Costarán USD 4,000 millones proyectos de combustibles limpios

Redacción / Energía a Debate

Los proyectos para la producción de combustibles limpios requieren de una inversión del orden de los 4,000 millones de dólares, con la finalidad de cumplir con la Norma Oficial Mexicana NOM-016-CRE-2016, estimó el ingeniero Alejando Villalobos Hiriart.

Estas inversiones incluirían la construcción de 12 nuevas plantas y la modernización de 14 ya existentes, además de sistemas complementarios y de servicios auxiliares integrados en las seis refinerías que componen el Sistema Nacional de Refinación (SNR).

Lo anterior, agregó, como parte de las acciones necesarias para reducir la contaminación ambiental por el uso de combustóleo y otros productos derivados de los procesos del SNR.

Durante su participación en el Congreso “COVID y Cambio Climático”, llevado a cabo en la tarde de ayer por la Academia de Ingeniería México, Villalobos Hiriart destacó la importancia de impulsar la fase II de combustibles limpios correspondientes al diesel ultra bajo azufre (DUBA) para las refinerías de Madero, Tamaulipas; Salamanca, Guanajuato; Minatitlán, Veracruz; Tula, Hidalgo, y Salina Cruz, Oaxaca.

Recordó que la NOM-016 “Especificaciones de calidad de los petrolíferos” debió aplicarse para finales del 2018; sin embargo, en vez de ello, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgó a Petróleos Mexicanos (Pemex) una ampliación del plazo de cumplimiento hasta el 2024.

“Con el cumplimiento de esta norma se disminuirá la concentración de azufre de 500 a 15 partes por millón, lo que supone una reducción de 12 mil toneladas anuales de emisiones de dióxido de azufre, a partir de la producción de combustibles más eficientes y, sobre todo, más amigables con el medio ambiente”, estimó el también ex presidente nacional del Instituto Mexicano de Ingenieros Químicos (IMIQ) y ex funcionario ejecutivo en Pemex y el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).

Entre sus propuestas para reducir las emisiones de contaminantes en la industria de los hidrocarburos y procesamiento del gas natural enlistó la modernización de las plantas de craqueo catalítico y de las calderas y calentadores a fuego directo de proceso.

De estos últimos, refirió que con la eliminación del uso de combustóleo como combustible y con el uso de quemadores de ultra bajo NOx, se redujeron las emisiones de NOx en 32% y las de SO2 en 36%.

Igualmente mencionó que la instalación de techos flotantes o la revisión de los existentes en los tanques de almacenamiento de petrolíferos, más la instalación de sellos dobles y sistemas de recuperación de vapores, puede ayudar a evitar emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC).

Recomendó hacer una auditoría técnica en las plantas de refinación para determinar si existen suficientes reactores para lograr una conversión superior de 98% de bióxido de azufre, cuyas emisiones se han incrementado con el aumento del crudo reconstituido alimentado en las refinerías.

Subrayó también la urgencia de reducir o eliminar la contaminación del gas natural con nitrógeno. Explicó que en 2002 se comenzó a inyectar nitrógeno a los yacimientos de Cantarell y del complejo Ku-Maloob con la finalidad de aumentar la producción de crudo, como parte del proyecto de modernización del campo Cantarell.

“Desde entonces, la inyección de nitrógeno ha ocasionado una contaminación gradual en el gas asociado, que se ha incrementado en el transcurso del tiempo y es una de las principales causas del aumento de la contaminación ambiental y de la disminución de la producción de productos petroquímicos”, apuntó Villalobos.

Agregó que, derivado de lo anterior, aumentan los venteos de gas natural en las plataformas de compresión de gas, ya que los equipos de separación trifásica gas-aceite-agua no están diseñados para manejar la mezcla actual de natural y nitrógeno.

La producción de gas natural ha disminuido, la contaminación con nitrógeno y los venteos han aumentado, lo que ha ocasionado que las importaciones del energético se hayan elevado.

(Fuente: Presentación de Alejandro Villalobos)

Detalló que la operación de la planta criogénica que se instaló en el Centro Procesador de Gas en Ciudad Pemex, Tabasco, para remover el nitrógeno no puede operar con las variaciones de composición de la mezcla, además de que parte del etano producido tiene que inyectarse al gas natural para cumplir con la norma del contenido calórico.

Al respecto, recomendó analizar la posibilidad de reducir la inyección de nitrógeno y, a la vez, aumentar la de gas natural en los procesos de recuperación de aceite.

En sus conclusiones, el ingeniero Villalobos recordó que en los más de 30 años que tiene el SNR el tipo de crudo procesado se ha ido haciendo más pesado con mayor contenido de asfaltenos, metales y azufres que, a su vez, han incrementado la contaminación ambiental, además de aumentar los costos y disminuir la producción de petrolíferos.

Consideró que a pesar del incremento del presupuesto para Pemex, queda aún mucho por hacer especialmente en el renglón de la modernización de la tecnología.

“Se propone sustituir la mezcla pesada de crudo en las refinerías instaladas en el altiplano, procesando crudo ligero, con lo cual se incrementa la producción de destilados y se reduce drásticamente la producción de combustóleo y consecuentemente se disminuye la contaminación atmosférica”, incluyó en sus propuestas.