Informe final Emisiones Fugitivas

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
2000 –2001
Fecha: Noviembre, 2003
Preparado por: Dr. Dick Homero Cuatecontzi Santa
Cruz, Instituto Mexicano del Petróleo
Preparado para: Instituto Nacional de Ecología
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.
1
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
2
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).
3
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
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
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.
6
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.
7
Año
Petróleo Mbld
Gas Asociado MMpcd
Gas
no
asociado
MMpcd
1990
2548
2929
572
1991
2677
3039
594
1992
2668
3025
559
1993
2673
3093
483
1994
2685
3108
517
1995
2617
3154
605
1996
2858
3478
717
1997
3022
3631
837
1998
3071
3703
1087
1999
2906
3526
1265
2000
3012
3380
1299
2001
3127
3239
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.
8
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.
9
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
(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
10
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.
11
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:
¾ Las emisiones generadas durante la operación normal en las instalaciones provienen de:
¾ Venteo y combustión en los diferentes quemadores (elevados, de emergencia, en piso).
¾ Los escapes crónicos o desfogues de proceso.
¾ Las emisiones generadas en las actividades de mantenimiento.
¾ 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:
¾ 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.
¾ 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.
¾ Las emisiones por desfogue de proceso, estas son fuentes menores de metano en la mayoría
de las instalaciones de producción.
¾ Las emisiones por arranque o detención de motores recíprocos o turbinas.
¾ 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
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
Tabla 3.1. Requerimientos de datos de actividad para cada método.
Tier
Categoría de Fuente Primaria
1
2
Todas
Sistema de Petróleo
3
Venteo/quemado en proceso
Pérdidas por almacenamiento
Fugas en equipos
Dispositivos operados con gas
Liberaciones accidentales y daños a
terceras partes
Migración del gas a la superficie y
voladura de la ventila del contenedor en
superficie
Perforación
Requerimiento mínimo de datos de
actividad
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
Composiciones del gas
Volúmenes reportados
Composiciones del gas
Factores de prorrateo para la separación de
gas a venteo y a quemado
Factores de gas en solución
Procesado de líquidos
Tamaños de tanque
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
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
Reportes/Resúmenes de incidentes
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
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
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
14
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
15
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
E. U. A., y Rusia,
Otros
Países Resto
del
Occidental
Canadá
Europa
Exportadores
Mundo
Central y de Petróleo
Oriental
Producción de Petróleo y Gas Natural
Emisiones fugitivas Petróleo
300 - 5000
300 - 5000
300 - 5000 300 – 5000
300 - 5000
y otras en el producido
(2650)f
mantenimiento en la
producción
de
petróleo
Emisiones fugitivas Gas
natural 15000
- 46000
- 140000 - 46000 – 96000
46000
y otras en el producido
27000
84000
314000
(71000)f
96000
mantenimiento en la
producción de gas
natural
Venteo
y Gas y petróleo
3000 - 14000
combustión
en producidos(a)
quemadores en la Petróleo
1000 - 3000
producción
de producido
petróleo
y
gas Gas
natural
6000
- 758000
– 175000
natural
producido
30000
1046000
209000
(902000)f
Transporte, Almacenamiento y Refinación del petróleo crudo
Transporte
Petróleo
a 745
745
745
745 (745)
745
tanqueros
Refinación
Petróleo
90 - 1400
90 - 1400
90 - 1400
90 – 1400
90 - 1400
refinado
(745)f
Almacenamiento en Petróleo
20 - 250
20 - 250
20 - 250
20 – 250
20 - 250
tanques
refinado
(135)f
Procesamiento, Transporte y Distribución del gas natural
Procesamiento,
Gas producido
288000 - 288000(b)
288000(b)
f
transporte
y
628000
(203000)
distribución
Gas consumido 72000
- 57000
118000©
118000©
133000
118000
Escapes
en
las Gas consumido
175000 - 0 – 175000
0 - 175000
plantas industriales no384000
(87500)f
y en las centrales de residencial(d)
electricidad
Escapes
en
los Gas consumido
87000
- 0 – 87000
0 - 87000
sectores residencial residencial€
192000
(43500)f
y comercial
(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).
16
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
17
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.
Evolución de la producción de petróleo y gas natural en el periodo 1990 -2001
7000
6000
5000
4000
PJ
3000
2000
1000
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
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.
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
18
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 1990 - 2001 (Gg)
1990
Altas 2325.3
Medias 1845.6
1991
2256.5
1785.8
1992
2221.3
1756.9
1993
2360.8
1870.4
1994
2437.4
1929.5
1995
2405.0
1902.3
1996
2711.4
2150.7
1997
2802.1
2220.0
1998
2938.0
2325.8
1999
2958.2
2347.6
2000
2879.7
2274.9
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
3000
2500
2000
Gg METANO 1500
1000
500
0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
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 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.
