Calculo de gas natural redes internas

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA
UNIDAD AZCAPOTZALCO
Gas Natural - Página 1
DISEÑO Y ANÁLISIS DE LA RED INTERNA DE CONDUCCIÓN
Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL HACIA LOS CENTROS
DE CONSUMO DE LA PLANTA METAL-MECÁNICA, BAJO
NORMAS DE USO Y MANEJO DE GAS NATURAL.
Tesis para obtener el grado de
Ingeniero Mecánico
Presenta el alumno:
Erick Fernando Ramírez Espejel
Director de Tesis:
Ing. J. Santana Villarreal Reyes
México, D. F., Enero 2013

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AGRADESIMIENTOS.
Agradezco y honro a mi madre Ma. Del Carmen Espejel Monsalvo; quien a pesar de todas las
adversidades que se le presentaron sola siempre me impulso y apoyo para formarme como
profesionista y persona sin imponerme una forma de ser, además de ser un ejemplo de fuerza,
constancia, confianza, dedicación y amor, a mi esposa Lysbet Angeles Mancilla quien también
me a dado fuerzas para salir adelante y fortalecer mi carrera como ingeniero mecánico, como
pareja el amor y padre de familia, a mis hijos Ian Kaleb Ramirez Angeles y Erick Naim Ramirez
Angeles, a ellos por darme una fortaleza mas pra superar mis expectativas así como
plantearme más objetivos para trabajar por su bienestar; a mis Hermanos Hector, Mario y
Francisco quienes también saben que los buenos valores, unión y amor por uno mismo y de
una familia, pueden sacar adelante a cualquier persona sin importar de la situaciones. Al
Ingeniero Santana Villarreal gracias por mostrarme su calidad como docente y persona, por su
paciencia e interés para guiarme a desarrollar mi proyecto.
Gracias DIOS por mi salud, gracias por mi familia, gracias por estos y muchos más éxitos
gracias por mi VIDA.
Me di cuenta que si iba a lograr algo en la vida debía ser agresivo. Tenía que buscarlo.
Yo se que el miedo es un obstáculo para muchas personas, pero para mí es una ilusión
Michael Jordan 23.
.

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RESUMEN
La ingeniería es una ciencia en constante desarrollo. A medida que la investigación y la
experiencia amplían nuestros conocimientos, se requieren cambios en el uso de los
energéticos y materiales en medida de la aplicación de estas en obra y procesos
Residenciales, Comerciales e Industriales. Así pues, aunque hay características que se puede
predecir por la experiencia, es importante comprobarlo y sustentar estas decisiones con bases
técnicas y experimentales, en este trabajo se ha esforzado por asegurar la calidad en los
sistemas de consumo de Gas Natural, siempre en mejora a la atención, cumplimiento de las
necesidades del cliente y .normas que regulan a este energético (Gas Natural).

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INTRODUCCION
Con el presente trabajo se busca en esencia el uso del Gas Natural para los distintos mercados
tanto industrial, comercial y domestico, dando a conocer el enfoque del Ingeniero para
comenzar el Análisis y Diseño dependiendo el mercado de aplicación.
El trabajo consta de cuatro temas principalmente siendo que en el primero nos enfocamos en
temas como anteriormente lo comentamos historia del gas natural, pasando a características
químicas del hidrocarburo y el porcentaje de cada uno de los compuestos en el gas natural, se
comentara de las diferencias entre lo que es el Gas Natural y el Gas LP asiendo notar los
beneficios del uso del gas natural ante el LP.
Continuando con el estudio y métodos para la localización, Extracción y Refinación del gas
natural, conocerán el proceso de licitación para Transporte del Gas natural y los requerimientos
de la dependencia Federal para el uso del Gas natural. Así también el desarrollo de la industria
del GAS NATURAL en el Mundo y principalmente en México para su localización, extracción,
almacenamiento y transporte.
En el segundo tema se presenta el Marco regulatorio oficial en México sobre el diseño,
instalación, uso y mantenimiento para los distintos trabajos que se pueden tener sea
Transporte, distribución, autoabastecimiento y aprovechamiento del Gas Natural, dentro de
este tema se muestran las cualidades del hidrocarburo y los manejos y seguridad que se debe
tener para su uso con forme a la ficha técnica de PEMEX.
En el tema tres conocemos al hidrocarburo como Fluido sus propiedades y características en
esta condición física para el transporte, distribución y aprovechamiento, sabremos de qué
depende la selección de los elementos y accesorios que nos ayudaran al desarrollo de nuestro
proyecto.
El análisis y el diseño de nuestro proyecto que es el alimentar de manera eficaz y eficiente a
los equipos de consumo de la empresa Metal Mecánica ubicada en Av. Acueducto del Alto
Lerma No. 2, Parque Industrial Ocoyoacac C.P. 52740, Estado de México, México
Para terminar en el tema 5 con el Análisis Costo Beneficio del Proyecto donde veremos el costo
y valor total de nuestro proyecto par el cliente directo, tomando en cuenta costos de
Verificación y Validación ante la CRE (Comisión Reguladora de Energía).

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OBJETIVO:
Satisfacer las necesidades del cliente, consumidor de combustible (Gas LP), con un
combustible alterno (Gas Natural), a un bajo costo e inversión de areas y personal capacitado
para su manejo.
JUSTIFICACION:
Debido a que la empresa metal-mecánica consume grandes cantidades de Gas LP es
necesario diseñar una red de combustible alterno en este caso Gas Natural, que satisfaga las
necesidades propias de la empresa por un lado dando la presión necesaria y por el otro la
cantidad de gas requerido evitando asi el costo de transporte y almacenamiento.

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ÍNDICE
AGRADECIMIENTOS ii
RESUMEN iii
INTRODUCCION iv
OBJETIVO v
JUSTIFICACIÓN vi
INDICE vii
INDICE DE FIGURAS viii
INDICE DE ECUACIONES ix
INDICE DE TABLAS x
INDICE DE DIAGRAMAS xi
INDICE DE GRAFICAS xii
TEMA 1. GENERALIDADES DEL USO Y MANEJO DEL GAS NATURAL
1.1 Reseña histórica del Gas natural 1
1.2 Propiedades y Especificaciones del Gas natural 3
1.3 Diferencias entre el Gas natural y el Gas L.P 6
1.4 Exploración, localización, Extracción y procesamiento 7
1.5 Procedimiento para uso del Gas natural 34
1.6 Clasificación de las Instalaciones de Aprovechamiento de gas natural 39
1.7 Consumos y Reservas actuales del Gas natural en el mundo 39
TEMA 2. NORMAS REGULADORAS ACTUALIZADAS DEL USO Y MANEJO DEL GAS
NATURAL
2.1 Tabla de las Normas Oficiales Mexicanas (Gas Natural y Gas Licuado) 58
 NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del Gas Natural.
 NOM-002-SECRE-2010 Instalaciones de Aprovechamiento de Gas natural.
 NOM-003-SECRE-2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por

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 Ductos.
 NOM-007-SECRE-2010 Transporte de Gas Natural.
 NOM-008-SECRE-1999 Control de la Corrosión Externa en tuberías de acero
Enterradas y/o sumergidas.
2.2 Hojas de datos de seguridad de Gas natural 59
TEMA 3. INGENIERIA DEL GAS NATURAL
3.1 Fluido 70
3.2 Propiedades de los fluidos 70
3.3 Características de los hidrocarburos 74
3.4 Gas natural 78
3.5 Propiedades y comportamiento del gas natural 79
3.6 Fundamentos del Flujo del Gas 85
3.7 Presión 91
3.8 Almacenamiento, transporte y medición del gas natural. 97
3.9 Concepto de mol . Ley de Avogadro 115
3.10 Ley de los gases perfectos 115
3.11 Densidad, volumen, específico y gravedad específica de gases ideales 120
3.12 Condiciones para el Cálculo del Sistema de gas Natural (Red interna de
aprovechamiento) 121
3.13 Selección de tubería para las líneas de conducción del gas natural 125
3.14 Software para análisis y cálculo de las condiciones en el Sistema de Gas
Natural. 130
3.15 Tubería y Materiales utilizados 135
3.16 Instalación y Construcción de materiales y accesorios ( tuberías, válvulas y
conexiones de acero, cobre y polietileno), para redes internas 151
Tema 4. DESARROLLO DEL PROYECTO.
4.1 Nombre y ubicación de la instalación de aprovechamiento. 146
4.2 Características de servicio. 146
4.3 Filosofía de operación, procesos industriales y sus interrelaciones 147
4.4 Descripción de la red de aprovechamiento de gas natural 147
4.5 Equipos y consumos 157

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4.6 Diseño de la red de aprovechamiento de Gas Natural 158
4.6.1 Calculo de las Condiciones reales de consumo 162
4.7 Calculo del espesor del tubo 163
4.8 Memoria de calculo 166
4.9 Demostración de la estimación del diámetro del tubo necesario para la
conducción del gasto real. 168
4.10 Sistemas contra incendios 173
4.11 Especificación de válvulas y conexiones 173
4.12 Instalación de aprovechamiento 173
4.13 Tendido de tubería 174
TEMA 5. COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO 175
5.1 Beneficios 178
CONCLUSIONES 179
BIBLIOGRAFIA 181
REFERENCIAS 181
ANEXOS 183
INDICE DE FIGURAS
Fig 1 Compuestos Químicos del Gas Natura 4
Fig 4 Superficie Geológica 8
Fig 5 Sismógrafo 9
Fig 6 Colocación de geófonos 9
Fig 7 Sismología en la Practica 10

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Fig 8 Camión vibrador sísmico 11
Fig 9 Exploración Sísmica costa afuera 13
Fig 10 Ej de datos de registro de polos 15
Fig11 uso interactivo de Sísmica 3-D 17
Fig 12 Ej. De 3-D de imagen sísmica 18
Fig 13 Sísmica en la Practica 19
Fig 14 Extracción 20
Fig 15 Procesamiento Ind. Del GN 22
Fig 16 planta de procesamiento de GN 23
Fig 17 Ingeniero Pemex 25
Fig 18 Planta de Procesamiento México 28
Fig 19 Tuberías y torre de absorción 29
Fig 20 Planta de Gas Endulcorante 32
Fig 21 Etapas de Procesamiento del GN 33
Fig 22 Consumo Regional de GN 2009 42
Fig 23 Distribución regional de las reservas probadas de Gas Seco 2009 47
Fig 24 Crecimiento de la Demanda de GN y el PIB de México 1999-2009 49
Fig 25 Extracción de GN por Región 2009 56
Fig 26 Rombo de clasificación de riesgo NFRA-704 59
Fig 27 Mezcla de Aire + Gas Natural 62
Fig 28 Correcta ventilación donde exista GN 64
Fig 29 Numero asignado por la ONU 68
Fig 30 Alcanos 75
Fig 31 Factor volumétrico de formación del Gas 84

