Dirección de Seguridad y Medio Ambiente

Dirección de Seguridad y Medio Ambiente Determinación de Factores de Emisión para emisiones fugitivas de la industria Petrolera en México Jorge Raúl Gasca Ramírez Moisés Magdaleno Molina 20 de julio de 2012

Contenido Introducción y objetivo 1. Definiciones de Acuerdo al IPCC 2. Información Histórica de Pemex 3. Revisión de Factores de Emisión en la Literatura 4. Revisión de Estudios de Quema de Gas 5. Conclusiones 2

Definiciones de acuerdo con el IPCC De acuerdo la Guía Metodológica del IPCC para Inventarios de Emisiones de Gases con Efecto Invernadero del 2006 dentro de la categoría 1.B.2 se deben reportar las emisiones que se denotan como fugitivas, las que se denotan como venteo así como el quemado de gas natural y de gas residual, emisiones que ocurren en las instalaciones de la industria del petróleo (1B2a)ygasnatural(1B2b). 3

Venteo 1 B 2 (a b) i En esta categoría se reportan los venteos de gas asociado y de gas disuelto en las instalaciones de producción de petróleo cuando no se tiene la capacidad de aprovechar al gas y éste no es quemado. Se reportan los venteos de gas no asociado por fallas en la infraestructura para aprovecharlo y/o quemarlo, así como el venteo de gas residual y vapores en las instalaciones que manejan petróleo y gas natural. 4

Quemado 1 B 2 (a b) ii. En esta categoría se reporta el quemado de gas asociado y de gas disuelto en las instalaciones de producción de petróleo cuando no se tiene la capacidad de aprovechar este gas. Se reporta el quemado de gas no asociado por fallas en la infraestructura, así como el quemado no productivo de gas residual y vapores en las instalaciones que manejan petróleo y gas natural. 5

Fugitivas 1 B 2 (a b) i Las emisiones fugitivas incluyen las fugas de los equipos, las pérdidas por evaporación en el almacenamiento de hidrocarburos y las pérdidas de gas natural cuando éste se usa como medio de propulsión en los sistemas de control, en las bombas de inyección de aditivos y en el arranque de los compresores. Se incluye todo lo que no esta definido como venteo o quema. La Guía IPCC 2006 pide incluir el venteo de las torres de deshidratación con glicol. 6

Comentarios a las Definiciones de la Guía IPCC 2006. La definición más clara es la de quemado, sin embargo en algunos países sólo se reporta el gas no aprovechado obtenido por un balance de masa. Se deben definir en lo posible las proporciones de gas no aprovechado quemado y gas venteado. Pemex prefiere quemar el gas no aprovechado a ventearlo. 7

Comentarios a las Definiciones de la Guía IPCC 2006 (2). La frontera entre emisiones fugitivas y venteo es todavía más difusa, pues por ejemplo en el Compendio para IEGEI del API (2009) muchas de las categorías señaladas como venteo corresponden a las emisiones fugitivas de la Guía 2006 del IPCC. 8

Desglose de las Categorías Con fines de reporte el desglose mínimo que requiere la Guía 2006 del IPCC para la industria del petróleo es: 1B2ai Venteo 1B2aii Quemado 1 B 2 a ii 1 Fugitivas en exploración 1 B 2 a ii 2 Fugitivas en producción de crudo 1 B 2 a ii 3 Fugitivas en transporte de crudo 1B2aii4Fugitivasenrefinación 1 B 2 a ii 5 Fugitivas en distribución de petrolíferos 1B2aii6Otrasfugitivas.Accidentes. 9

Desglose de las Categorías (2) Con fines de reporte el desglose mínimo que requiere la Guía 2006 del IPCC para la industria del gas natural es: 1B2bi Venteo 1B2bii Quemado 1 B 2 b ii 1 Fugitivas en exploración 1 B 2 b ii 2 Fugitivas en producción de gas 1 B 2 b ii 3 Fugitivas en transporte y almacenamiento de gas 1 B 2 a ii 4 Fugitivas en procesamiento de gas 1 B 2 a ii 5 Fugitivas en distribución de gas 1B2aii 6Otrasfugitivas.Accidentes. 10