19
2001
2803.3
2211.6
Tabla 4.2. Datos de Emisiones de Metano en unidades de Tg de CO2 Equivalente.
Año
Tg de CO2 Equivalente.
1990
1991
1992
1993
Altas
48.8
47.4
46.6
49.6
Medias
38.8
37.5
36.9
39.3
1994
1995
1996
1997
1998
1999
51.2
50.5
56.9
58.8
61.7
62.1
40.5
39.9
45.2
46.6
48.8
49.3
2000
2001
60.5
58.9
47.8
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.
20
Tabla 4.3. Datos de Pemex de las cifras de Gas Venteado.
Año
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
CO2
175.70
175.70
186.04
155.03
186.04
175.70
485.77
1085.23
1085.23
1043.89
981.88
806.17
Millones de metros cúbicos.
Gas Asociado
921.93
909.53
930.20
1281.61
1219.60
2025.77
2812.30
4384.34
6821.46
4837.04
4651.00
3586.44
Total
1097.64
1085.23
1116.24
1436.64
1405.63
2201.47
3298.07
5469.57
7906.70
5880.93
5632.88
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.
21
Metano en Venteo de gas asociado
3500
3000
2500
2000
Gg
1500
1000
500
0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
año
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.
Tabla 4.4. Emisiones de los precursores de ozono y bióxido de azufre en refinación (Gg).
CO
NOx
COVNM
SO2
1990
5.65
3.77
38.91
58.37
Emisiones de Precursores de Ozono y SO2 en la Refinación
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
5.75
5.76
5.85
6.09
5.74
5.74
5.70
5.92
5.76
3.83
3.84
3.90
4.06
3.83
3.82
3.80
3.95
3.84
39.59 39.65 40.30 41.98 39.55 39.52 39.28
40.79 39.68
59.39 59.48 60.44 62.96 59.33 59.28 58.92
61.18 59.52
2000
5.69
3.79
39.20
58.80
2001
5.78
3.85
39.82
59.74
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.
22
Tabla 4.5. Emisiones de los precursores de ozono y bióxido de azufre en Desintegración Catalítica (Gg).
1990
CO
NOx
COVNM
SO2
672.04
3.16
9.47
23.66
Precursores de Ozono y SO2 en Desintegración Catalítica.
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
617.46
2.90
8.70
21.74
617.46
2.90
8.70
21.74
753.92
3.54
10.62
26.55
846.02
3.97
11.92
29.79
846.02
3.97
11.92
29.79
857.40
4.03
12.08
30.19
836.93
3.93
11.79
29.47
836.93
3.93
11.79
29.47
1999
2000
2001
836.93
3.93
11.79
29.47
852.85
4.00
12.01
30.03
852.85
4.00
12.01
30.03
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.
Tabla 4.6. Emisiones de bióxido de azufre en Recuperación de azufre (Gg).
SO2
1990
10.70
1991
14.73
Emisiones de SO2 en Plantas de Recuperación de Azufre
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
17.93 20.29 23.91 22.80 22.24 24.05
24.05
1999
24.19
2000
25.72
2001
26.13
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).
Tabla 4.7. Emisiones de COVNM en Almacenamiento de petróleo (Gg).
C FL SP
C FI
Total
Emisiones de COVNM del Almacenamiento y Manejo del Petróleo en Refinería
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
30.95 31.49 31.54 32.05 33.39 31.46 31.44 31.24
32.44 31.56 31.18 31.68
90.88 92.47 92.60 94.11 98.03 92.38 92.30 91.73
95.26 92.67 91.54 93.01
121.83 123.96 124.14 126.16 131.42 123.84 123.74 122.98 127.71 124.23 122.72 124.68
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
23
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)
Venteo
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
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
608.5
Petr
19.3
20.2
20.2
20.2
19.9
19.2
20.9
22.3
22.6
21.8
22.7
23.3
Emisiones acumuladas de metano por venteo, producción de gas y
producción de petróleo
2500
2000
1500
Gg
1000
500
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
año
Venteo
Prodn Gas
Prodn Petr
Figura 5.1. Emisiones anuales globales por venteo, producción de gas y de petróleo.
24
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:
Subsidiaria Pemex
PEP
PR
PGPB
PPQ
Total
Emisiones de CO2 (Millones de toneladas).
1999
2000
13.87
14.23
15.09
14.18
6.27
6.49
6.32
6.53
41.55
41.43
2001
13.26
13.69
6.41
6.68
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.