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Fig 32 Flujo turbulento 86
Fig 33 Flujo Laminar 88
Fig 34 Fuerza dP- dS 91
Fig 35 Ciclo del GN 101
Fig 36 Red de Ducto y centros de procesados de Gas 105
Fig 37 Distribución de GN desde estación de compresión de Gn 2009 106
Fig 38 Calidad de la interconexión de GN con EU 107
Fig 39 Ley de Charles Gay Lussac 117
Fig 40 LEy de Boyle 118
Fig 41 Mapa de ubicación de la empresa 118
INDICE DE ECUACIONES.
Ec 1Constitutiva 71
Ec 2 Ec. Constitutiva que relaciona el tensor tensión y el gradiente de celocidad 72
Ec 3 Viscocidad y Temperatura 72
Ec 4 Peso molecular del gas 80
Ec 5 Densidad del Gas 81
Ec 6 Factor de compresibilidad 82
Ec 6.1 Factor de compresibilidad pseudo critica por temperatura 82
Ec 6.2 Factor de compresibilidad pseudo critica por presión 83
Ec 7 Factor de compresibilidad pseudo reducida por presión 83
Ec 8 Factor de compresibilidad pseudo reducida po temperatura 83
Ec 9 –Ec 10 Ecuaciones peseudo reducidas = Z 83
Ec 11 Factor volumétrico de formación del Gas 84

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Ec 12 Volumen especifica 84
Ec 13 Compresibilidad isométrica del gas 85
Ec 14 Flujo turbulento 86
Ec 15 Flujo turbulento por esfuerzos cortantes 86
Ec 16 Flujo laminar 87
Ec 17 Flujo incompresible 88
Ec 18 flujo permanente 89
Ec 19 Flujo permanente según el punto de interés 89
Ec 20 Flujo no permanente 89
Ec 21 Flujo uniforme 90
Ec 22 Presión 92
Ec 23 Presión cuando la fuerza tiene cualquier dirección 92
Ec 24 Presión manométrica 94
Ec 25 Presión vacuométrica 94
Ec 26 Factores de corrección 111
Ec 27 Volumen de Gas 111
Ec 28 Factor de Presión 111
Ec 29 Factor de Temperatura 112
Ec 30 Factor de supercompresibilidad 112
Ec 31 Ley de Boyle 115
Ec 32 Ley de Boyle constante de temperatura 115
Ec 33 Ley de Boyle cuando la densidad varia directamenete 116
Ec 34 Ley de Charles Gay Lussac 116
Ec 34.1 Ley de charles a presión constante 116
Ec 35 Gases ideales 118
Ec 36 Gas ideal formula con la constante individual R. 119

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Ec 37 Gases idelaes y la constante Ru 119
Ec 38 Densidad 120
Ec 39 Volumen especifico 120
Ec 40 Gravedad del Gas 121
Ec 41 Formula de Barlow , para espesores de tubería de acero 127
Ec 42 Formula para determinar la presión de trabajo de tubería de PE 3408 128
Ec 43 Consumo Real 162
Ec 45 Formula de Chamberlain Cox 168
Ec 45.1 Presión 2 absoluta por Cox 169
Ec 46 Formula de Dr. Pole 172
Ec 47 Formula de continuidad (despejando velocidad) 169
INDICE DE TABLAS
Tabla 1 Clasificacion de las Instalaciones de Aprovechamiento de GN 39
Tabla 2 Clasificacion de la reservas de GN 39
Tabla 3 Consumo Anual de energía por tipo de fuente de 1999-2009 41
Tabla 4 Consumo de GN 2009 43
Tabla 5 Consumo regional de GN 2000-2010 50
Tabla 6 Reservas remanentes totales de GN 2000-2010 51
Tabla 7 Reservas probadas de Gas seco por región 2000-2010 53
Tabla 8 Extracción de GN por Región 1999-2009 54
Tabla 9 Extracción de Gas Natural por Región 1999-2009 56
Tabla 10 Norma oficiales Mexicanas (gas natural y gas licuado) 59
Tabla 11 Tipos de fluidos, su comportamiento y características. 73
Tabla 12 Fricción de hidrocarburos separados por destilación 78
Tabla 13 Conversión de unidades de Presión 96

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Tabla 14 Permisos de transporte de uso propio 102
Tabla 15 Usuarios totales del servicio de distribución por permisionario 103
Tabla 16 Capacidad mundial de almacenamiento de GN 2009 109
Tabla 17 Factor de diseño de población 124
Tabla 18 Consideración de las variables de diseño según el tipo de instalación 125
Tabla 19 Factor de eficiencia de la junta longitudinal 127
Tabla 20 Clasificación de la colocación para y accesorios dependiendo el material 139
Tabla 21 Selección de material por concepto de experiencia 156
Tabla 22 Consumo por hora de cada equipo en la planta 163
Tabla 23 Resultado del cálculo de la red de alta presión 166
Tabla 24 Constante de la red de aprovechamiento 167
Tabla 25 Resultados del cálculo de red de baja presión 172
INDICE DE DIAGRAMAS
Diag 1 Proceso para otorgar un permiso de transporte de GN 35
Diag 2 Marco Regulatorio de la CRE para permisos de transporte 38
Diag 3 Cadena de Gas Natural 99
INDICE DE GRAFICAS
Graf 1 Reservas probadas mundiales de GN 2009 45
Graf 2 Reservas remanentes de GNpor categoría al 01 de Enero 2010 52
Graf 3 Produccion de GN por tipo y % de Gas enviado 57
Graf 4 Factor de compresibilidad de los Gases idelaes 82

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TEMA 1 GENERALIDADES DEL USO Y MANEJO DEL GAS NATURAL
1.1 Reseña histórica del Gas Natural.
Los primeros descubrimientos de yacimientos de gas natural fueron hechos en Irán entre los
años 6000 y 2000 A.C. Estos yacimientos de gas, probablemente encendidos por primera vez
mediante algún relámpago, sirvieron para alimentar los "fuegos eternos" de los adoradores del
fuego de la antigua Persia. También se menciona el uso del gas natural en China hacia el 900
A.C. Precisamente en China se reporta la perforación del primer pozo conocido de gas natural
de 150 metros de profundidad en el 211 A.C. Los chinos perforaban sus pozos con varas de
bambú y primitivas brocas de percusión, con el propósito expreso de buscar gas en
yacimientos de caliza. Quemaban el gas para secar las rocas de sal que encontraban entre las
capas de caliza. El gas natural era desconocido en Europa hasta su descubrimiento en
Inglaterra en 1659, e incluso entonces, no se masificó su utilización. La primera utilización de
gas natural en Norteamérica se realizó desde un pozo poco profundo en la localidad de
Fredonia, estado de Nueva York, en 1821. El gas era distribuido a los consumidores a través
de una cañería de plomo de diámetro pequeño, para cocinar e iluminarse. A lo largo del siglo
19, el uso del gas natural permaneció localizado porque no había forma de transportar grandes
cantidades de gas a través de largas distancias, razón por la que el gas natural se mantuvo
desplazado del desarrollo industrial por el carbón y el petróleo.
Un importante avance en la tecnología del transporte del gas ocurrió en 1890, con la invención
de las uniones a prueba de filtraciones. Sin embargo, como los materiales y técnicas de
construcción permanecían difíciles de manejar, no se podía llegar con gas natural más allá de
160 kilómetros de su fuente. Por tal razón, la mayor parte del gas asociado se quemaba en
antorchas y el gas no asociado se dejaba en la tierra. El transporte de gas por largas distancias
se hizo practicable a fines de la segunda década del siglo 20 por un mayor avance de la
tecnología de cañerías. En Estados Unidos entre 1927 y 1931 se construyeron más de 10
grandes sistemas de transmisión de gas. Cada uno de estos sistemas se construyó con
cañerías de unos 51 centímetros de diámetro y en distancias de más de 320 kilómetros.
Después de la Segunda Guerra Mundial se construyeron más sistemas de mayores longitudes
y diámetros. Se hizo posible la construcción de cañerías de 142 centímetros de diámetro.
A principios de la séptima década del siglo veinte tuvo su origen en Rusia la cañería de gas
más larga. La red de Northern Lights, de 5470 kilómetros de longitud, cruza los Montes Urales y

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unos 700 ríos y arroyos, uniendo Europa Oriental con los campos de gas de Siberia del Oeste
en el círculo Ártico. Otra red de gas, más corta, pero de gran dificultad de ingeniería, es la que
se extiende desde Argelia, a través del Mar Mediterráneo hasta Sicilia. El mar tiene más de 600
metros de profundidad en algunos tramos de la ruta.
Un importante avance en la tecnología del transporte del gas ocurrió en 1890, con la invención
de las uniones a prueba de filtraciones. Sin embargo, como los materiales y técnicas de
construcción permanecían difíciles de manejar, no se podía llegar con gas natural más allá de
160 kilómetros de su fuente. Por tal razón, la mayor parte del gas asociado se quemaba en
antorchas y el gas no asociado se dejaba en la tierra.
El transporte de gas por largas distancias se hizo practicable a fines de la segunda década del
siglo 20 por un mayor avance de la tecnología de cañerías. En Estados Unidos entre 1927 y
1931 se construyeron más de 10 grandes sistemas de transmisión de gas. Cada uno de estos
sistemas se construyó con cañerías de unos 51 centímetros de diámetro y en distancias de
más de 320 kilómetros. Después de la Segunda Guerra Mundial se construyeron más sistemas
de mayores longitudes y diámetros. Se hizo posible la construcción de cañerías de 142
centímetros de diámetro.
A principios de la séptima década del siglo veinte tuvo su origen en Rusia la cañería de gas
más larga. La red de Northern Lights, de 5470 kilómetros de longitud, cruza los Montes Urales y
unos 700 ríos y arroyos, uniendo Europa Oriental con los campos de gas de Siberia del Oeste
en el círculo Ártico. Otra red de gas, más corta, pero de gran dificultad de ingeniería, es la que
se extiende desde Argelia, a través del Mar Mediterráneo hasta Sicilia. El mar tiene más de 600
metros de profundidad en algunos tramos de la ruta.

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1.2 Propiedades y especificaciones del Gas Natural.
El gas natural es un componente vital del suministro mundial de energía. Se trata de uno de los
más limpios, más seguros y más útil de todas las fuentes de energía. A pesar de su
importancia, sin embargo, hay muchas ideas equivocadas sobre el gas natural. Por ejemplo, el
"gas" de la palabra en sí tiene una gran variedad de usos diferentes, y los significados. Cuando
damos combustible a nuestra auto, ponemos "gas" en ella. Sin embargo, la gasolina que entra
en su vehículo, mientras que un combustible fósil en sí, es muy diferente del gas natural. El
'gas' en la barbacoa común es en realidad el propano, el cual, aunque estrechamente
relacionados y se encuentran comúnmente en el gas natural, no es realmente el gas natural en
sí. Aunque comúnmente se agrupan con otros combustibles fósiles y las fuentes de energía,
hay muchas características del gas natural que lo hacen único. A continuación se muestra un
poco de información básica sobre el gas natural
¿Qué es exactamente, cómo se forma y cómo se encuentran en la naturaleza?
El gas natural, en sí mismo, puede ser considerado un gas sin interés - es incoloro, sin forma, y
sin olor en su forma pura. Muy interesante, salvo que el gas natural es combustible, abundante
en los Estados Unidos y cuando se quema emite una gran cantidad de energía y las emisiones
de pocos. A diferencia de otros combustibles fósiles, el gas natural es de combustión limpia y
emite niveles más bajos de subproductos potencialmente dañinos en el aire. Se requiere de
energía constante, para calentar nuestros hogares, cocinar nuestros alimentos, y generar la
electricidad. Es esta necesidad de energía que ha elevado el gas natural a un nivel de
importancia en nuestra sociedad, y en nuestras vidas.
El gas natural es una mezcla combustible de gases de hidrocarburos. Mientras que el gas
natural está formada principalmente de metano, que también puede incluir etano, propano,
butano y pentano. La composición del gas natural puede variar ampliamente, pero a
continuación es una tabla que resume la composición típica del gas natural antes de que se
refina.