3. Información Histórica de PEMEX

1. Evolución de la industria petrolera en México México produce principalmente crudo pesado, alcanzó su máximo de producción en 2004. La producción de crudo ligero se ha mantenido constante, y se ha reducido la de superligero 12

Distribución de petróleo crudo La exportación casi siempre ha sido mayor que la importación. La refinación solo ha crecido marginalmente. Entre 1999 y 2006 se envió crudo a maquila a Deer Park, TX. 13

Producción Nacional de gas natural A partir del año 2000, México dejó de ser autosuficiente en gas natural. De 1990 a 2010, la demanda creció en 160 %, mientras que la oferta solamente en 120 %. 14

Demanda de gas natural por sectores Los sectores petrolero, industrial y eléctrico son los principales consumidores de gas natural. La demanda del sector eléctrico ha crecido significativamente entre 2001 y 2010. 15

Producción de gas LP A partir del año 1992, México dejó de ser autosuficiente en gas LP. De 1990 a 2010, la demanda creció en 50 %, mientras que la oferta decreció en 20 %. 16

Demanda de gas LP por sectores El principal consumidor de gas LP es el sector residencial y en mucho menor medida los sectores servicios y autotransporte. La demanda alcanzó su máximo entre 2000 y 2004 17

Perforación de pozos por tipo Los pozos de desarrollo son los que se perforan predominantemente y han crecido significativamente entre 1990 y 2010 día de mes de año Dirección 18

Terminación de pozos por tipo Los pozos terminados siguen el pozos de desarrollo. mismo comportamiento que los 19

Equipos de perforación por tipo El número promedio de equipos de perforación por pozo es entre 5 y 10 veces menor al número de pozos terminados o perforados entre 2000 y 2010. En años anteriores la relación es menor. día de mes de año Dirección 20

Red de ductos por tipo de uso La red de distribución privada de gas natural es la que ha crecido en mayor medida entre 1990 y 2010. 21

Volumen transportado por la red de ductos de GN El crecimiento más significativo en el volumen transportado lo han experimentado las redes de acceso abierto y de usos propios. 22

Emisiones gases de efecto invernadero en PEMEX Las emisiones de GEI de PEMEX crecieron significativamente entre 2006 y 2008 para empezar a reducirse a partir de 2009 100,000,000 90,000,000 Emisiones Totales PEMEX GEI Sector petrolero Total CO2eq CO2 CH4 80,000,000 Toneladas por año 70,000,000 60,000,000 50,000,000 40,000,000 30,000,000 20,000,000 10,000,000 0 2001 2002 2003 2004 2005 Años 2006 2007 2008 2009 2010 día de mes de año Dirección 23

Emisiones de GEI por subsidiaria PEP y Refinación son las subsidiarias que más GEI emiten. Las emisiones de PEP crecieron a partir de 2006 día de mes de año Dirección 24

Gas, CO 2 y N 2 enviado a la atmósfera El volumen de gas quemado registró incrementos importantes entre 1994 y 1998 y entre 2004 y 2008 25

3. Revisión de Factores de Emisión en la Literatura

Fuentes de Información de FE Tanto la industria del petróleo canadiense como la EPA realizaron estudios extensos para desarrollar métodos y factores de emisión para el cálculo de las emisiones fugitivas de las industrias del petróleo y del gas natural. Los estudios de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (2005), del Gas Research Institute en los EUA (1996) y de la EPA (1999) fueron la base para desarrollar los factores de nivel 1 de la Guía 2006 del IPCC. 27

