Pemex está vendiendo gas natural contaminado y pretende hacerlo por lo menos hasta el 31 de diciembre de 2020.
La empresa, a través de Pemex Transformación Industrial (TRI), está inyectando gas natural al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y al Sistema de Energía Mayakan, con especificaciones diferentes a las establecidas en la NOM-001, con un contenido de nitrógeno que oscila entre 8% y hasta 12%, cuando la norma marca como máximo 6%.
Dicha norma, que cubre los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución del carburante, se estableció para “preservar la seguridad de las personas, medio ambiente e instalaciones de los permisionarios y de los usuarios, por lo tanto, Pemex TRI es responsable de cumplir con las especificaciones del gas natural establecidas en la NOMA-001”, advierte la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en la resolución RES/1304/2017, encargada de atender la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación del servicio de gas en el país.
La CRE le ha permitido a Pemex colocar este tipo de hidrocarburo, “para no poner en riesgo el abasto de gas en la zona sur y en general el sureste del país” y le fijó fecha límite de inyección hasta el 31 de diciembre de 2017.
Sin embargo, mediante el oficio DGTRI-SAE-GCR-393-2017 que Pemex envió a la CRE el 22 de mayo, solicitó ampliar hasta finales de 2020 la vigencia de declaración de la condición de “emergencia severa” en la zona sur establecida en la resolución RES/1566/2016 para mantener el contenido de nitrógeno en el gas en 8%.
En entrevista con EL UNIVERSAL, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que en este tema “no hay solución de corto plazo”. Pemex está preparando una licitación para la construcción y operación de plantas separadoras para limpiar el gas en el Golfo de México, “que esperamos sea exitosa y permita a ese tipo de plantas disponer de este gas limpio de nitrógeno y reinyectar el nitrógeno al subsuelo”.
Son plantas, dijo, con la tecnología que permite que el gas que sale contaminado con nitrógeno se separa; el gas limpio se inyecta al sistema para su comercialización y el nitrógeno se reinyecta a los campos para elevar la presión que permite obtener volúmenes adicionales de petróleo.
Subrayó que Pemex pide más tiempo porque “en la industria petrolera los tiempos son de mediano y largo plazos, pero lo importante es que estamos en el camino adecuado”.
En el oficio enviado a la CRE, Pemex dice que para cumplir con el contenido de 6% de inertes en el gas, “será necesario reducir en 199 millones de pies cúbicos diarios la oferta del hidrocarburo en el sureste, lo que representa suspender el suministro para la industria de fertilizantes y restringir consumos del sector eléctrico en dicha zona, por baja disponibilidad y para mantener las condiciones de presión del sistema”.
A la fecha, añade la empresa, “no se han logrado recuperar las condiciones de la oferta de gas húmedo en el sureste que se tenían hasta antes del incidente ocurrido el 1 de abril de 2015 en la Plataforma Abkatún-A Permanente”.
Pemex TRI estima que “al menos hasta el 31 de diciembre de 2020, cuando entre en operación el proyecto de aprovechamiento de gas contaminado de aguas someras noreste, que se encuentra en etapa de análisis y planeación, el cual considera la instalación de plantas eliminadoras de nitrógeno, será posible alcanzar los límites y parámetros establecidos en la NOM-001 de 6% de contenido de nitrógeno, sin la consecuente afectación en el volumen de gas y etano ofertado en dicha zona”.
El presidente de la CRE, Guillermo García Alcocer notificó a Pemex el pasado 29 de junio, que el organismo analizará la información porque la petrolera no ha justificado el retraso en la instalación de las plantas eliminadoras de nitrógeno ni la información que demuestre que aun con la mezcla que tendrá el gas natural por la operación de las áreas contractuales que fueron licitadas por la CNH, “se mantendrán las condiciones sobre las especificaciones del combustible en la zona sur del país hasta diciembre del 2020”.
La comisión someterá a revisión la documentación presentada por Pemex TRI, pero para “no poner en riesgo el abasto de gas natural en la zona sur del SNG y en general en la zona sureste del país”, le permitirán a Pemex seguir inyectando gas contaminado hasta el 31 de diciembre de 2017 (con un contenido de hasta 8% del volumen de nitrógeno)”.
Para resarcir el problema entre clientes, la empresa petrolera ofrece descuentos de precios por la calidad del producto.
Consultada al respecto, Pemex señaló que en los contratos de suministro “la empresa se ajusta al mecanismo establecido por la CRE desde 2012, relacionada con las especificaciones en la Resolución RES-351-2010 que explica que, dado el caso, debe reflejarse en descuentos”.
Riesgos.
El estudio de intercambiabilidad de gas natural White Paper on Natural Gas Interchangeability and Non-Combustion End Use, publicado en febrero de 2005 por el Consejo de Gas Natural de Estados Unidos reveló los daños causados por el combustible de mala calidad en los equipos de combustión:
En domésticos, como estufas y calentadores, puede resultar en la formación de hollín y el color amarillo de la flama, así como niveles elevados de monóxido de carbono, lo que acorta la vida de los calentadores y causa el apagado de los pilotos, con los consecuentes riesgos de accidentes.
En motores reciprocantes puede provocar golpeteo de pistones, afectar negativamente el comportamiento del motor y reducir su vida útil.
En turbinas de combustión puede incrementar las emisiones, una reducción en la confiabilidad y la disponibilidad de la turbina, así como en la vida útil de las partes críticas.
En calderas industriales, hornos y calentadores, puede degradar su funcionamiento, dañar al equipo de transferencia de calor e incumplir con las normas ambientales.
Y, en plantas industriales donde el gas es materia prima, puede reducir la capacidad de producción.
