportar. Cuesta un poco descifrar, qué es lo que se tiene que reportar en el punto V?, porque ya lo indican en los puntos previos I, II y III, definiendo qué, cómo y cuándo remitir o reportar la información. Entre remitir y reportar no encuentro diferencia. En conclusión, los puntos previos I, II, y III, debieran complementarse con lo mencionado en el punto V, para que queden mejor definidos y prescindir del punto V. Artículo 11. [ ] I. Condiciones de referencia o estándar: II. a. Temperatura C (60 F), y b. Presión kpa absoluta (1 atmósfera). Volumen para Hidrocarburo líquido en Barril ( Litros); III. Volumen para Gas Natural e Hidrocarburo Gaseoso en ft3, y IV. [Párrafo derogado] Poder calorífico del Gas Natural e Hidrocarburo Gaseoso en BTU/ft3. Artículo 13. De las conversiones de volumen, calidad (composición química) y poder calorífico de los Hidrocarburos. Para efecto de la conversión de volumen de los hidrocarburos líquidos, el Operador Petrolero deberá aplicar lo establecido en el capítulo 11 del Manual de los estándares de Medición del Petróleo (Manual of Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute). I. [Derogado] II. III. [Derogado] [Derogado] En el punto III y IV, está claro que sólo son condiciones para gas natural, aplican también para hidrocarburo gaseoso? La Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE- 2010, Especificaciones del gas natural, en sus definiciones, establece: En el numeral 4.2. Condiciones de referencia, establece que, los equipos nuevos de medición que sean instalados deberán estar calibrados en condiciones estándar. Y del capítulo 3. Definiciones, establece: 3.8. Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural correspondientes a la presión absoluta de 101,325 kpa y temperatura de 288,15 K; Tanto la Norma como el Lineamiento hacen referencia a las condiciones estándar, pero para México estas condiciones quedan fuera de contexto. En el artículo 13, 25 y 27, dejan claro que Gas Natural e Hidrocarburos Gaseosos son dos elementos distintos, sin embargo en artículos posteriores del lineamiento pareciera que se usa indistintamente Hidrocarburo Gaseoso y Gas Natural, como en el artículo 32 y 34.

5 IV. [Derogado] V. [Derogado] Para efecto de la conversión del poder calorífico del Gas Natural y los Hidrocarburos Gaseosos, el Operador Petrolero deberá aplicar la metodología establecida en la API MPMS 14.5, utilizando las propiedades físicas señaladas en la tabla GPA referida en la citada API. Artículo 25. De la Medición del Gas Natural y de los Hidrocarburos Gaseosos. El Operador Petrolero medirá y reportará a la Comisión el volumen del Gas Natural y de los Hidrocarburos Gaseosos producidos, aprovechados, reinyectados, quemados y venteados, producto de las actividades de Exploración y de Extracción de Hidrocarburos, conforme a lo siguiente: I. [ ] II. III. El Gas Natural y los Hidrocarburos Gaseosos aprovechados deberán medirse directamente a través de medidores de flujo. Salvo lo dispuesto en la fracción anterior, la medición del Gas Natural y de los Hidrocarburos Gaseosos podrá ser directa o indirecta, en forma continua o intermitente. IV. En todos los casos se deberá determinar la composición química del Gas Natural y de los Hidrocarburos Gaseosos, ya sea por muestreo y su posterior análisis de laboratorio o por analizadores continuos. V. [ ] VI. VII. [ ] Para reportar el Gas Natural producido, aprovechado, reinyectado o quemado se deberán desglosar Hidrocarburo Gaseoso, los Condensados y el nitrógeno, en su caso. [ ] Artículo 27. De la determinación de la calidad del Gas Natural procedente de pozos o de los separadores. Para cada corriente de Gas Natural proveniente de los pozos o de los separadores se deberá determinar, entre otros, la densidad, humedad y su composición química, incluyendo impurezas, mismas que serán requeridos en el Dictamen Técnico correspondiente. Los medidores de flujo hacen la medición pero no hacen distinción entre Gas Natural e Hidrocarburo Gaseoso, el dato directo se obtiene del computador de flujo. El requerimiento del artículo 10, en cuanto a informes diarios de composición química, obliga a instalar analizadores continuos. En el punto VI. Se infiere que los componentes del Gas Natural son Hidrocarburo Gaseoso, Condensados y nitrógeno. El primero, segundo y tercer párrafo del artículo 27, no aplica para hidrocarburos gaseosos? Considero que el artículo 27 de los Lineamientos de Medición de Hidrocarburos, debiera remitirse a la aplicación de la NORMA Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural, que aplica para puntos de transferencia de custodia.

6 La densidad podrá ser medida por un densímetro en línea o calculada con una ecuación de estado, conjuntamente con los datos de temperatura y presión del fluido medido. La presión y la temperatura deberán ser representativas de las condiciones del gas en la línea. La composición será determinada mediante análisis cromatográfico. El Poder calorífico del Gas Natural y de los Hidrocarburos gaseosos en su conjunto y de cada uno de sus componentes y, en su caso, de los Condensados, deberá determinarse a partir de la composición obtenida por análisis cromatográfico, un analizador automático o mediante calorímetro conforme la API MPMS 14.5 y la GPA Artículo 32. [ ] Adicionalmente, el Operador Petrolero deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico des Gas Natural en laboratorio, mismo que deberá remitir a la Comisión. Cuál sería la diferencia vs el cromatógrafo de gas en línea, siendo que se funcionan bajo el mismo principio de operación?, columnas empacadas, gas inerte de arrastre, desplazamiento y detección de los componentes a diferentes tiempos de retención, con sus respectivas corridas de limpieza que hacen de forma programada. La sugerencia es prescindir del análisis cromatográfico de Gas Natural mensual en laboratorio y dar certidumbre al reportado diariamente. Se observa que el artículo 32, no aplica para hidrocarburos gaseosos. Artículo 34. [ ] Cada uno de los Balances que realice el Operador Petrolero deberá contar con su correspondiente procedimiento y metodología en función de los fluidos y los procesos, de forma tal que permita determinar las características generales del Balance realizado y sus resultados. Los Balances deben ser realizados en modo de masa o en modo volumen, a condiciones de referencia y por cada tipo de fluido, tales como Hidrocarburos líquidos, Hidrocarburos Gaseosos, agua, nitrógeno y otros no Hidrocarburos. Se observa que el artículo 34, no aplica para el Gas Natural. Santiago Rojas González Ingeniería de Producción