Fuentes de Información de FE (2) Sin embargo, los factores de emisión de nivel 1 de la Guía IPCC 2006 resultaron demasiado agregados, por lo que es difícil efectuar el reporte en el formato del IPCC, además de que existen hasta cuatro ordenes de magnitud en los valores mínimos y máximos que es posible aplicar para ciertas categorías. Dado lo anterior, es conveniente acudir a las fuentes primarias de estos factores para aplicarlos en el caso específico de nuestra Industria Petrolera. 28

Fuentes de Información de FE (3) A finales de la década pasada se publicó el Compendio de la Asociación de la Industria Petrolera Norteamericana (API, 2009), que reúne una gran cantidad de métodos y factores de emisión, aunque con base en los estudios mencionados con anterioridad. Otra fuente de información importante es el Anexo 3 al Inventario de los EUA 2010 en donde se presenta la actualización de algunos FE de esta categoría. 29

Factores de Emisión para Venteo De acuerdo al IPCC (2006) en el caso de conocerse las cantidades de gas venteado los factores de emisión son FE CH4 = 6.60E 01 Gg/10 6 m 3 gas venteado FE CO2 = 4.90E 03 Gg/10 6 m 3 gas venteado La composición molar supuesta del gas natural es: CH4 97.3 %, CO2 0.26 %, N2 1.7% y 0.74% de hidrocarburos más pesados que el CH4. Es posible actualizar estos FE si se conoce la composición real promedio del gas que se ventea. 30

Factores de Emisión para Perforación, Terminación y Mantenimiento de Pozos En la Guía 2006 del IPCC los FE para esta categoría no distinguían entre pozos de gas no asociado y pozos de petróleo. Estaban expresados por unidad de producción de petróleo, lo cual obligaba a suponer que la relación de producción de gas natural con respecto a petróleo era similar a la canadiense. 31

Factores de Emisión de CH4 en la Perforación de Pozos de Gas 32

Factores de Emisión de CO2 en la Perforación de Pozos de Gas 33

Factores de Emisión de N2O en la Perforación de Pozos de Gas 34

Factores de Emisión de CO2 en la Terminación de Pozos de Gas 35

Factores de Emisión de CO2 en el Mantenimiento de Pozos de Gas 36

Factores de Emisión de CO2 en el Mantenimiento de Pozos de Gas (2) 37

Factores de Emisión de CH4 en la Producción de Gas Natural 38

3. Revisión de estudios de quema de gas

Factores de emisión API/IPCC Los factores de emisión de API e IPCC consideran eficiencias de 98 % para países desarrollados y menores a 98 % para los demás, excepto para quemadores en Refinerías con 99.5 %. Eficiencia de Factor de emisión metano destrucción Institución Tipo de fluido global % kg/ton Kg/TJ g/m 3 Unidades denominador API 2009/IPCC (D) Gas asociado 98 ND ND 0.0008 gas producido API 2009/IPCC (D) Gas dulce 98 ND ND 0.0012 gas procesado API 2009/IPCC (D) Gas amargo 98 ND ND 0.0024 gas procesado API 2009/IPCC (D) Crudo convencional 98 ND ND 25.0000 crudo producido API 2009/IPCC (D) Crudo pesado 98 ND ND 140.0000 crudo producido API 2009/EPA (D) Crudo a refinería 99.5 ND ND 22.8000 crudo alimentado API 2009/IPCC (T/ED) Gas asociado <98 ND ND 0.00076 a 0.001 gas producido API 2009/IPCC (T/ED) Gas dulce <98 ND ND 0.0012 a 0.0016 gas procesado API 2009/IPCC (T/ED) Gas amargo <98 ND ND 0.0024 a.0022 gas procesado API 2009/IPCC (T/ED) Crudo convecional <98 ND ND 25 a 34 crudo producido API 2009/IPCC (T/ED) Crudo pesado <98 ND ND 140 a 190 crudo producido 40