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(Fig. 1)
En su forma más pura, como el gas natural que se entrega a su casa, es casi metano puro. El
metano es una molécula compuesta por un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno, y
se conoce como el CH4. El distintivo "huevo podrido" que se suele asociar con el gas natural es
en realidad un odorante llamado mercaptano que se añade al gas antes de que se entrega al
usuario final. Mercaptano ayuda en la detección de cualquier fuga.
Etano, propano, y los otros hidrocarburos comúnmente asociados con el gas natural tienen
ligeramente diferentes formulas químicas.
(Fig 2)
Composición típica de Gas Natural
Metano CH 4 70-90%
Etano C 2 H 6
0-20%Propano C 3 H 8
Butano C 4 H 10
Dióxido de carbono CO 2 0-8%
Oxígeno O 2 0-0.2%
Nitrógeno N 2 0-5%
El sulfuro de hidrógeno H 2 S 0-5%
Gases raros A He, Ne, Xe rastrear

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El gas natural es considerado "seco" cuando es casi metano puro, después de haber tenido la
mayoría de los otros hidrocarburos asociados comúnmente eliminados. Cuando estén
presentes otros hidrocarburos, el gas natural es "húmedo".
El gas natural es considerado "seco" cuando es casi metano puro, después de haber tenido la
mayoría de los otros hidrocarburos asociados comúnmente eliminados. Cuando estén
presentes otros hidrocarburos, el gas natural es "húmedo".
El gas natural tiene muchos usos, residencial, comercial, e industrial. Se encuentra en los
embalses por debajo de la tierra, el gas natural se asocia a menudo con los depósitos de
petróleo. Las compañías de producción búsqueda de evidencias de estos depósitos mediante
el uso de una sofisticada tecnología que ayuda a encontrar la ubicación del gas natural, y los
pozos de perforación en la tierra donde es probable que se encuentre. Una vez llevado desde
el subsuelo, el gas natural se refina para eliminar impurezas tales como agua, otros gases,
arena y otros compuestos. Algunos hidrocarburos se eliminan y se vende por separado,
incluidos el propano y butano. Otras impurezas se eliminan también, tales como sulfuro de
hidrógeno (la refinación de los cuales puede producir azufre, que luego se venden también por
separado). Después de la refinación, el gas natural limpio se transmite a través de una red de
tuberías, miles de kilómetros de los que existen en los Estados Unidos. A partir de estas
tuberías, el gas natural se entrega a su punto de uso. Para obtener más información acerca de
cómo el gas natural llega por debajo de la tierra a su destino final.
El gas natural puede ser medido en un número de maneras diferentes. Como gas, que puede
ser medido por el volumen que ocupa a temperaturas y presiones normales, comúnmente
expresado en metros cúbicos. Las compañías de producción y distribución de frecuencia mide
el gas natural en miles de pies cúbicos (Mpc), millones de pies cúbicos (MMcf), o trillones de
pies cúbicos (TCF).Durante la medición en volumen es útil, el gas natural también se puede
medir como una fuente de energía. Al igual que otras formas de energía, el gas natural que
comúnmente se mide y se expresa en unidades térmicas británicas (Btu). Un BTU es la
cantidad de gas natural que producirá energía suficiente para calentar una libra de agua en un
grado a presión normal. Para dar una idea, un pie cúbico de gas natural contiene alrededor de
1,027 Btu. Cuando el gas natural se entrega a una residencia, se mide por la utilidad de gas en
los termias para los fines de facturación. Una termia es equivalente a 100.000 Btu, o un poco
más de 97 pies cúbicos, de gas natural.

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1.3 Diferencias entre gas natural y gas lp
¿Qué hace?
El procesamiento del gas son los procesos industrial que transforman el gas natural extraído
del subsuelo en:
• Gas Seco o Gas Natural Comercial GN
• Gas Licuado de Petróleo GLP
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples compuesta principalmente de metano
(CH4) y otros hidrocarburos más pesados; además también puede contener trazas de
nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo de su origen se clasifica
en:
• Gas asociado: es el que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades
de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas.
• Gas no asociado: es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo.
Hay dos formas principales de transportar gas seco (gas natural comercial) de los centros
productores al mercado de consumo, por gasoductos o en forma de Gas Natural Licuado
(GNL).
Fig 3 Componentes del gas natural antes de ser procesado

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1.4 Exploración, localización, Extracción y procesamiento.
La práctica de la localización de los depósitos de gas natural y derivados del petróleo se ha
transformado dramáticamente en los últimos 20 años con la llegada de muy avanzada, la
tecnología ingeniosa. En los primeros días de la industria, la única manera de localizar el
petróleo bajo tierra y depósitos de gas natural era buscar pruebas superficie de estas
formaciones subterráneas. Los que buscan depósitos de gas natural se vieron obligados a
recorrer la tierra, en busca de filtraciones de hidrocarburos o de gas emitido desde el subsuelo
antes de que tuvieran alguna idea de que había depósitos por debajo. Sin embargo, debido a
una proporción tan baja de petróleo y gas natural en realidad filtrarse a la superficie, este hecho
para un proceso de exploración muy ineficiente y difícil. A medida que la demanda de energía
de combustibles fósiles se ha incrementado dramáticamente en los últimos años, por lo que
tiene la necesidad de métodos más precisos de localización de estos depósitos.
1.4.1 Exploracion
Fuentes de datos
La tecnología ha permitido un notable incremento en la tasa de éxito de la localización de
yacimientos de gas natural. En esta sección, se describe cómo los geólogos y geofísicos utilizar
la tecnología y el conocimiento de las propiedades de los depósitos subterráneos de gas
natural para obtener datos que luego pueden ser interpretados y utilizados para hacer
conjeturas en cuanto a donde existen yacimientos de gas natural. Sin embargo, hay que
recordar que el proceso de exploración de gas natural y los depósitos de petróleo es una forma
característica una incierta, debido a la complejidad de la búsqueda de algo que es a menudo
miles de metros bajo tierra.
Servicios Geológicos
La exploración de gas natural, por lo general comienza con geólogos examinando la estructura
superficial de la tierra, y determinar las áreas donde es probable que geológicamente
yacimientos de petróleo o de gas que podrían existir. Fue descubierto a mediados de 1800 que
los pendientes de los anticlinales tenido la oportunidad en particular el aumento de contener
yacimientos de petróleo o de gas. Estas pendientes anticlinales son las zonas donde la tierra
se ha doblado sobre sí mismo, formando la forma de cúpula que es característico de un gran

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número de embalses. Por topografía y cartografía de la superficie y la superficie sub-
características de un área determinada, el geólogo puede extrapolar las áreas de más probable
que contenga un reservorio de petróleo o gas natural. El geólogo tiene muchas herramientas a
su disposición para hacerlo, a partir de los afloramientos de rocas en la superficie o en los
valles y quebradas, a la información geológica alcanzado desde los detritos de la roca y las
muestras obtenidas a partir de la excavación de zanjas de irrigación, pozos de agua y otros
pozos de petróleo y gas. Esta información se combinaron para permitir que el geólogo para
hacer inferencias en cuanto al contenido líquido, la porosidad, la permeabilidad, la edad, y la
secuencia de formación de las rocas debajo de la superficie de un área particular. Por ejemplo,
en la imagen que se muestra, un geólogo puede estudiar los afloramientos de roca para
conocer mejor la geología del subsuelo de las áreas.
Fig. 4 Superficie geología
Una vez que el geólogo ha determinado una zona en la que es geológicamente posible que un
gas natural o petróleo, la formación de existir, otras pruebas se pueden realizar para obtener
datos más detallados sobre el área de la reserva potencial. Estas pruebas permiten la
cartografía más precisa de las formaciones subterráneas, sobre todo aquellas formaciones que
se asocian comúnmente con gas natural y reservas de petróleo. Estas pruebas se realizan
comúnmente por un geofísico, el que utiliza la tecnología para encontrar y cartografiar
formaciones subterráneas de roca.
Superficie Geología
Fuente: Anadarko Petroleum Corporation

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Fig.5 Sismógrafo
Exploración Sísmica
Podría decirse que el mayor avance en el petróleo y gas natural llegó a través del uso de la
sismología básica. Sismología se refiere al estudio de cómo la energía, en forma de ondas
sísmicas, se mueve a través de la corteza de la Tierra e interactúa de manera diferente con los
distintos tipos de formaciones subterráneas. En 1855, L. Palmiere desarrolló el primer
"sismógrafo", un instrumento utilizado para detectar y registrar los terremotos. Este dispositivo
era capaz de recoger y registrar las vibraciones de la tierra que se producen durante un
terremoto. Sin embargo, no fue hasta 1921 que esta tecnología se aplicó a la industria del
petróleo y se utiliza para ayudar a localizar las formaciones subterráneas de combustibles
fósiles.
Fig. 6 Colocación de Geófonos
Un sismógrafo
Fuente: Servicio Geológico
de EE.UU.
Colocacion de goefonos

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El concepto básico de la sismología es bastante simple. Como la corteza terrestre se compone
de diferentes capas, cada una con sus propias características, la energía (en forma de ondas
sísmicas) que viajan subterránea interactúa de manera diferente con cada una de estas
capas.Estas ondas sísmicas, emitido por una fuente, viajará a través de la tierra, sino que
también se refleja de vuelta hacia la fuente por las capas de metro.
A través de la sismología, los geofísicos son capaces de crear artificialmente las vibraciones en
la superficie y el registro de cómo estas vibraciones se reflejan de vuelta a la superficie,
dejando al descubierto las propiedades de la geología por debajo.
Una analogía que tiene un sentido intuitivo es que de rebote una pelota de goma. Una pelota
de goma que se deja caer sobre el concreto se recuperará de una manera muy diferente a una
pelota de goma lanzada sobre la arena. De la misma manera, las ondas sísmicas enviado
subterráneo se reflejan en las capas densas de roca de manera muy diferente que las capas
extremadamente porosos de roca, permitiendo que el geólogo deducir de los datos sísmicos
exactamente lo capas existen subterráneo y en qué profundidad. Mientras que el uso real de la
sismología en la práctica es un poco más complicado y técnico, este concepto básico se
mantiene.
Aquí está una descripción más detallada de la exploración sísmica .
Fig. 7 Sismología en la practica
Sismología en la práctica