25
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.
26
APÉNDICE A.
27
1990
28
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
1990
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
PJ oil refined
Production
(b)
/ Processing
PJ gas produced
1477.1
Transmission and
PJ gas produced
Distribution
1477.1
PJ gas consumed
Other Leakage
- non-residential gas
consumed
1003.5
- Residential gas
consumed
33.9
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
14.77
745
2,081,157.50
2.08
2,048,824.50
2.05
745
Kg CH 4 / PJ refined
2750.1
GAS
14,769,775.00
Kg CH 4 / PJ refined
2750.1
Storage
2650
Kg CH 4 / PJ
2793.5
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
5573.5
Transport
0.00
PJ oil and gas produced
371,263.50
0.37
TOTAL CH4 FROM OIL
19.27
135
Kg CH 4 / PJ
71000
104,874,100.00
104.87
203000
299,851,300.00
299.85
87500
87,806,250.00
87.81
43500
Kg CH 4 / PJ
1,474,650.00
1.47
TOTAL CH4 FROM GAS
494.01
0.00
0.00
1,332,344,200.00
1,332.34
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1477.1
902000
- 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.
29
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
SHEETS
COUNTRY
YEAR
1 of 4
Mexico
1990
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
62760 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
5,648.40
3,765.60
38,911.20
0.93
58,366.80
Emissions
(Gg)
E=D/1000
5.65
3.77
38.91
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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
1990
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
15780 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
672,228.00
3,156.00
9,468.00
23,670.00
E=D/1000
672.23
3.16
9.47
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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
30
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
1990
B
Emission Factor
(kg/t)
77000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
10,703,000.00
10.70
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
1990
B
Storage Type
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
0 Secondary Seals
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
44220 Primary Seals
0.7
30,954.00
30.95
18540 Fixed Roof
4.9
90,846.00
90.85
31
1992
32
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
1992
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
Storage
PJ oil refined
15.49
745
2,232,392.50
2.23
2,085,255.00
2.09
745
Kg CH 4 / PJ refined
2799
PJ gas consumed
1397.3
Transmission and
PJ gas produced
Distribution
Other Leakage
1397.3
PJ gas consumed
- non-residential gas
consumed
1050.3
- Residential gas
consumed
37.5
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
15,487,395.00
Kg CH 4 / PJ refined
2799
GAS
(b)
/ Processing
Production
2650
Kg CH 4 / PJ
2996.5
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
5844.3
Transport
0.00
PJ oil and gas produced
377,865.00
0.38
TOTAL CH4 FROM OIL
20.18
135
Kg CH 4 / PJ
71000
99,208,300.00
99.21
203000
283,651,900.00
283.65
87500
91,901,250.00
91.90
43500
Kg CH 4 / PJ
1,631,250.00
1.63
TOTAL CH4 FROM GAS
476.39
0.00
0.00
1,260,364,600.00
1,260.36
0.00
0.00
TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS
1,756.94
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1397.3
902000
- Combined
(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.
33
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
SHEETS
COUNTRY
YEAR
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
1 of 4
Mexico
1992
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
63950 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
5,755.50
3,837.00
39,649.00
0.93
59,473.50
Emissions
(Gg)
E=D/1000
5.76
3.84
39.65
59.47
(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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
1992
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
14490 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
617,274.00
2,898.00
8,694.00
21,735.00
E=D/1000
617.27
2.90
8.69
21.74
(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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
34
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
1992
B
Emission Factor
(kg/t)
129000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
17,931,000.00
17.93
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
1992
B
Storage Type
0 Secondary Seals
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
45050 Primary Seals
0.7
31,535.00
31.54
18900 Fixed Roof
4.9
92,610.00
92.61
35
1994
36
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
1994
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
PJ oil refined
PJ gas produced
1537.4
Transmission and
PJ gas produced
Distribution
Other Leakage
1537.4
PJ gas consumed
- non-residential gas
consumed
1143.6
- Residential gas
consumed
35.7
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
15.25
745
2,087,043.00
2.09
2,165,417.00
2.17
745
Kg CH 4 / PJ refined
2906.6
GAS
(b)
/ Processing
Production
15,251,545.00
Kg CH 4 / PJ refined
2906.6
Storage
2650
Kg CH 4 / PJ
2801.4
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
5755.3
Transport
0.00
PJ oil and gas produced
392,391.00
0.39
TOTAL CH4 FROM OIL
19.90
135
Kg CH 4 / PJ
71000
109,155,400.00
109.16
203000
312,092,200.00
312.09
87500
100,065,000.00
100.07
43500
Kg CH 4 / PJ
1,552,950.00
1.55
TOTAL CH4 FROM GAS
522.87
0.00
0.00
1,386,734,800.00
1,386.73
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1537.4
902000
- Combined
0.00
0.00
TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS
1,929.50
(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.