Otros factores de emisión Los factores de emisión de organismos internacionales para gas asociado, no asociado y gas natural presentan eficiencias predominantes de 98 % Institución Tipo de fluido Eficiencia de destrucción global Factor de emisión metano % kg/ton Kg/TJ g/m 3 Unidades denominador ARPEL Gas asociado amargo 92.94 9.06 180.41 9.9000 gas quemado ARPEL Gas asociado dulce 90.43 7.87 156.72 8.6000 gas quemado CAPP (Canadá) Gas dulce asociado 98 12.29 233.22 10.8500 gas quemado CAPP (Canadá) Gas natural 98 15.40 292.33 13.6000 gas quemado NPI (Australia) Gas asociado producido 98 ND ND ND NA NPI (Australia) Gas no asociado 98 ND ND ND NA BP Gas asociado 98 ND ND ND NA BP Gas no asociado 98 ND ND ND NA Noruega Gas natural ND ND 6.00 0.2400 gas quemado EEMS UKOAA Gas natural 98 18.00 ND ND NA EEMS UKOAA Gas asociado 98 10.00 ND ND NA Shell Gas asociado 98 14.00 ND 4.9858 gas quemado Shell Gas no asociado 98 18.00 ND 1.6619 gas quemado AP-42 EPA Propano/propileno 99.5 1.53 ND ND NA 41

Estudios de quemadores Las eficiencias en campo y en laboratorio son de 62.2 a 99.9 y son función de la velocidad del viento, dilución y poder calorífico. Investigador principal/lugar Tipo de fluido/equipo Eficiencia de combustión global Eficiencia de destrucción global Eficiencia de destrucción de CH4 Velocidad del viento % % % m/s Strosher/Canadá Gas natural/a escala 98.20 ND ND Difusión Strosher/Canadá Gas natural con 23 % condensado/a escala 89.50 ND ND Difusión Strosher/Canadá Gas natural con 23 % condensado/a escala 86.20 ND ND 0.5 a1.0 Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 84.10 ND ND 2 Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 70.60 ND ND 3.5 a 7.2 Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 67.20 ND ND 2.3 Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 66.10 ND ND 2.3 Strosher/Canadá Gas asociado amargo con condensados/campo 62.20 ND ND ND Strosher/Canadá Gas asociado amargo con condensados/campo 62.70 ND ND ND Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 63.90 ND ND 1.5 a 1.9 Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 65.00 ND ND 1.5 a 1.10 Strosher/Canadá Gas asociado amargo/campo 71.00 ND ND 1.5 a 1.11 Chambers/Canadá Gas asociado amargo/campo ND 93.71 93.13 1.4 a 3.5 Chambers/Canadá Gas asociado amargo/campo ND 92.62 92.28 1.1 a 3.7 Chambers/Canadá Gas asociado amargo/campo ND 92.36 92.02 1.5 a 3.3 Chambers/Canadá Gas asociado amargo/campo ND 90.61 86.13 6 a 9.2 Chambers/Canadá Gas asociado amargo/campo ND 80.32 55.02 5 a 6.5 Chambers/Canadá Gas asociado dulce/campo ND 98.71 98.10 0.3 a 2.1 Johnson/Canadá Gas asociado amargo/escala ND 88 a 99.9 ND 2 a 11 42

3. Conclusiones

Conclusiones 1. De acuerdo con la guía del IPCC, para realizar un inventario Tier 2 se debe contar con información de volúmenes manejados de crudo y gas para todas las categorías excepto quemado y venteo en el que se debe incluir relación gas/aceite, volúmenes venteados, quemados, conservados, reinyectados y usados y composiciones de gas. Se cuenta con la mayor parte de esta información, aunque hay deficiencias en los volúmenes reinyectados y las composiciones. 2. El mayor volumen de emisiones fugitivas proviene de la quema de gas, por lo cual es muy importante establecer una metodología ad hoc para cuantificar estas emisiones. 44