QUE ES EL VENTEO DE GAS NATURAL
El gas asociado que emerge junto al crudo a la superficie durante la producción de petróleo se elimina a veces en las instalaciones en tierra venteándolo o quemándolo a la atmósfera. El Venteo del gas consiste en el no aprovechamiento del gas surgente de un pozo de producción de petróleo, que se quema (tipo antorcha) por motivos de seguridad. Este procedimiento puede deberse a diversas causas:
a) Por no existir instalaciones de gasoductos. b) Por tratarse de pozos aislados. c) Por tratarse de un gas con contenido de sustancias inertes nocivas al consumo (CO2 Y SH2). d) Despilfarro del gas natural por el intento del aprovechamiento exclusivo del petróleo.
Hoy en día casi todo el mundo considera que esta práctica es un despilfarro de recursos valiosos, así como una fuente significativa de emisiones de GEI. No obstante, la quema en antorcha y el venteo también son medidas de seguridad importantes que se utilizan en las instalaciones de petróleo y gas en tierra para garantizar que el gas y otros hidrocarburos se eliminan de manera segura en caso de emergencia, fallo eléctrico o de los equipos u otros problemas en las plantas. Cuando se evalúan las distintas opciones de quema en antorcha y venteo para las actividades en tierra, deben adoptarse medidas que se correspondan con las Normas de aplicación voluntaria para la reducción mundial de la quema y venteo de gas (parte del programa de la Asociación de los sectores público y privado para la reducción mundial de la quema de gas GGFR, por su sigla en inglés) del Grupo del Banco Mundial. Debe evitarse el venteo continuo del gas asociado, que en la actualidad no se considera una buena práctica. La corriente de gas asociado debe desviarse hacia un sistema de quema eficiente, aunque debe evitarse la quema continua de gas encaso de que existan opciones alternativas. Antes de que se adopte la operación operación de quemado, quemado, se deberán deberán evaluar evaluar las alternativas viables para el uso del gas e incorporarlas al diseño de producción en la mayor medida posible. Las opciones alternativas pueden incluir la utilización del gas para cubrir las necesidades energéticas del lugar, la exportación del gas a una instalación cercana o al mercado, la inyección de gas para mantener la presión del
yacimiento, una mayor recuperación utilizando la extracción con gas o la instrumentación con gas. La evaluación de todas las alternativas debe ser adecuadamente documentada y registrada. Si ninguna de las opciones alternativas resulta viable en el momento, debe evaluarse la adopción de medidas para minimizar el volúmen de quema y considerar este sistema como una solución estrictamente provisional, con el objetivo último de acabar con la quema del gas asociado a la producción. En el supuesto de que la quema en antorcha sea necesaria, debe demostrarse la mejora continua del proceso de quema mediante la implementación de las mejores prácticas y tecnologías. Para la quema de gas deben tenerse en cuenta las siguientes medidas de prevención y control de la contaminación:
Implementar medidas para reducir las fuentes de emisiones de gas en la mayor medida posible. Utilizar puntas de antorcha eficientes, y optimizar el tamaño y el número de las boquillas de combustión. Maximizar la eficiencia de la combustión de la antorcha, controlando y optimizando el flujo de combustible/aire/vapor para asegurar una proporción correcta entre las corrientes principal y auxiliar de alimentación a la antorcha. Reducir al mínimo, sin poner en peligro la seguridad, el gas destinado a la antorcha procedente de purgas y pilotos, mediante medidas tales como la instalación de dispositivos de reducción de los gases de purga, unidades de recuperación de gases para la quema, gases de purga inertes, tecnología de válvulas de asiento de elastómero, cuando proceda, e instalación de pilotos de protección.