37
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
SHEETS
COUNTRY
YEAR
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
1 of 4
Mexico
1994
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
67700 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
6,093.00
4,062.00
41,974.00
0.93
62,961.00
Emissions
(Gg)
E=D/1000
6.09
4.06
41.97
62.96
(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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
1994
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
19860 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
846,036.00
3,972.00
11,916.00
29,790.00
E=D/1000
846.04
3.97
11.92
29.79
(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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
38
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
1994
B
Emission Factor
(kg/t)
172000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
23,908,000.00
23.91
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
1994
B
Storage Type
0 Secondary Seals
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
47700 Primary Seals
0.7
33,390.00
33.39
20000 Fixed Roof
4.9
98,000.00
98.00
39
1996
40
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
1996
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
PJ oil refined
PJ gas produced
1719.4
Transmission and
PJ gas produced
Distribution
Other Leakage
1719.4
PJ gas consumed
- non-residential gas
consumed
1212.8
- Residential gas
consumed
35.9
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
16.11
745
2,446,431.00
2.45
2,017,758.00
2.02
745
Kg CH 4 / PJ refined
2708.4
GAS
(b)
/ Processing
Production
16,109,880.00
Kg CH 4 / PJ refined
2708.4
Storage
2650
Kg CH 4 / PJ
3283.8
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
6079.2
Transport
0.00
PJ oil and gas produced
365,634.00
0.37
TOTAL CH4 FROM OIL
20.94
135
Kg CH 4 / PJ
71000
122,077,400.00
122.08
203000
349,038,200.00
349.04
87500
106,120,000.00
106.12
43500
Kg CH 4 / PJ
1,561,650.00
1.56
TOTAL CH4 FROM GAS
578.80
0.00
0.00
1,550,898,800.00
1,550.90
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1719.4
902000
- Combined
0.00
0.00
TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS
2,150.64
(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.
41
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
SHEETS
COUNTRY
YEAR
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
1 of 4
Mexico
1996
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
63750 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
5,737.50
3,825.00
39,525.00
0.93
59,287.50
Emissions
(Gg)
E=D/1000
5.74
3.83
39.53
59.29
(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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
1996
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
20130 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
857,538.00
4,026.00
12,078.00
30,195.00
E=D/1000
857.54
4.03
12.08
30.20
(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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
42
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
1996
B
Emission Factor
(kg/t)
160000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
22,240,000.00
22.24
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
1996
B
Storage Type
0 Secondary Seals
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
44910 Primary Seals
0.7
31,437.00
31.44
18840 Fixed Roof
4.9
92,316.00
92.32
43
1998
44
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
1998
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
PJ oil refined
PJ gas produced
1853.1
Transmission and
PJ gas produced
Distribution
Other Leakage
1853.1
PJ gas consumed
- non-residential gas
consumed
1400.3
- Residential gas
consumed
32.3
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
17.39
745
2,772,741.00
2.77
2,098,590.50
2.10
745
Kg CH 4 / PJ refined
2816.9
GAS
(b)
/ Processing
Production
17,391,685.00
Kg CH 4 / PJ refined
2816.9
Storage
2650
Kg CH 4 / PJ
3721.8
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
6562.9
Transport
0.00
PJ oil and gas produced
380,281.50
0.38
TOTAL CH4 FROM OIL
22.64
135
Kg CH 4 / PJ
71000
131,570,100.00
131.57
203000
376,179,300.00
376.18
87500
122,526,250.00
122.53
43500
Kg CH 4 / PJ
1,405,050.00
1.41
TOTAL CH4 FROM GAS
631.68
0.00
0.00
1,671,496,200.00
1,671.50
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1853.1
902000
- Combined
0.00
0.00
TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS
2,325.82
(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.