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Sismología en tierra
En la práctica, con la sismología para explorar áreas en tierra consiste en crear artificialmente
las ondas sísmicas, la reflexión de los cuales son luego recogidas por partes sensitivas de
equipo de los llamados geófonos de los que están incrustados en el suelo. Los datos recogidos
por estos geófonos se transmite a un camión de registro sísmico, que registra los datos de una
interpretación posterior por los geofísicos e ingenieros de petróleo del yacimiento. El dibujo
muestra los componentes básicos de un equipo de estudio sísmico. La fuente de las ondas
sísmicas (en este caso, una explosión subterránea) crea que se reflejan en las diferentes capas
de la Tierra, para ser recogidos por los geófonos en la superficie y de transmitirla a un camión
de registro sísmico debe ser interpretado y registrado.
Aunque el sismógrafo fue originalmente desarrollado para medir los terremotos, se descubrió
que gran parte de la misma clase de vibraciones y ondas sísmicas podrían ser producidos
artificialmente y se utiliza para asignar las formaciones geológicas subterráneas. En los
primeros días de la exploración sísmica, las ondas sísmicas fueron creado con dinamita. Estos
cuidadosamente planificadas, pequeñas explosiones crea las ondas sísmicas necesarias, las
cuales fueron recogidos por los geófonos, la generación de datos para ser interpretados por los
geofísicos, geólogos e ingenieros de petróleo.
Fig. 8 Camión vibrador sísmico
Recientemente, debido a las preocupaciones ambientales y la mejora de la tecnología, es a
menudo ya no es necesario utilizar cargas explosivas para generar las ondas sísmicas
Un camión vibrador sísmico

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necesarias. En cambio, los equipos más sísmicas utiliza no explosivo tecnología sísmica para
generar los datos requeridos. Esta tecnología no es explosivo por lo general consiste en una
grande y pesada, de ruedas u orugas, vehículo que transportaba a un equipo especial
diseñado para crear un gran impacto o una serie de vibraciones. Estos impactos o vibraciones
crean ondas sísmicas similares a los creados por la dinamita. En el camión sísmica se muestra,
el pistón grande en el medio se utiliza para crear vibraciones en la superficie de la tierra, el
envío de ondas sísmicas que se utilizan para generar datos útiles.
Sismología Marina
El mismo tipo de proceso se utiliza en la exploración sísmica en alta mar. Cuando la
exploración de gas natural que pueden existir miles de metros debajo del lecho marino, que
puede ser en sí miles de metros bajo el nivel del mar, un método ligeramente diferente de la
exploración sísmica que se utiliza. En lugar de camiones y geófonos, un barco se utiliza para
recoger los datos sísmicos y los hidrófonos son usados para captar las ondas sísmicas
submarinas. Estos hidrófonos se remolcado detrás del buque en varias configuraciones,
dependiendo de las necesidades de la geofísico. En lugar de utilizar dinamita o los impactos
sobre los fondos marinos, el buque sísmico utiliza una pistola de aire grande, que libera las
ráfagas de aire comprimido bajo el agua, la creación de las ondas sísmicas que pueden viajar a
través de la corteza de la Tierra y generar las reflexiones sísmicas que son necesarios.
Magnetómetros
Además de utilizar la sismología para recoger datos sobre la composición de la corteza
terrestre, las propiedades magnéticas de las formaciones subterráneas pueden ser medidos
para generar datos geológicos y geofísicos. Esto se logra mediante el uso de magnetómetros,
que son dispositivos que pueden medir las pequeñas diferencias en el campo magnético de la
Tierra. En los primeros días de magnetómetros, los dispositivos eran grandes y voluminosos, y
sólo es capaz de medir un área pequeña a la vez.

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Fig. 9 Exploración sísmica costa afuera
Gravímetros
Además de utilizar las diferencias en el campo magnético de la Tierra, los geofísicos pueden
medir y registrar la diferencia en el campo gravitatorio de la Tierra para obtener una mejor
comprensión de lo que está bajo tierra. Diferentes formaciones subterráneas y tipos de rocas
tienen un efecto ligeramente diferente en el campo gravitatorio que rodea la Tierra. Al medir
estas pequeñas diferencias con equipos muy sensibles, los geofísicos son capaces de analizar
las formaciones subterráneas y desarrollar una visión más clara sobre los tipos de formaciones
que pueden caer por debajo del suelo, y si las formaciones tienen el potencial de contener
hidrocarburos como el gas natural.
Pozos Exploratorios
La mejor manera de obtener un completo entendimiento de la geología del subsuelo y el
potencial de yacimientos de gas natural que existen en un área determinada es perforar un
pozo exploratorio. Consiste en excavar en la corteza terrestre para permitir a los geólogos
estudiar la composición de las capas de rocas subterráneas en detalle. Además de en busca
de gas natural y los depósitos de petróleo mediante la perforación de un pozo exploratorio, los
geólogos examinan también los cortes de perforación y fluidos para obtener una mejor
comprensión de las características geológicas de la zona. Inicio de sesión, se explica más
adelante, es otra herramienta que se utiliza en los países desarrollados, así como los pozos
exploratorios. Perforación de un pozo exploratorio es un esfuerzo costoso, consume mucho
tiempo. Por lo tanto, sólo se pozos exploratorios perforados en áreas donde otros datos ha
Exploración sísmica costa afuera

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indicado una alta probabilidad de formaciones de petróleo. Para obtener más información sobre
el proceso de perforación de pozos de gas natural.
1.4.2 Localización
El registro se refiere a la realización de pruebas durante o después del proceso de perforación
que permiten a los geólogos y los operadores de perforación para monitorear el progreso de la
perforación de pozos y para obtener una imagen más clara de las formaciones del
subsuelo. Hay muchos tipos diferentes de registro, de hecho, más de 100 pruebas diferentes
de registro se puede realizar, pero en esencia consisten en una variedad de pruebas que
ilumina la verdadera composición y las características de las diferentes capas de roca que el
bien pasa a través.Registro también es esencial durante el proceso de perforación. Los
registros de vigilancia pueden garantizar que el equipo de perforación se usa correcta y que la
perforación no se continúa, si las condiciones desfavorables de desarrollo.
Está más allá del alcance de este sitio web para entrar en detalles con respecto a los distintos
tipos de registro de las pruebas que se pueden realizar. Varios tipos de pruebas son estándar,
acústica, electricidad, radiactividad, la densidad, la inducción, la pinza, la tala direccional y la
energía nuclear, por citar sólo algunos. Dos de las pruebas más prolíficos e interpretada a
menudo incluyen el registro estándar y del perfilaje eléctrico.
Registro estándar consiste en el examen y el registro de los aspectos físicos de un pozo. Por
ejemplo, los cortes de perforación (trozos de roca desplazados por la perforación del pozo) son
todos examinados y registrados, permitiendo geólogos para examinar físicamente la roca del
subsuelo. Además, los testigos se tomada por el levantamiento de una muestra de roca
subterránea intacta a la superficie, permitiendo que las diversas capas de roca y su espesor a
examinar. Estos cortes y los núcleos se examinan a menudo con poderosos microscopios que
pueden magnificar la roca hasta 2.000 veces. Esto permite que el geólogo para examinar el
contenido de la porosidad y el fluido de la roca del subsuelo, y para obtener una mejor
comprensión de la tierra en la que está siendo el pozo perforado.
Registro eléctrico consiste en bajar un dispositivo utilizado para medir la resistencia eléctrica de
las capas de roca en la parte del "fondo del pozo 'del pozo. Esto se realiza mediante la
ejecución de una corriente eléctrica a través de la formación de roca y la medición de la
resistencia que encuentra a lo largo de su camino. Esto da una idea de geólogos el contenido

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de fluido y las características. Una nueva versión de perfilaje eléctrico, llamado el registro
eléctrico de inducción, proporciona gran parte los mismos tipos de lecturas, pero es más fácil
de realizar y proporciona datos que es más fácil de interpretar.
Un ejemplo de los datos obtenidos a través de diversas formas de registro se muestra a
continuación. En esta representación, las distintas columnas indican los resultados de
diferentes tipos de pruebas. Los datos son interpretados por un geólogo con experiencia,
geofísico o ingeniero en petróleo, que es capaz de aprender de lo que aparecen como los
garabatos de las líneas de la lectura de los datos también.
Fig. 10 Ejemplo de datos de registros de pozos
La perforación de un estudio exploratorio o en desarrollo y es el primer contacto que un
ingeniero geólogo o el petróleo tiene con el contenido real de la geología del
subsuelo. Registro, en sus múltiples formas, utiliza esta oportunidad de adquirir una
comprensión más completa de lo que realmente se encuentra debajo de la superficie. Además
de proporcionar información específica para ese bien particular, vastos archivos de los registros
históricos existen para los geólogos interesados en las características geológicas de una zona
determinada o similar.
Interpretación de los datos
Hay muchas fuentes de datos e información para el geólogo y geofísico para su uso en la
exploración de hidrocarburos. Sin embargo, estos datos en bruto sólo sería inútil sin una
Un ejemplo de datos de registro de pozos

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interpretación cuidadosa y metódica. Al igual que armar un rompecabezas, el geofísico utiliza
todas las fuentes de datos disponibles para crear un modelo, o conjetura, en cuanto a la
estructura de las capas de roca debajo de la tierra. Algunas técnicas, incluyendo la exploración
sísmica, se prestan bien a la construcción de una interpretación a mano o por computadora-
visual de una formación subterránea. Otras fuentes de datos, como la obtenida de muestras de
núcleos o la tala, son tenidos en cuenta por el geólogo para determinar las estructuras
geológicas del subsuelo. A pesar de la sorprendente evolución de las técnicas de la tecnología
y la exploración, la única manera de estar seguro de que un depósito de gas licuado de
petróleo o natural que existe es para perforar un pozo exploratorio. Los geólogos y geofísicos
pueden hacer sus mejores estimaciones en cuanto a la ubicación de los yacimientos, pero
estos no son infalibles.
Interpretación sísmica 2-D
La imagen bidimensional sísmica se refiere a los geofísicos utilizan los datos de las actividades
de exploración sísmica para desarrollar una imagen de corte transversal de las formaciones
rocosas subterráneas. El geofísico interpreta los datos sísmicos obtenidos en el campo,
teniendo las grabaciones de vibración del sismógrafo y su utilización para desarrollar un
modelo conceptual de la composición y el grosor de las distintas capas de tierra de rock. Este
proceso normalmente se utiliza para asignar formaciones subterráneas, y hacer estimaciones
basadas en las estructuras geológicas para determinar dónde es probable que los depósitos
pueden existir.
Otra técnica que utiliza de base de datos sísmicos que se conoce como "la detección
directa. En los mediados de 1970, se descubrió que las bandas de blancos, llamados 'puntos
brillantes', a menudo apareció en tiras de registro sísmico. Estas bandas blancas podrían
indicar depósitos de hidrocarburos. La naturaleza de la roca porosa que contiene el gas natural
a menudo puede resultar en consecuencia del fortalecimiento de las reflexiones sísmicas de lo
normal, lleno de agua de roca. Por lo tanto, en estas circunstancias, el depósito real de gas
natural podría ser detectada directamente de los datos sísmicos. Sin embargo, esto no se
sostiene universalmente. Muchos de estos 'puntos brillantes "no contienen hidrocarburos, y
muchos depósitos de hidrocarburos no están indicados por las tiras blancas en los datos
sísmicos. Por lo tanto, aunque la adición de una nueva técnica de localizar petróleo y depósitos
de gas natural, la detección directa no es un método completamente fiable.

