Comercialización Del Gas Natural

Consideraciones de calidad en las comercializaciones del gas natural
Normas Técnicas Aplicables a la Calidad del Gas (NTA)

Basándose en el numeral 8 del artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOGH), el Ente Nacional del Gas (ENAGAS) promoviendo el uso eficiente y la aplicación de las mejores prácticas en la industria del gas, conforme a las normas legales,reglamentarias y técnicas de eficiencia, seguridad y calidad relacionadas, creó las Normas Técnicas Aplicables a la Calidad del Gas para el Aseguramiento de la Calidad del Gas en Sistemas de Transporte y Distribución (NTA) . Dicha norma plantea con carácter de obligatoriedad, los estándares de calidad del gas natural acordes con los establecidos a nivel internacional, y dirigidos a conservar, proteger ypreservar el medio ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el segundo aparte del artículo 3° de la citada Ley.
Esta norma es aplicable al gas natural procedente de las instalaciones de producción, procesamiento y tratamiento del gas natural que se incorpore a los sistemas de transporte.
Según el Artículo 6 de las NTA, el gas natural que circula por los sistemas de transporte y distribucióndeberá cumplir a partir del 1 ° de Enero de 2012 con las especificaciones mencionadas a continuación:
Componentes Valores
Mínimo Máximo
Sulfuro de Hidrógeno (H2S) - 4,16 ppm molar
Monóxido de Carbono (CO) - 0,1% molar
Dióxido de Carbono (CO2) - 2% molar
Agua (H2O) - 5,625 lb/MMPC
Nitrógeno (N2) - 1% molar
Hidrógeno (H2) - 0,1% molar
Oxígeno (O2) - 0,1% molar
Azufre Total - 18,42 ppmmolar
Mercurio (Hg) menores de 0,01 µg/Nm3
Metano (CH4) 80% molar -
Etano (C2H6) - 12% molar
Propano (C3H8) - 3% molar
Butano+ (C4H10+) - 1,5% molar
Hidrocarburos Insaturados - 0,2% molar
Nota: Los componentes y parámetros no señalados en esta tabla serán los establecidos en las Normas COVENIN 3568-1:2000, 3568-2:2000 y ISO 133686:1998.
Con el fin de permitir la adecuación de lainfraestructura de la industria del gas natural las operadoras deberán cumplir con las metas de reducción de los parámetros de calidad en los plazos que se mencionan a continuación:
Dióxido de Carbono (CO2)
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 6,5% molar
2da Etapa: 1 de Enero de 2011 4% molar
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 2% molar
Sulfuro de Hidrógeno (H2S)
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 9,22 ppm molar

2daEtapa: 1 de Enero de 2011 6,79 ppm molar
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 4,16 ppm molar
Azufre Total
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 30 ppm molar
2da Etapa: 1 de Enero de 2011 24 ppm molar
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 18 ppm molar
Agua (H2O)
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 6,56 lb/MMPC
2da Etapa: 1 de Enero de 2011 6,06 lb/MMPC
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 5,65 lb/MMPC

Las característicasque se toman en cuenta para definir la calidad del gas son las siguientes:
La Composición.
La composición del gas natural estará limitada como se indica en la siguiente tabla

Temperatura de Rocio de Hidrocarburos
La temperatura de roció máxima debe ser menor en 20°C (36°F) a la temperatura ambiental mínima de todo el sistema de transmisión, almacenamiento y distribución.


DensidadRelativa
La densidad relativa del gas no excederá de 0,75.


Presión Máxima
En el punto de entrada a los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución la presión del gas tendrá un máximo limitado de acuerdo a las disposiciones acerca de la Presión Máxima de Operación Admisible o Permitida (MPOA) establecida en el referido punto de entrada.


Temperatura Mínima
En el punto de entradaa un sistema de transporte, almacenamiento y distribución la temperatura mínima del gas no será menor al mayor de los siguientes límites: 2 °C (35,6°F)

Punto de rocío de agua más (+) 20°C (36°F).

Punto de rocío de hidrocarburo más (+) 20°C (36°F).

Punto de formación de hidratos más (+) 20°C (36°F).

Temperatura de transición de resistencia al impacto del acero de la tubería yequipos...