45
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
SHEETS
COUNTRY
YEAR
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
1 of 4
Mexico
1998
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
65790 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
5,921.10
3,947.40
40,789.80
0.93
61,184.70
Emissions
(Gg)
E=D/1000
5.92
3.95
40.79
61.18
(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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
1998
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
19650 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
837,090.00
3,930.00
11,790.00
29,475.00
E=D/1000
837.09
3.93
11.79
29.48
(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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
46
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
1998
B
Emission Factor
(kg/t)
173000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
24,047,000.00
24.05
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
1998
B
Storage Type
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
0 Secondary Seals
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
46350 Primary Seals
0.7
32,445.00
32.45
19440 Fixed Roof
4.9
95,256.00
95.26
47
2000
48
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
2000
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
Storage
PJ oil refined
PJ gas produced
PJ gas produced
2,705,169.50
2.71
2,067,896.50
2.07
745
374,719.50
0.37
TOTAL CH4 FROM OIL
22.69
135
71000
128,226,000.00
128.23
203000
366,618,000.00
366.62
87500
127,146,250.00
127.15
43500
Kg CH 4 / PJ
1806
PJ gas consumed
- non-residential gas
consumed
1453.1
- Residential gas
consumed
27.5
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
745
Kg CH 4 / PJ
1806
Distribution
Other Leakage
17.54
Kg CH 4 / PJ refined
2775.7
Transmission and
17,542,470.00
Kg CH 4 / PJ refined
2775.7
GAS
(b)
/ Processing
Production
2650
Kg CH 4 / PJ
3631.1
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
6619.8
Transport
0.00
PJ oil and gas produced
1,196,250.00
1.20
TOTAL CH4 FROM GAS
623.19
0.00
0.00
1,629,012,000.00
1,629.01
0.00
0.00
TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS
2,274.89
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1806
902000
- Combined
(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.
49
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
SHEETS
COUNTRY
YEAR
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
1 of 4
Mexico
2000
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
63220 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
5,689.80
3,793.20
39,196.40
0.93
58,794.60
Emissions
(Gg)
E=D/1000
5.69
3.79
39.20
58.79
(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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
2000
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
20020 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
852,852.00
4,004.00
12,012.00
30,030.00
E=D/1000
852.85
4.00
12.01
30.03
(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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
50
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
2000
B
Emission Factor
(kg/t)
185000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
25,715,000.00
25.72
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
2000
B
Storage Type
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
0 Secondary Seals
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
44540 Primary Seals
0.7
31,178.00
31.18
18680 Fixed Roof
4.9
91,532.00
91.53
51
2001
52
This spreadsheet contains Worksheet 1-7, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
METHANE EMISSIONS FROM OIL AND GAS ACTIVITIES (TIER 1)
WORKSHEET
1-7
SHEETS
1 OF 1
COUNTRY
YEAR
Category
Mexico
2001
A
B
C
D
Activity
Emission Factor
CH4 Emissions
Emissions CH4
(Kg CH4 )
C=(AxB)
( Gg CH4 )
D = ( C / 1 000 000)
OIL
Exploration
(Optional if data is locally
(a)
available )
Production
(b)
number of wells drilled
PJ oil produced
Kg CH 4 / well drilled
6811.7
Transport
PJ oil loaded in tankers
PJ oil refined
Storage
PJ oil refined
18,051,005.00
18.05
745
2,775,497.50
2.78
2,088,086.00
2.09
745
Kg CH 4 / PJ refined
2802.8
PJ gas produced
1751.5
Transmission and
PJ gas produced
Distribution
Other Leakage
1751.5
PJ gas consumed
- non-residential gas
consumed
1454.7
- Residential gas
consumed
29.7
VENTING AND
FLARING FROM
OIL/GAS
(c)
PRODUCTION
2650
Kg CH 4 / PJ refined
2802.8
GAS
(b)
/ Processing
Production
0.00
Kg CH 4 / PJ
3725.5
Refining
0.00
Kg CH 4 / PJ
PJ oil and gas produced
378,378.00
0.38
TOTAL CH4 FROM OIL
23.29
135
Kg CH 4 / PJ
71000
124,356,500.00
124.36
203000
355,554,500.00
355.55
87500
127,286,250.00
127.29
43500
Kg CH 4 / PJ
1,291,950.00
1.29
TOTAL CH4 FROM GAS
608.49
0.00
0.00
1,579,853,000.00
1,579.85
0.00
0.00
TOTAL CH4 FROM OIL AND GAS
2,211.64
Kg CH 4 / PJ
- Oil
- Gas
1751.5
902000
- Combined
(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.
53
This spreadsheet contains sheet 1 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
SHEETS
COUNTRY
YEAR
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM REFINING
1 of 4
Mexico
2001
A
B
Crude Oil Throughput
(t)
Pollutant
C
Emission factor
(kg/t)
64230 CO
NOx
NMVOC
SO2
D
(a)
E
0.09
0.06
0.62
Emissions
(t)
D=(AxC)
5,780.70
3,853.80
39,822.60
0.93
59,733.90
Emissions
(Gg)
E=D/1000
5.78
3.85
39.82
59.73
(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 an
average crude oil density of 860 kg/cubic meter (33 degrees API).