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Asistido por Computadora de exploración
Una de las mayores innovaciones en la historia de la exploración de petróleo es el uso de
ordenadores para compilar y reunir los datos geológicos en un todo coherente "mapa" de la
tierra. El uso de esta tecnología de la computación se conoce como 'CAEX', que es la
abreviatura de "exploración asistida por ordenador".
Fig. 11 Uso interactivo de sísmica 3-D
Con el desarrollo del microprocesador, se ha vuelto relativamente fácil de usar equipos para
ensamblar los datos sísmicos que se recoge desde el campo. Esto permite el procesamiento de
grandes cantidades de datos, aumentando la fiabilidad y el contenido informativo del modelo
sísmico. Hay tres tipos principales de modelos de exploración asistida por ordenador: dos
dimensiones (2-D), en tres dimensiones (3-D), y, más recientemente, de cuatro dimensiones (4-
D). Estas técnicas de imagen, mientras que se basan principalmente en los datos sísmicos
adquiridos en el campo, se están volviendo más y más sofisticados. La tecnología informática
ha avanzado tanto que ahora es posible incorporar los datos obtenidos de los diferentes tipos
de pruebas, tales como la tala, la información de la producción y ensayo gravimétrico, los
cuales pueden ser combinados para crear una 'visualización' de la formación subterránea. Así,
los geólogos y geofísicos son capaces de combinar todas sus fuentes de datos para compilar
una imagen clara y completa de la geología del subsuelo. Un ejemplo de esto se muestra que
un geólogo utiliza una visualización interactivo de computadoras genera de 3-D los datos
sísmicos para explorar las capas del subsuelo.
Geólogo uso interactivo de sísmica3-D

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3-D de imágenes sísmicas
Uno de los mayores avances en la exploración asistida por ordenador fue el desarrollo de
imágenes sísmicas en tres dimensiones (3-D). Tres-D de imágenes utiliza datos sísmicos de
campo para generar un período de tres dimensiones "imagen" de las formaciones subterráneas
y características geológicas. Esto, en esencia, permite que el geofísico y geólogo para ver una
imagen clara de la composición de la corteza terrestre en una zona determinada. Esto es
tremendamente útil para permitir la exploración de petróleo y gas natural, como una imagen
real podría ser utilizado para estimar la probabilidad de las formaciones existentes en un área
en particular, y las características de la formación potencial. Esta tecnología ha tenido un gran
éxito en el aumento de la tasa de éxito de los esfuerzos de exploración. De hecho, utilizando
sísmica 3-D se ha estimado para aumentar la probabilidad de éxito ubicación depósito 50 por
ciento.
Fig. 12 Ej de 3-D de tecnología de imagen sísmica
Aunque esta tecnología es muy útil, también es muy costoso. Tres-D de imágenes sísmicas
puede costar cientos de miles de dólares por milla cuadrada. La generación de imágenes 3-D
requiere que los datos se recogieron a partir de varios miles de sitios, a diferencia de imágenes
2-D, que sólo requiere varios cientos de puntos de datos. Como tal, 3-D es un proceso mucho
más complejo y prolongado. Por lo tanto, generalmente se utiliza en conjunción con otras
técnicas de exploración. Por ejemplo, un geofísico puede utilizar tradicional 2-D de modelado y
examen de las características geológicas para determinar si hay una probabilidad de la
presencia de gas natural.Una vez que estas técnicas básicas se utilizan, en 3-D de imágenes
Un ejemplo de 3-D de tecnología de imagen sísmica

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sísmicas se puede utilizar sólo en aquellas áreas que tienen una alta probabilidad de contener
yacimientos.
Además de la localización del petróleo en términos generales los embalses, en 3-D de
imágenes sísmicas permite la colocación más exacta de los pozos a ser perforados. Esto
aumenta la productividad de los pozos con éxito, permitiendo más petróleo y gas natural que se
extrae del suelo. De hecho, sísmica 3-D puede aumentar las tasas de recuperación de los
pozos productores de 40-50 por ciento, en comparación con 25-30 por ciento con las técnicas
tradicionales de exploración 2-D.
Fig 13 imagen sísmicas en la practica
Tres-D de imágenes sísmicas se ha convertido en una herramienta extremadamente
importante en el gas de la búsqueda natural. En 1980, a sólo 100 en 3-D las pruebas de
obtención de imágenes sísmicas se había realizado. Sin embargo, a mediados de la década de
1990, de 200 a 300 en 3-D los estudios sísmicos se llevaban a cabo cada año. En 1996, en el
Golfo de México, uno de los mayores productores de gases naturales-áreas en los EE.UU., casi
el 80 por ciento de los pozos perforados en el Golfo se basa en 3-D los datos sísmicos. En
1993, el 75 por ciento de todos los estudios exploratorios en tierra conducidas utilizada en 3-D
de imágenes sísmicas.
Imágenes sísmicas en la práctica

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1.4.3 Extracción.
Una vez que un depósito potencial de gas natural ha sido localizado por un equipo de geólogos
y geofísicos, le corresponde a un equipo de expertos de perforación para excavar hacia abajo,
donde el gas natural se cree que existe. Esta sección describe el proceso de perforación de
gas natural, tanto en tierra como costa afuera. Aunque el proceso de excavar profundamente
en la corteza de la Tierra para encontrar depósitos de gas natural que puede o no puede
realmente existir parece desalentador, la industria ha desarrollado una serie de innovaciones y
técnicas que ambos disminuyen el costo y aumentar la eficiencia de la perforación de gas
natural . Los avances en la tecnología han contribuido en gran medida al aumento de la
eficiencia y la tasa de éxito para la perforación de pozos de gas natural.
Fig. 14 Extracción
La determinación de si se debe perforar un pozo depende de una variedad de factores,
incluyendo el potencial económico de la reserva de gas natural, esperado. Su precio es de una
gran cantidad de dinero para las compañías de exploración y producción para buscar y perforar
en busca de gas natural, y siempre existe el riesgo inherente de que no hay gas natural se
encuentra.
La colocación exacta del sitio de perforación depende de muchos factores, incluyendo la
naturaleza de la formación potencial de ser perforado, las características de la geología del
subsuelo, y la profundidad y el tamaño del depósito de destino. Después de que el equipo de

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geofísicos identifica la ubicación óptima para un pozo, es necesario que la empresa de
perforación para asegurar que se complete todas las medidas necesarias para que legalmente
puede perforar en esa zona. Esto implica generalmente la obtención de permisos para las
operaciones de perforación, el esta cimiento de un acuerdo legal que permita a la compañía de
gas natural para extraer y vender los recursos en un área determinada de tierra, y un diseño de
recogida de las líneas que conectan el pozo con la tubería.
Hay una variedad de posibles propietarios de los derechos a la tierra y minerales de una zona
determinada.
Si el nuevo pozo, una vez perforado, no en el hecho de entrar en contacto con depósitos de
gas natural, que ha sido desarrollado para permitir la extracción de este gas natural, y se
denomina "desarrollo" o "productivo" bien. En este punto, con el pozo perforado y el presente
hidrocarburos, el bien puede ser completada para facilitar su producción de gas natural. Sin
embargo, si el equipo de exploración era incorrecta en su estimación de la existencia de una
cantidad comercial de gas natural en un pozo, el pozo se denomina un "pozo seco", y la
producción no se detiene.
En tierra y costa afuera de perforación presentan ambientes únicos de perforación, lo que
requiere técnicas y equipos especiales
Procesamiento industrial del gas natural
El gas natural, ya que es utilizado por los consumidores, es muy diferente de la de gas natural
que se trae desde el subsuelo hasta la boca del pozo. Aunque el procesamiento de gas natural
en muchos aspectos es menos complicado que el procesamiento y refinación de petróleo
crudo, es igualmente necesario antes de su uso por los usuarios finales.

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Fig. 15 Procesamiento industrial de Gas Natural
El gas natural utilizado por los consumidores se compone casi exclusivamente de metano. Sin
embargo, el gas natural que se encuentra en boca de pozo, a pesar de que está compuesta
principalmente de metano, no es en absoluto tan puro. De gas natural en bruto proviene de tres
tipos de pozos: pozos petroleros, pozos de gas y condensado de los pozos. El gas natural que
proviene de los pozos de petróleo normalmente se denomina "gas asociado". Este gas puede
existir separado del aceite en la formación (gas libre), o disuelto en el petróleo crudo (gas
disuelto). El gas natural desde los pozos de gas y condensado, en las que hay petróleo crudo
poca o ninguna, se denomina "gas no asociado '. Pozos de gas suelen producir gas natural
crudo por sí mismo, mientras que los pozos producen gas natural condensado libre junto con
un hidrocarburo condensado semi-líquida.Cualquiera que sea la fuente del gas natural, una vez
separado de petróleo crudo (si está presente) que existe comúnmente en mezclas con otros
hidrocarburos; principalmente etano, propano, butano y pentanos. Además, el gas natural en
bruto contiene vapor de agua, sulfuro de hidrógeno (H 2 S), dióxido de carbono, helio,
nitrógeno y otros compuestos.
Procesamiento de gas natural consiste en separar todos los diferentes tipos de hidrocarburos y
líquidos del gas natural puro, para producir lo que se conoce como gas natural seco "calidad
gasoducto. Los principales gasoductos de transporte por lo general imponen restricciones
sobre la composición del gas natural que se permite en la tubería. Esto significa que antes de
que el gas natural puede ser transportado debe ser purificado. Mientras que el etano, propano,

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butano y pentanos debe ser removido del gas natural, esto no quiere decir que todos ellos son
los productos de desecho.
De hecho, los hidrocarburos asociados, conocidos como los líquidos de gas natural (LGN)
pueden ser muy valiosos subproductos del procesamiento del gas natural. LGN incluyen etano,
propano, butano, iso-butano, y gasolina natural. Estos líquidos de gas natural se vende por
separado y tienen una variedad de diferentes usos, incluyendo la mejora de la recuperación de
petróleo en pozos de petróleo, suministro de materias primas para refinerías de petróleo o
plantas petroquímicas, y como fuentes de energía.
Fig 16. Planta de Procesamiento de gas natural
Mientras que algunos de la transformación necesaria se puede conseguir en o cerca de la
cabeza del pozo (procesamiento de campo), la transformación completa de gas natural se lleva
a cabo en una planta de transformación, que normalmente se encuentra en una región
productora de gas natural. El gas natural extraído es transportado a estas plantas de
procesamiento a través de una red de ductos de recolección, que son de pequeño diámetro,
tuberías de baja presión. Un complejo sistema de recolección puede estar formado por miles
de kilómetros de tuberías, la interconexión de la planta de procesamiento de más de 100 pozos
en el área.

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Además de la transformación efectuada en boca de pozo y en las plantas de procesamiento
centralizado, un tratamiento final a veces también se realiza en las plantas de extracción de
pórtico. Estas plantas se encuentran en sistemas de tuberías principales. Aunque el gas natural
que llega a estas plantas de empalme de extracción ya es de calidad gasoducto, en ciertos
casos existen todavía pequeñas cantidades de líquidos de gas natural, que se extraen en las
plantas de empalme.
La práctica actual de procesamiento de gas natural a los gasoductos de gas seco niveles de
calidad puede ser bastante complejo, pero por lo general consta de cuatro procesos principales
para eliminar las impurezas diversas:
 El petróleo y de eliminación de condensación
 La eliminación de agua
 Separación de Líquidos del Gas Natural
 La eliminación de azufre y dióxido de carbono
Desplácese hacia abajo, o haz clic en el enlace de arriba para ser transportados a una sección
en particular.
Además de los cuatro procedimientos anteriores, los calentadores y depuradores están
instalados, por lo general en o cerca de la cabeza del pozo. Los lavadores de servir
principalmente para eliminar la arena y otras impurezas de partículas grandes. Los
calentadores de asegurar que la temperatura del gas no descienda demasiado bajo. Con el gas
natural que contiene incluso pequeñas cantidades de agua, los hidratos de gas natural tienen
una tendencia a formar cuando la temperatura baja. Estos hidratos son compuestos sólidos o
semi-sólida, parecida hielo como cristales. En caso de que estos hidratos se acumulan, pueden
impedir el paso de gas natural a través de válvulas y sistemas de recolección. Para reducir la
aparición de los hidratos, pequeñas naturales a gas unidades de calentamiento normalmente
se instalan a lo largo del tubo de recogida donde es probable que se pueden formar hidratos.
El petróleo y de eliminación de condensación
Con el fin de procesar y transportar gas asociado disuelto natural, debe ser separado del aceite
en el que se disuelve. Esta separación de gas natural a partir de aceite se realiza con más
frecuencia con los equipos instalados en o cerca de la boca del pozo.