U n documento de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), a cargo de la vigilancia de las formas de Pemex de realizar actividades de exploración y explotación, muestra hasta qué punto los funcionarios de esta última entidad la saquean. Se trata de la forma como se derrama, ventea o suelta, y se quema, el gas natural asociado al petróleo crudo, en especial en Cantarell (que tuvo la mayor producción del país durante años), y particularmente su campo Akal. Este último, en el año de mayor producción, 2004, produjo 96 por ciento del petróleo de Cantarell. Pero también Akal cae más rápido en su producción que el conjunto de Cantarell, que ya
sólo produjo, en los primeros cinco meses del año en curso, 22 por ciento de su extracción de 2004, o sea 333 mil barriles diarios de los 2 mil 38 de 2004. Akal, peor, produjo el 16 por ciento de la suya de 2004. Sólo en estos cinco meses, frente al año pasado, Akal siguió cayendo en su producción en 10 por ciento. CNH analiza cómo Pemex ha actuado frente al problema del derrame y la quema de gas, en especial en Akal. Mostramos sólo algunos datos. En el tercer informe trimestral de 2010 de Cantarell, se dice que en agosto la quema y el venteo real diario de gas observado promedió 413 mmpcd (millones de pies cúbicos diarios); esto es, más de cinco veces el nivel programado para dicho mes. Pemex, a exhorto de la CNH, se plantea aumentar el aprovechamiento del gas (el que queda) al 96.5 por ciento con una producción de crudo de 90 mil a 106 mil barriles diarios (reducción de la producción de crudo, plantea esta comisión, para poder aprovechar mejor el gas). Pemex pone como pretexto para aumentar la quema y el venteo de gas la decisión que tomó de aumentar la producción de crudo de Akal por encima de su programa. También alega la salida de equipos de producción, por el exceso de horas en operación. Como vemos, es una sobrexplotación a costa de mayor destrucción de gas natural. Y sin que ello frene el desplome de corto y largo plazo de la producción de crudo, que ya mencionamos. Pemex quemó y venteó en todo 2010, 362 mmpcd por encima de lo programado. Al mismo tiempo, aumentó la producción de crudo en Akal, 35 mil barriles diarios de aceite por encima de su programa. CNH comenta al respecto quePemex no contaba con la infraestructura necesaria para aprovechar, conservar o transferir el gas natural que iba extrayendo del activo integral Cantarell. No obstante, decidió aumentar su producción de aceite por encima de la capacidad de manejo del gas de sus instalaciones y, como consecuencia de lo anterior, quemó y venteó gas por encima de lo programado. Parte de las consecuencias de la sobrexplotación: “De los 82 pozos identificados como críticos por Pemex en marzo de 2010 (es decir, aquellos pozos en donde la producción de un barril de aceite se extrae con altos volúmenes de gas – elevada relación gas/aceite – ) se cerraron 27 al mes de diciembre de 2010. Los 55 pozos restantes duplicaron su relación gas/aceite, al pasar de 6 mil pies cúbicos por barril a 12 mil pies cúbicos por barril (pc/b). Esta cantidad creciente de gas se quemaría o echaría al aire. En octubre-diciembre de 2010, Pemex mantuvo operando 11 pozos en los que el valor económico total del gashabría superado al valor económico de la producción de aceite, en términos de mercado a precios vigentes en ese periodo. Luego, en ausencia de instalaciones que aseguraran el aprovechamiento del gas, la viabilidad económica de dichos pozos no justificaba la extracción de los hidrocarburos. Pemex quiere justificar esto diciendo que el cierre de producción de aceite en el campo Akal sería producción perdida. CNH responde que no es así, que el crudo no extraído en ese momento puede ser sacado después. Es más, agrega que:
El aceite puede ser extraído y monetizado con posterioridad, sin que sea necesario destruir el gas. Basta que se realicen las inversiones en infraestructura necesarias, para evitar que el gas natural sea quemado o venteado. CNH informa que la problemática de la alta relación gas/aceite de los pozos no es nueva, sino que se inició desde 2007. Conclusión de CNH: Pemex no sólo provocó que hoy en día exista un rezago sustantivo de desarrollo de la infraestructura necesaria para aprovechar el gas extraído, sino que además ha puesto en riesgo la óptima explotación del yacimiento, a mediano y a largo plazos. ¿Por qué los funcionarios prefieren quemar el gas que aprovecharlo, procesarlo, ponerlo a disposición de la industria, en especial la petroquímica? Porque la importación de gas para producir electricidad por particulares para venderlo a la CFE es un enorme negocio, que alcanza para unos y otros funcionarios.