This spreadsheet contains sheet 2 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
SUBMODULE
WORKSHEET
ENERGY
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
1-8 OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM CATALYTIC CRACKING
SHEETS
2 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
2001
B
Catalytic Cracker
Throughput
(t)
Pollutant
20020 CO
NOx
NMVOC
SO2
C
Emission factor
(kg/t)
(a)
42.6
0.2
0.6
1.5
D
E
Emissions
(t)
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
852,852.00
4,004.00
12,012.00
30,030.00
E=D/1000
852.85
4.00
12.01
30.03
(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 average
oil density of 920 kg/cubic meter (22 degrees API).
54
This spreadsheet contains sheet 3 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 SO2 FROM SULPHUR RECOVERY PLANTS
SHEETS
COUNTRY
YEAR
A
Quantity of Sulphur
Recovered
(t)
3 OF 4
Mexico
2001
B
Emission Factor
(kg/t)
188000
C
Emissions
(kg)
D
Emissions
(Gg)
C=AxB
D=(C/1 000 000)
139
26,132,000.00
26.13
This spreadsheet contains sheet 4 of Worksheet 1-8, in accordance with the
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
MODULE
ENERGY
SUBMODULE
OZONE PRECURSORS AND SO2 FROM OIL REFINING
WORKSHEET
1-8 NMVOC EMISSIONS FROM STORAGE AND HANDLING
SHEETS
4 OF 4
COUNTRY
Mexico
YEAR
A
Crude Oil Throughput
(t)
2001
B
Storage Type
C
Emission factor
(kg/t)
D
Emissions
(t)
E
Emissions
(Gg)
D=(AxC)
0 Secondary Seals
E=D/1000
0.2
0.00
0.00
45250 Primary Seals
0.7
31,675.00
31.68
18980 Fixed Roof
4.9
93,002.00
93.00
55
APÉNDICE B.
56
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.
57
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.
58
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
59
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.
Categoría de fuente
Exploración (petróleo, gas)
Producción petróleo
Transporte petróleo
Refinación y
almacenamiento de
petróleo
Distribución productos del
petróleo
Producción y
procesamiento gas natural
Transmisión gas natural
Distribución gas natural
Venteo en producción
petróleo y gas natural
Quemado en producción
petróleo y gas natural
Quemado en refinación
petróleo
Actividad CO2
Factor de emisión
CH4 N2O Nox
CO
Emisiones
COVNM CO2 CH4 N2O Nox CO
COVNM
N/A
A
M
B
B
B
B
B
B
B
B
A
B
B
B
B
A
B
M
M
M
B
B
A
M
M
M
B
M
M
B
B
B
B
B
M
B
B
B
B
B
B
B
B
B
M
M
M
M
B
M
B
B
B
B
B
B
M
B
B
B
B
B
M
M
M
M
Fuente: Workbook for Fugitive Fuel Emissions (Fuel Production, Transmission, Storage and
Distribution); National Greenhouse Gas Inventory Committee; pg 61; 1998.
60
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 = √ (UA2 + 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 %.
61
APÉNDICE C.
62
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
63
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.
Tabla1. Poderes Caloríficos Netos dePetróleoy Gas.
Actividad
Poder caloríficoneto
petróleoprom(MJ/bl)
petróleotipomaya(MJ/bl)
petróleotipoistmo(MJ/bl)
petróleotipoolmeca(MJ/bl)
condensados (MJ/bl)
gas asociado(kJ/m3)
gas noasociado(kJ/m3)
gas residual (kJ/m3)
Fuente: BNE(1996-2001)
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
5993
6112
5853
5724
4002
42772
38099
36547
5994
6140
5861
5720
4003
41574
37983
36732
5986
6125
5868
5706
4003
41442
38069
36513
6007
6182
5898
5765
4006
41280
38069
36513
5872
6103
5890
5723
3784
41532
38069
36513
5814
6131
5787
5684
3883
39132
38050
36513
5811
6144
5857
5722
3944
39739
38619
36784
5860
6135
5912
5433
4184
39705
32526
35217
5856
5718
6032
6046
4194
38932
32292
35021
5988
6142
5881
5700
3661
39972
32292
33427
6005
6143
5628
5700
3661
40273
32326
33427
5968
6143
5628
5700
3685
40441
32762
33427
64
Tabla2. Datos deProducción, Procesamiento, Transportey AlmacenamientodeHidrocarburos Líquidos y Gas Natural. Gas noaprovechado(CO2y gas asociado), y Producciónde
Gas Seco.