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El proceso real utilizado para separar el aceite del gas natural, así como el equipo que se
utiliza, puede variar ampliamente. Aunque la calidad de tubería de gas seco natural es
prácticamente idéntico a través de diferentes áreas geográficas, el gas natural en bruto de
diferentes regiones pueden tener diferentes composiciones y los requisitos de separación. En
muchos casos, el gas natural se disuelve en aceite subterráneo principalmente debido a la
presión que la formación es bajo. Cuando este gas natural y petróleo que se produce, es
posible que se separará por su cuenta, simplemente debido a la disminución de la presión, al
igual que la apertura de una lata de refresco permite la liberación de dióxido de carbono
disuelto. En estos casos, la separación de petróleo y gas es relativamente fácil, y los dos
hidrocarburos se envían caminos separados para su posterior procesamiento. El tipo más
básico de separador se conoce como un separador convencional. Se compone de un tanque
cerrado simple, donde la fuerza de la gravedad sirve para separar los líquidos más pesados
como el petróleo, y los gases más ligeros, como el gas natural.
Fig 17. Ing. pemex
En ciertos casos, sin embargo, el equipo especializado es necesario separar el aceite y el gas
natural. Un ejemplo de este tipo de equipo es el separador de baja temperatura (LTX). Esta es
la más utilizada en los pozos productores de gas de alta presión junto con el petróleo crudo
ligero y condensado. Estos separadores utilizar diferenciales de presión para enfriar el gas

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natural húmedo y separar el aceite y el condensado. El gas húmedo entra en el separador, se
enfría ligeramente por un intercambiador de calor. El gas se desplaza a través 'nocaut' un
líquido a alta presión, que sirve para eliminar cualquier líquido en un separador de baja
temperatura. El gas pasa entonces a este separador de baja temperatura a través de un
mecanismo de estrangulación, que se expande el gas que entra en el separador. Esta rápida
expansión del gas permite la disminución de la temperatura en el separador. Después de la
eliminación de líquido, el gas seco se desplaza entonces hacia atrás a través del
intercambiador de calor y es calentado por el gas húmedo entrante. Al variar la presión del gas
en diversas secciones del separador, es posible variar la temperatura, que hace que el aceite y
un poco de agua que se condensa de la corriente de gas húmedo. Esta base de presión-
temperatura relación puede funcionar a la inversa, así, para extraer gas de una corriente de
aceite líquido.
La eliminación de agua
Además de separar el aceite y el condensado alguna de la corriente de gas húmedo, es
necesario para eliminar la mayor parte del agua asociada. La mayor parte del agua líquida,
libre asociado con el gas natural se extrae separa por métodos de separación simples en o
cerca de la cabeza del pozo. Sin embargo, la eliminación del vapor de agua que existe en
solución en el gas natural requiere un tratamiento más complejo. Este tratamiento consiste en
'deshidratar' el gas natural, que por lo general implica una de dos procesos: o absorción o
adsorción.
La absorción se produce cuando el vapor de agua se saca por un agente deshidratante. La
adsorción se produce cuando el vapor de agua se condensa y se recoge en la superficie.
La deshidratación de glicol
Un ejemplo de la deshidratación de absorción que se conoce como deshidratación de glicol. En
este proceso, un deshidratador desecante líquido sirve para absorber vapor de agua de la
corriente de gas. Glicol, el agente principal en este proceso, tiene una afinidad química del
agua. Esto significa que, cuando está en contacto con una corriente de gas natural que
contiene agua, glicol servirá para "robar" el agua de la corriente de gas. Esencialmente, la
deshidratación de glicol implica el uso de una solución de glicol, por lo general bien
dietilenglicol (DEG) o trietilenglicol (TEG), que se pone en contacto con la corriente de gas

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húmedo en lo que se denomina la "contactor". La solución de glicol absorbe agua del gas
húmedo. Una vez absorbidos, las partículas de glicol se vuelven más pesados y se hunden al
fondo del contactor donde se retiran. El gas natural, después de haber sido despojado de la
mayor parte de su contenido de agua, se transporta fuera del deshidratador. La solución de
glicol, teniendo todo el agua rectificada del gas natural, se somete a una caldera especializada
diseñada para vaporizar sólo el agua de la solución. Mientras que el agua tiene un punto de
ebullición de 212 grados Fahrenheit, el glicol de no hervir hasta 400 grados Fahrenheit. Este
diferencial de punto de ebullición hace relativamente fácil de eliminar el agua de la solución de
glicol, permitiendo que se reutiliza en el proceso de deshidratación.
Una nueva innovación en este proceso ha sido la adición de Flash tanque separador de
condensadores. Así como la absorción de agua de la corriente de gas húmedo, la solución de
glicol ocasionalmente lleva consigo pequeñas cantidades de metano y otros compuestos que
se encuentran en el gas húmedo. En el pasado, este metano se purgó simplemente fuera de la
caldera. Además de perder una porción del gas natural que se extrajo, esta ventilación
contribuye a la contaminación del aire y el efecto invernadero. Con el fin de disminuir la
cantidad de compuestos de metano y otros que se pierden, flash tanque separador de
condensadores trabaja|r para eliminar estos compuestos antes de la disolución de glicol llega a
la caldera. Esencialmente, un depósito separador de líquido consiste en un dispositivo que
reduce la presión de la corriente de solución de glicol, permitiendo que el metano y otros
hidrocarburos para vaporizar ("flash"). La solución de glicol se desplaza entonces a la caldera,
que también puede estar equipado con condensadores enfriados por aire o agua, que sirven
para capturar cualquier compuestos orgánicos restantes que pueden permanecer en la
solución de glicol. En la práctica, de acuerdo con el Departamento de Energía de la Oficina de
la energía fósil , estos sistemas se han mostrado para recuperar el 90 al 99 por ciento de
metano que de lo contrario sería quemado en la atmósfera.
Para obtener más información acerca de la deshidratación de glicol, visite la página web del
Instituto de Tecnología.
Desecante sólido deshidratación
Desecante sólido deshidratación es la forma primaria de deshidratación del gas natural
mediante adsorción, y generalmente se compone de dos o más torres de adsorción, que están
llenos con un desecante sólido. Desecantes típicos incluyen alúmina activada o un material de

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gel de sílice granular. El gas natural húmedo se pasa a través de estas torres, de arriba a
abajo. A medida que el gas húmedo pasa alrededor de las partículas de material desecante, el
agua es retenida en la superficie de estas partículas desecantes. Pasando a través del lecho
desecante entera, casi toda el agua se adsorbe sobre el material desecante, dejando el gas
seco para salir de la parte inferior de la torre.
Desecante sólido deshidratadores son generalmente más eficaces que los deshidratadores de
glicol, y generalmente se instala como un tipo de sistema a horcajadas a lo largo de las
tuberías de gas natural. Estos tipos de sistemas de deshidratación son los más adecuados
para grandes volúmenes de gas a presión muy alta, y por lo tanto se encuentra normalmente
en una tubería aguas abajo de una estación de compresión. Dos o más torres son necesarios
debido al hecho de que después de un cierto período de uso, el desecante en una torre
particular, se satura con agua. Para 'regenerar' el desecante, un calentador de alta temperatura
se utiliza para calentar el gas a una temperatura muy alta. Pasando este gas caliente a través
de un lecho de desecante saturado vaporiza el agua en la torre de desecante, dejándolo seco y
permitiendo además la deshidratación de gas natural.
Separación de Líquidos del Gas Natural
El gas natural que viene directamente de un
pozo contiene muchos líquidos de gas
natural que se suelen eliminar. En la
mayoría de los casos, los líquidos de gas
natural (LGN) tienen un valor superior como
productos separados, por lo que es
económico para retirarlos de la corriente de
gas. La eliminación de los líquidos de gas
natural por lo general tiene lugar en una
planta de procesamiento relativamente
centralizada, y utiliza técnicas similares a los
utilizados para deshidratar el gas natural.
Fig. 18 Planta de Procesamiento - México

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Fig. 19 tuberías y torre de absorción
Hay dos pasos básicos para el tratamiento de los líquidos de gas natural en la corriente de gas
natural. En primer lugar, los líquidos deben ser extraído del gas natural. En segundo lugar,
estos líquidos de gas natural se debe a sí mismos separados, hasta sus componentes básicos.
Extracción de LGN
Hay dos técnicas principales para la eliminación de líquidos de gas natural a partir de la
corriente de gas natural: el método de absorción y el proceso criogénico expansor. De acuerdo
con la Asociación de Procesadores de Gas , estos representan dos procesos alrededor del 90
por ciento del total de gas natural la producción de líquidos.
El método de absorción
El método de absorción de extracción NGL es muy
similar al uso de absorción para la deshidratación. La
diferencia principal es que, en la absorción NGL, un
absorbente de aceite se utiliza en lugar de glicol. Este
aceite tiene un absorbente 'afinidad' para líquidos de
gas natural en gran parte la misma manera que glicol
tiene una afinidad por el agua. Antes de que el petróleo
se ha recuperado ningún líquidos de gas natural, se
denomina 'magra' absorción de aceite. A medida que el
gas natural se hace pasar a través de una torre de
absorción, se pone en contacto con la absorción de
aceite que absorbe una alta proporción de los líquidos
de gas natural. El "rico" del petróleo de absorción, que
ahora contiene líquidos de gas natural, sale de la torre
de absorción a través de la parte inferior.
Ahora es una mezcla de aceite de absorción, propano, butanos, pentanos, y otros
hidrocarburos más pesados. El aceite rico se alimenta en alambiques petróleo magras, donde
se calienta la mezcla a una temperatura superior al punto de ebullición de los líquidos de gas
natural, pero por debajo de la del aceite. Este proceso permite la recuperación de alrededor del

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75 por ciento de butanos, y 85 a 90 por ciento de pentanos y moléculas más pesadas de la
corriente de gas natural.
El proceso de absorción de base antes pueden ser modificados para mejorar su eficacia, o
para orientar la extracción de líquidos de gas natural específicos. En el método de absorción de
aceite refrigerado, donde se enfría el aceite magra a través de la refrigeración, la recuperación
de propano pueden ser más de 90 por ciento, y alrededor de 40 por ciento de etano puede ser
extraído de la corriente de gas natural. La extracción de los líquidos de gas natural de otros,
más pesados puede ser cercana al 100 por ciento con este proceso.
El proceso de expansión criogénica
Procesos criogénicos también se utilizan para extraer líquidos de gas natural a partir de gas
natural. Si bien los métodos de absorción puede extraer casi todos los líquidos de gas natural
más pesados, los hidrocarburos más ligeros, tales como etano, son a menudo más difícil
recuperarse de la corriente de gas natural. En ciertos casos, es económico para dejar
simplemente los líquidos de gas natural más ligeros en la corriente de gas natural. Sin
embargo, si es económico para extraer etano y otros hidrocarburos ligeros, los procesos
criogénicos son necesarios para altas tasas de recuperación. Esencialmente, los procesos
criogénicos consisten en dejar caer la temperatura de la corriente de gas a alrededor de -120
grados Fahrenheit.
Hay un número de diferentes formas de enfriar el gas a estas temperaturas, pero una de las
más eficaces es conocido como el proceso turbo expansor. En este proceso, los refrigerantes
exteriores se utilizan para enfriar la corriente de gas natural. Entonces, una turbina de
expansión se utiliza para ampliar rápidamente los gases fríos, lo que provoca que la
temperatura disminuya de manera significativa. Esta caída rápida de la temperatura condensa
etano y otros hidrocarburos en la corriente de gas, mientras se mantiene el metano en forma
gaseosa. Este proceso permite la recuperación de aproximadamente 90 a 95 por ciento del
etano originalmente en la corriente de gas. Además, la turbina de expansión es capaz de
convertir parte de la energía liberada cuando la corriente de gas natural se expandió a volver a
comprimir el metano efluente gaseoso, lo que ahorra costes de energía asociados con la
extracción de etano.

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La extracción de líquidos de gas natural de la corriente de gas natural produce tanto más
limpio, más puro de gas natural, así como los hidrocarburos valiosos que son los propios
líquidos de gas natural.
Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural
Una vez LGN se han eliminado de la corriente de gas natural, deben dividirse en sus
componentes básicos para ser útil. Es decir, la corriente mixta de LGN diferentes deben ser
separadas. El proceso utilizado para llevar a cabo esta tarea se llama
fraccionamiento. Fraccionamiento funciona basada en los diferentes puntos de ebullición de los
diferentes hidrocarburos en la corriente de NGL. Esencialmente, el fraccionamiento se produce
en las etapas que consisten en el apagado de ebullición de los hidrocarburos, uno por uno. El
nombre de una columna de fraccionamiento en particular, da una idea de su propósito, ya que
es convencionalmente llamado así por el hidrocarburo que se evapora. El proceso de
fraccionamiento entero se divide en pasos, comenzando con la eliminación de los líquidos de
gas natural más ligeros de la corriente. Los fraccionadores particulares se utilizan en el orden
siguiente:
 Deetanizador - este paso separa el etano de la corriente de NGL.
 Despropanizador - el siguiente paso separa el propano.
 Desbutanizador - Este paso hierve los butanos, dejando a los pentanos e hidrocarburos
más pesados en el flujo de LGN.
 Del separador de butano o Deisobutanizer - este paso que separa a los butanos iso y
normales.
Al proceder de las más ligeras de hidrocarburos a la más pesada, es posible separar los
líquidos de gas natural diferentes razonablemente fácil.
La eliminación de azufre y dióxido de carbono
Además de la eliminación de agua, aceite, y LGN, una de las partes más importantes de
procesamiento de gas consiste en la eliminación de azufre y dióxido de carbono. El gas natural
a partir de algunos pozos contiene cantidades significativas de azufre y dióxido de
carbono. Este gas natural, debido al olor podrido proporcionada por su contenido de azufre, se
conoce comúnmente como "gas amargo". El gas ácido es indeseable debido a que los

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compuestos de azufre que contiene puede ser
extremadamente dañino, incluso mortal, para
respirar. El gas ácido también puede ser muy
corrosivo. Además, el azufre que existe en la
corriente de gas natural puede ser extraído y
comercializado por sí solo. De hecho, según el
USGS, la producción de azufre de los EE.UU.
las plantas de procesamiento de gas
representa alrededor del 15 por ciento de la
producción total de EE.UU. de azufre.El azufre existe en el gas natural como sulfuro de
hidrógeno (H 2 S), y el gas se considera generalmente agria si el contenido de sulfuro de
hidrógeno supera 5,7 miligramos de H 2 S por metro cúbico de gas natural. El procedimiento
para eliminar sulfuro de hidrógeno a partir de gas ácido que comúnmente se conoce como
"endulzamiento" del gas.
El proceso primario de edulcorante natural, gas amargo es bastante similar a los procesos de
deshidratación de glicol y la absorción de NGL.En este caso, sin embargo, las soluciones de
aminas se utilizan para eliminar el sulfuro de hidrógeno. Este proceso se conoce simplemente
como el "proceso de amina ', o alternativamente como el proceso Girdler, y se utiliza en 95 por
ciento de las operaciones de EE.UU. edulcorantes de gas. El gas agrio se ejecuta a través de
una torre, que contiene la solución de amina. Esta solución tiene una afinidad para el azufre, y
absorbe mucho como agua glicol absorbente. Hay dos soluciones de aminas principio utilizado,
monoetanolamina (MEA) y dietanolamina (DEA). Cualquiera de estos compuestos, en forma
líquida, se absorber compuestos de azufre del gas natural a medida que pasa a través. El gas
efluente está virtualmente libre de compuestos de azufre, y por lo tanto pierde su condición de
gases sulfurosos. Al igual que el proceso para la extracción de LGN y deshidratación de glicol,
la solución de amina utilizada puede ser regenerada (es decir, el azufre absorbido se elimina),
lo que le permite ser reutilizada para tratar el gas más agria.
Aunque endulzamiento de gas más agria implica el proceso de absorción de amina, también es
posible utilizar desecantes sólidos como esponjas de hierro para eliminar el sulfuro y dióxido de
carbono.
Fig. 20 Planta de Gas edulcorantes

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El azufre puede ser vendido y utilizado si se reduce a su forma elemental. El azufre elemental
es un polvo de color amarillo brillante como el material, y con frecuencia se puede ver en
grandes pilas cerca de las plantas de tratamiento de gas, como se muestra. Con el fin de
recuperar azufre elemental de la planta de procesamiento de gas, la descarga de azufre que
contiene de un proceso de endulzamiento de gas debe ser tratado adicionalmente. El proceso
utilizado para recuperar azufre se conoce como el proceso de Claus, y implica el uso de
reacciones térmicas y catalítico para extraer el azufre elemental de la solución de sulfuro de
hidrógeno
En total, el proceso de Claus es generalmente capaz de recuperar el 97 por ciento del azufre
que se ha eliminado de la corriente de gas natural. Ya que es una sustancia contaminante y
nocivo, además de filtrado, la incineración, y los esfuerzos de limpieza 'de gas se cerciorarán
de que más del 98 por ciento del azufre se recupera.
Fig.21 Etapas del procesamiento de gas natural
Gas amargo
Gas húmedo
dulce
Gas húmedo
dulce
Figura 2. Etapas del procesamiento de gas natural
FUENTES
Yacimiento
de Petróleo
Crudo +
Gas
asociado
ETAPA I.
Separación.
Petróleo
crudo
ETAPA II.
Endulzamiento.
Separación de
agua ygases
ácidos,
específicament
eácido
sulfhídrico
(H2S) ybióxido
de carbono
(CO2).
Bióxido de
carbono
ETAPA III.
Recuperación
de azufre.
Separación
del azufre a
través de
reacciones
térmicas y
catalíticas. El
azufre como
producto
terminado se
comercializa
en el
mercado.
ETAPA IV.
Recuperación
de licuables.
Separación
de los
hidrocarburo
s líquidos
mediante
procesos
criogénicos
ETAPA V.
Fraccionamiento
de
hidrocarburos.
Los licuables del
gas son
separados en
tres productos
terminados para
ser
comercializados
Etano Etileno
Propano Propileno
Gas natural
Yacimiento
de Gasno
asociado
Gas amargo
Gas húmedo
dulce
Gas seco
Gas ácido Azufre
Gas húmedo
dulce
Gas húmedo
dulce
Licuables
del gas
Gas seco
Naftas
(gasolinas
naturales)
Gasolinas
naturales
(naftas)
Producto final

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1.5. Procedimiento para uso del gas natural.
Antes debemos entender que de acuerdo a la tipo de suministro se otorgara el permiso por la
Comisión Reguladora de Energía (CRE), de los cuales se clasifica de la siguiente manera.
Permisos a solicitud de parte. Son aquellos permisos solicitados a la CRE por las partes
interesadas para la prestación del servicio de transporte, almacenamiento y distribución de gas
natural.
Permisos para usos propios. Son aquellos permisos solicitados a la CRE por usuarios
finales o sociedades de autoabastecimiento para el transporte o almacenamiento de gas
natural con fines de autoabastecimiento.
a) Procedimiento para transportar gas natural.
Las etapas del trámite de obtención de permisos para la prestación del servicio de transporte
son las siguientes:
 Entrega de solicitud;
 Revisión de la documentación;
 Requerimiento de información adicional, en su caso; Aceptación a trámite;
 Aviso al público; Evaluación del proyecto;
 Modificaciones al proyecto, en su caso; Resolución de la CRE, y
 Otorgamiento del permiso.
El procedimiento para solicitar y, en su caso, obtener un permiso de transporte de gas natural
se resume en tres fases, cada una de las cuales abarca a más de una de las etapas
mencionadas.
La primera fase consiste en reunir todos los requisitos de información y documentación, para
la presentación de la solicitud ante la CRE. Una vez recibida la solicitud, la CRE la revisa
para verificar que esté completa y, en caso de detectar omisiones o deficiencias, le requiere al
solicitante integrar la información necesaria.
Una vez satisfechos los requisitos de la etapa de revisión, comienza la segunda fase con la
aceptación a trámite de la solicitud. La CRE publicará en el DOF un aviso que consta de un
extracto del proyecto, con el fin de recibir objeciones o comentarios. En forma paralela, se

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dará inicio al proceso de análisis y evaluación de la información y documentación, mismo
que se realizará con base en el cumplimiento de todos los requisitos, tanto del solicitante
como del proyecto .
En la última fase y como resultado de la evaluación, se podrán requerir modificaciones al
proyecto . Una vez satisfechos todos los requisitos y modificaciones que resultaran
necesarias, se presentará el proyecto de resolución a la consideración del Pleno de
Comisionados de la CRE. Éste emitirá su resolución y, en su caso, otorgará el permiso
correspondiente.

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b) Etapas del trámite para la obtención de permisos
1.5.1 Entrega de solicitud
La solicitud deberá presentarse acompañada de un escrito libre dirigido a la atención del
Secretario Ejecutivo de la CRE en original y dos copias, y firmada por el representante legal
del solicitante que cuente con facultades para realizar actos de administración en nombre y por
cuenta del mismo.
Además, la información de la solicitud deberá ser presentada en medio magnético/electrónico
compatible con Microsoft Office MR. Los documentos legales, contables u otros, que por su
naturaleza no puedan ser presentados en medios magnéticos, están exentos de este
requerimiento. Los planos del sistema de transporte deberán ser respaldados en formato
Autocad 14 o versión anterior.
La información y la documentación deberán presentarse en idioma español, en caso contrario,
será necesario presentar la traducción correspondiente (no es necesario que ésta haya sido
realizada por perito traductor).
Los interesados deberán agregar a su solicitud, el original del pago de derechos por concepto
del análisis y evaluación de la solicitud y, en su caso, la expedición del título de permiso
relacionado con el transporte de gas natural, de conformidad con el artículo 57, fracción IV y
relativos de la Ley que modifica la Ley Federal de Derechos, publicada en el DOF el 31 de
diciembre de 1998. El monto de los derechos es actualizado semestralmente.
Lugar de entrega
Las solicitudes serán presentadas en la oficialía de partes de la CRE, de lunes a viernes de
9:00 a 18:00 horas.
Para efectos de trámites y comunicaciones relativos a la solicitud de permisos, los solicitantes
deberán dirigirse al Secretario Ejecutivo de la CRE.
1.5.2 Revisión de la documentación
Durante la revisión se verificará que la solicitud contenga la información requerida en los
Artículos 32 (para permisos de transporte de acceso abierto) y
101 (para permisos de transporte para usos propios) del Reglamento.