Actividad
producción
petróleo crudo(PJ)
condensados (PJ)
gas asociado(PJ)
gas noasociado (PJ)
gas total (PJ)
procesamiento
refinacióndepetróleo (PJ)
condensados arefin(PJ)
gas asoc (PJ)
gas noasoc (PJ)
condensados aplts degas(PJ)
transporte
petróleo por ductos (PJ)
petróleo por buques-tanque(PJ)
almacenamiento
petróleo entanques (PJ)
gasnoaprovechado
CO2venteado(MMpcd)
gas asoc quemadores (MMpc)
CO2reinyectado(MMpcd)
produccióngasseco
derefinería(PJ)
dePlantas degas (PJ)
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
5573.5
227.8
1232.9
244.2
1477.1
5854.6
257.0
1188.5
233.2
1421.7
5844.3
268.2
1176.7
220.6
1397.3
5861.2
151.6
1302.1
190.0
1492.2
5755.3
141.5
1334.0
203.5
1537.4
5554.1
148.7
1275.6
238.1
1513.7
6079.2
148.4
1432.5
286.9
1719.4
6463.8
148.4
1489.9
281.3
1771.2
6562.9
145.9
1490.2
362.9
1853.1
6351.5
124.9
1456.6
422.2
1878.8
6619.8
130.7
1371.2
434.8
1806.0
6811.7
137.7
1321.3
430.2
1751.5
2750.1
8.2
1161.6
193.1
133.5
2798.7
6.6
1121.5
185.6
181.6
2799.0
2.2
1106.8
163.4
182.4
2854.5
2.9
1216.2
128.1
180.7
2906.6
3.4
1330.6
144.9
137.4
2712.0
4.6
1233.4
141.6
143.5
2708.4
7.7
1288.9
158.5
140.3
2714.4
3.2
1302.9
146.1
145.1
2816.9
6.8
1278.4
154.9
139.2
2802.1
5.3
1257.2
162.4
119.6
2775.7
6.5
1301.6
170.2
124.6
2802.8
5.3
1296.5
173.9
132.2
2750.1
2793.5
2798.7
2994.6
2799.0
2996.5
2854.5
2931.5
2906.6
2801.4
2712.0
2769.4
2708.4
3283.8
2714.4
3680.6
2816.9
3721.8
2802.1
3395.3
2775.7
3631.1
2802.8
3725.5
2750.1
2798.7
2799.0
2854.5
2906.6
2712.0
2708.4
2714.4
2816.9
2802.1
2775.7
2802.8
17.0
38183.3
0.0
17.0
36866.9
0.0
18.0
38490.1
0.0
15.0
50110.9
0.0
18.0
49275.4
0.0
17.0
77835.2
0.0
47.0
105.0
105.0
101.0
95.0
78.0
99304.8 154639.8 230280.4 170675.9 164701.9 126838.3
0.0
0.0
0.0
0.0
1.0
9.0
35.9
49.4
46.8
47.7
65.6
61.5
51.1
71.2
70.7
65.3
65.4
67.3
910.4
914.2
876.0
948.7
969.9
934.8
1025.9
1034.8
1026.5
940.8
971.5
973.7
Fuente: BNE(1996-2001), PEMEX(1992-2002)
65
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
(a) consumo residencial
total (PJ)
gas no asoc residencial (PJ)
gas nat seco residencial (PJ)
(b) consumo ind ycentrales
total (PJ)
gas no asoc industrial (PJ)
gas nat seco industrial (PJ)
gas nat a centrales (PJ)
gas no asoc no energ (PJ)
gas nat seco no energ (PJ)
(c) consumo propio
total (PJ)
gas nat asociado (PJ)
gas nat no asociado (PJ)
gas nat seco (PJ)
cons total gas no asoc (PJ)
cons total gas seco (PJ)
cons total gas asociado(PJ)
TOTAL CONSUMOGAS(PJ)
Fuente: BNE(1996-2001)
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
33.9
4.4
29.6
36.3
3.9
32.4
37.5
5.2
32.3
40.2
5.4
34.7
35.7
5.9
29.8
31.3
7.5
23.9
35.9
11.1
24.9
35.2
12.8
22.4
32.3
20.0
12.3
25.6
12.2
13.4
27.5
13.5
14.0
29.7
17.6
12.1
702.8
38.1
415.3
143.7
0.0
105.8
760.6
34.6
454.3
168.9
0.0
102.8
727.2
45.2
428.1
156.6
0.0
97.4
720.0
47.3
439.8
153.4
0.0
79.5
787.7
52.7
482.9
180.1
0.0
72.0
852.5
67.2
525.5
185.4
0.0
74.5
807.3
99.6
446.3
191.4
0.0
70.0
766.7
115.3
390.0
207.9
0.0
53.5
807.3
179.9
331.6
246.2
0.0
49.6
773.6
216.8
239.3
273.0
21.2
23.4
826.0
224.6
233.5
333.4
17.3
17.2
781.2
208.9
144.5
404.8
13.6
9.4
300.7
25.1
8.2
267.4
50.6
961.7
25.1
1037.4
292.4
26.1
8.0
258.3
46.5
1016.7
26.1
1089.4
323.1
24.7
5.4
293.0
55.7
1007.4
24.7
1087.8
350.3
25.6
7.4
317.3
60.1
1024.8
25.6
1110.5
355.9
29.0
2.3
324.7
60.9
1089.4
29.0
1179.3
309.9
27.7
2.6
279.5
77.4
1088.7
27.7
1193.8
405.5
50.7
23.2
331.7
133.9
1064.2
50.7
1248.7
529.1
54.1
9.2
465.8
137.3
1139.6
54.1
1331.0
593.0
60.1
8.3
524.6
208.2
1164.3
60.1
1432.6
543.3
63.2
10.4
469.7
260.5
1018.8
63.2
1342.5
627.1
61.4
12.7
552.9
268.1
1151.0
61.4
1480.6
673.5
66.5
13.5
593.6
253.5
1164.4
66.5
1484.5
Tabla4. DatosdeProduccióndeAzufreenPGPByRefinación, yvolúmenesprocesadosenlaDesintegraciónCatalíticayTérmica.
Actividad
1990
1991
1992
1993
AZUFRE
PGPB(kton/año)
624
649
646
664
REFN(kton/año)
77
106
129
146
HDS(Mbld)
476
562
562
648
S(kt)
77
106
129
146
producción(kton/año)
701
755
775
810
consumointerno(kton/año)
681.9
743.2
733.7
204.4
consumoexterno(kton/año)
23.9
506.2
consumtotal (kton/año)
681.9
767.1
733.7
710.6
difer
19.1
-12.1
41.3
99.4
desintegracióncat yterm
vol procesado(Mbld)
296
272
272
332
Fuente: MemoriadeLaboresPEMEX(1991-2002) yAnuariosEstadísticos1995, 2002.
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
704
172
648
172
876
389.3
531.4
920.7
-44.7
719
164
648
164
883
415.8
540
955.8
-72.8
761
160
698
160
921
399.9
508.9
908.8
12.2
750
173
698
173
923
407.3
501
908.3
14.7
739
173
748
173
912
354.5
567.7
922.2
-10.2
687
174
748
174
861
347.1
513.2
860.3
0.7
661
185
808
185
846
347.6
507.2
854.8
-8.8
684
188
848
188
872
394.5
478.3
872.8
-0.8
372
372
377
368
368
368
375
375
66
APÉNDICE D.
67
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.
68
Tabla D1. Producción y Consumo de Carbón en México 1990 – 2001 (MM toneladas cortas).
1990
8.59
8.59
8.59
Producción
Bituminoso
Consumo
1991
7.80
7.80
8.22
1992
7.24
7.24
8.85
1993
7.84
7.84
9.20
1994
10.07
10.07
11.30
1995
10.26
10.26
12.30
1996
11.14
11.14
13.64
1997
11.48
11.48
14.07
1998
12.38
12.38
14.70
1999
11.38
11.38
13.72
2000
12.50
12.50
14.81
2001
12.81
12.81
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
7.77
2.81
4.96
Producción
Siderúrgico
Térmico
1991
7.46
2.56
4.90
1992
7.08
1.86
5.22
1993
7.67
1.98
5.69
1994
9.93
2.44
7.49
1995
9.77
1.81
7.96
1996
10.66
1.89
8.77
1997
10.33
2.09
8.24
1998
11.08
2.36
8.72
1999
11.39
2.15
9.24
2000
12.50
2.44
10.06
2001
12.81
2.34
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).
MM ton cortas
Producción de Carbón
por año
15.00
10.00
5.00
0.00
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
año
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
Producción
(MM tm)
Emisiones de
Metano (Gg)
Tg de CO2
Equivalente
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
7.05
6.77
6.43
6.96
9.01
8.87
9.67
9.38
10.05
10.33
11.34
11.62
51.76
49.72
47.18
51.13
66.15
65.13
70.98
88.85
73.83
75.82
83.30
85.35
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
Producción
(MM tm)
Emisiones de
Metano (Gg)
CO2
Equivalente
(Tg)
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
7.05
6.77
6.43
6.96
9.01
8.87
9.67
9.38
10.05
10.33
11.34
11.62
11.71
11.25
10.68
11.57
14.97
14.74
16.06
15.58
16.71
17.16
18.85
19.31
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.
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