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1.5.3. Información adicional
Si la solicitud resultara incompleta, el Director General de Gas Natural de la CRE lo comunicará
al solicitante. En este caso, el solicitante contará con un plazo de un mes para presentar la
información adicional requerida. De no hacerlo, su solicitud será desechada de conformidad
con los artículos 33 y 102 del Reglamento.
1.5.4 Aceptación a trámite
Cuando la solicitud cumpla con todos los requisitos, la CRE la aceptará a trámite, hecho que
notificará al solicitante por medio de una comunicación oficial .
1.5.5 Aviso al público
Después de cumplir con la revisión, la CRE publicará un extracto del proyecto en el DOF,
conforme al artículo 34 del Reglamento en el término de diez días y establecerá un plazo de
dos meses para recibir objeciones o comentarios con relación al proyecto propuesto
1.5.6 Evaluación del proyecto
Simultáneamente con la publicación del extracto del proyecto, la CRE realizará la evaluación
de la solicitud presentada en un plazo de tres meses, considerando los puntos descritos en el
artículo 35 del Reglamento .
1.5.7 Modificaciones al proyecto
Como resultado de la evaluación, la CRE podrá requerir a los solicitantes la modificación del
proyecto, para lo cual señalará un plazo no mayor a tres meses, conforme al artículo 36 del
Reglamento .
1.5.8 Resolución de la CRE
Una vez evaluado el proyecto propuesto, se enviarán los proyectos de resolución y de título de
permiso a la consideración del Pleno de la CRE, que resolverá sobre el otorgamiento del
permiso. La CRE responderá oficialmente al solicitante de tres formas posibles:
Otorgamiento del permiso;
Negación del permiso, o Requerimiento de modificación al proyecto .

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1.5.9 Otorgamiento del permiso
Una vez satisfechos todos los requerimientos, la CRE otorgará el permiso y publicará en el
DOF una descripción del objeto del permiso y el nombre y domicilio del solicitante, de
conformidad con el artículo 37 del Reglamento .
c) Motivos de rechazo de solicitudes
Las solicitudes podrán ser rechazadas cuando:
Los solicitantes no cumplan con la totalidad de los requisitos; Existan incongruencias en la
información presentada;
La CRE resuelva no otorgar el permiso por los motivos que se establezcan en la evaluación
misma.
El solicitante se encuentre en un proceso judicial, dentro o fuera del país, relacionado con la
prestación del servicio que pretende ofrecer. En este supuesto, la solicitud no podrá ser
considerada por la CRE hasta que se resuelva dicha situación.
Se presenten copias ilegibles o borrosas o en mal estado y se presente cualquier
documentación falsa, caduca o inválida.
d) Requisitos y Criterios de Evaluación
La solicitud de permiso de transporte
deberá contener la información
requerida por los artículos 32,
fracciones I y II (en el caso de
solicitudes de permisos de transporte
de acceso abierto) y 101,
fracciones I a VIII (en el caso de
solicitudes de permisos de
transporte para usos propios) del
Reglamento, además de cumplir con
las directivas expedidas por la CRE y
con las Normas Oficiales
Mexicanas aplicables.
Diag. 2 Marco regulatorio de la CRE para permiso de transporte

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1.6 Clasificación De La Instalaciones De Aprovechamiento De Gas Natura
Las instalaciones de aprovechamiento de gas natural han sido clasificadas de la siguiente
manera:
Tabla 1 Clasificación de las instalaciones de aprovechamiento de GN.
1.7 Consumos y Reservas Actuales del Gas Natural en el Mundo y México.
Para poder determinar una reserva debemos considerar la siguiente clasificación:
Tabla 2 Clasificación de las reservas de GN

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1.7.1 El gas natural en la demanda de energía
En el periodo 2008-2009, la economía mundial atravesó una etapa de inestabilidad financiera,
ya que estuvo acompañada de una desaceleración económica mundial y de un colapso
marcado del comercio internacional en muchas décadas. Ningún país quedó a salvo de esta
tempestad económica.
La actividad económica y el comercio internacional de mercancías se desplomaron desde el
último trimestre de 2008 en todos los mercados, los cuales siguieron cayendo con rapidez a
comienzos de 2009. El PIB mundial retrocedió más de 6% (anualizado) el cuarto trimestre de
2008 y el primero de 2009. Las economías avanzadas sufrieron considerablemente a
causa del estrés financiero y del deterioro de los mercados de vivienda. En los mercados
emergentes de Europa y de la Comunidad de Estados Independientes, que se habían apoyado
mucho en las entradas de capital para alimentar el crecimiento, no tardaron en registrarse
daños considerables a través de los canales financieros. Los países con una marcada
dependencia de la exportación de manufacturas, como los de Asia Oriental, Japón, Alemania
y Brasil, se vieron vapuleados por la caída de la demanda en los mercados de exportación.
Los países de África, América Latina y Oriente Medio sufrieron a causa del colapso en los
precios de las materias primas, la caída de la demanda de exportaciones, la disminución de
las remesas y las entradas de capital extranjero. 1
La economía mundial registró una contracción de 0.6% durante 2009 (el año previo se
expandió 3.0%). En el primer trimestre la actividad económica extendió la fase recesiva que
venía observándose desde finales de 2008, y en los siguientes tres trimestres se dio una
recuperación gradual. A lo anterior contribuyó el esfuerzo concertado de políticas
macroeconómicas y financieras de varios países, así como la reactivación del comercio
mundial. No obstante, la reanudación del crecimiento tuvo lugar a ritmos diferentes entre
regiones y países.
Las economías avanzadas mostraron una caída considerable en el año en su conjunto,
mientras que las economías emergentes se expandieron, exceptuando a la región
latinoamericana. La inflación a nivel global fue relativamente baja durante 2009, si bien
algunas economías, tanto avanzadas como emergentes, experimentaron un repunte
moderado en la segunda mitad del año. Las condiciones financieras internacionales mejoraron
a partir del segundo trimestre, pero se mantuvieron frágiles, en tanto que el proceso de

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fortalecimiento de los balances de los bancos en las principales economías avanzadas se
tradujo en una reducción del crédito.
Así, el desarrollo de la energía en 2009 estuvo sometido a una recesión global, y
posteriormente a una recuperación gradual. En el último año, la economía mundial por primera
vez se contrajo desde la Segunda Guerra Mundial, lo que también propició una caída en el
consumo global de energía. Dado que la recesión económica global manipuló a la baja el
consumo de energía en 2009, es importante mencionar que éste fue el primer descenso en el
rubro desde1982.
Tabla 3. Consumo mundial de energía por tipo de fuente 1999-2009
El consumo mundial de energía primaria disminuyó 1.3% durante 2009. Por tipo de fuente,
los consumos de petróleo, gas natural y energía nuclear disminuyeron más del promedio total,
en tanto el consumo de carbón lo hizo ligeramente y permaneció prácticamente igual respecto
al año anterior; por el contrario, únicamente la hidroenergía y otras formas de energías
renovables aumentaron su participación en 2009.
1.7.2 Consumo mundial de gas natural, 2009
El 2009 fue un año difícil en la historia de la industria del gas natural. Globalmente el gas
natural fue el combustible que experimentó la declinación más vertiginosa en el consumo,
disminuyendo 2.4% respecto al año anterior, convirtiéndose en una caída récord en la
historia de esta industria, de hecho no se había presentado una contracción del consumo en el
mercado del gas natural desde la Segunda Guerra Mundial.
El consumo mundial de gas natural fue de 284,487 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd)
en 2009. La caída del consumo originada por la recesión económica significó un retroceso de
Cuadro 1
Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1999-2009
(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)
Año 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
variación tmca
2009/2008 1999/2009
Total mundial 9,030 9,260 9,334 9,498 9,824 10,270 10,565 10,828 11,124 11,315 11,164 -1.3 2.1
Petróleo 3,522 3,562 3,581 3,615 3,686 3,828 3,878 3,916 3,970 3,960 3,882 -2.0 1.0
Carbón 2,249 2,338 2,349 2,403 2,595 2,764 2,904 3,039 3,184 3,286 3,278 -0.2 3.8
Gas natural 2,095 2,175 2,217 2,272 2,348 2,420 2,498 2,554 2,652 2,717 2,653 -2.4 2.4
Hidroenergía 593 600 586 597 597 633 658 684 696 731 740 1.2 2.2
Nucleoenergía 571 584 601 611 599 625 627 635 622 620 611 -1.6 0.7
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010.

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un par de años en el tamaño del mercado, ya que los niveles de consumo de 2009 fueron muy
parecidos a los registrados en 2007, apenas 0.1% más elevado. En cuanto a la geografía de
los mercados de consumo, las regiones predominantes como son Europa-Euroasia4 y
Norteamérica, que en conjunto representan 63.7% de la demanda global, ambas
experimentaron caídas en 2009, la primera lo hizo 6.8%, en tanto Norteamérica mermó 1.2%
su consumo. La declinación del uso en el último año, no fue generalizada, ya que las regiones
de Asia-Pacífico y Oriente Medio presentaron crecimientos de 3.4% y 4.4% en su volumen de
consumo, respectivamente.
Fig 22 Consumo regional de GN 2009
En el caso de la región Europa-Euroasia, tanto los países europeos pertenecientes a la OCDE
como los miembros de la Comunidad de Estados Independientes disminuyeron sus
consumos. La demanda de los países europeos pertenecientes a la OCDE cayó 5.9%,
mientras que los miembros de la antigua Unión Soviética, que representan más de 50% del
consumo de la región, tuvieron una baja de 7.3% en 2009. El volumen total de la caída en la
región fue 7,426 mmpcd menos respecto a 2008.
El país que más afectado en el consumo de gas natural fue Rusia, y su declinación en 2009
alcanzó 2,438 mmpcd menos que en el año anterior. Aun así, Rusia continuó siendo el
segundo consumidor más grande de gas natural con un total de 37,703 mmpcd. Otro gran
consumidor que vio reducida su demanda por gas natural fue Canadá, con una caída de 3.3%
en 2009. Además, pese a que la región de Asía Pacífico presentó un incremento en el
consumo de gas natural, este no fue generalizado en todos sus países, ya que consumidores
importantes como Japón y Corea del Sur disminuyeron su uso en 6.5% y 5.0%,
respectivamente. Por el contrario, China e India continuaron con sus incrementos del
Secretaría de Energía
Consumo regional de gas natural en 2009
(millones de pies cúbicos diarios)
Europa y
Euroasia
Norteamérica 78,458
102,425
AsiaPacífico
Oriente
Medio
Centroy
Sudamérica
África
13,031
9,092
33,438
48,043

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