Estudo comparativo de combustíveis

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA E INDUSTRIAS 
 EXTRACTIVAS 
 
 
 
 
TESIS INDIVIDUAL: 
 
 
 
“ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y 
 DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON RESPECTO 
A OTROS COMBUSTIBLES” 
 
 
 
 
 PARA LA OBTENCION DE TITULO PROFESIONAL COMO: 
 
 
 
INGENIERO QUIMICO INDUSTRIAL 
 
 
 
 PRESENTA: 
 
 
SANDRA YAMIN AGUILAR OROZCO 
 
 
 
ASESOR: 
 
 
ING. VIDAL FRANCISCO CAMAÑO DOMÍNGUEZ 
 
 
 
 
 ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
ÍNDICE 
Resumen….………………………………………………………………………………………... 1 
Introducción...……………………………………………………………………………………… 4 
Capítulo I Características y Propiedades Fisicoquímicas del Carbón, Diésel, Gas 
L.P. y Gas Natural……………………………………………………………………………….. 7 
I.1 Carbón………………………………………………………………………………………… 7 
I.2 Diésel…………………………………………………………………………………………. 11 
I.3 Gas L.P………………………………………………………………………………….......... 14 
I.4 Gas Natural…………………………………………………………………………………… 21 
Capítulo II. Transporte y Distribución del Carbón, Gas L.P, Diesel y Gas Natural…………….. 33 
II.1 Transporte y distribución del carbón………………………………………………………… 33 
II.2 Distribución del Gas L.P……………………………………………………………………… 35 
II.3 Distribución del Diésel……………………………………………………………………….. 38 
II.4 Distribución del Gas Natural………………………………………………………………… 39 
Capítulo III Normatividad Aplicable al Gas Natural y Gas L.P.………………………………… 46 
III.1 Marco Regulatorio Básico de la industria de Gas L.P….……………………………........... 47 
III.2 Normatividad aplicable al gas natural……………………………………………………….. 50 
Capítulo IV Análisis técnico, económico y ambiental del uso del Carbón, Gas Natural, Gas Natural, 
Gas L.P. y Diésel a nivel industrial..……………………………………………………………… 56 
IV.1 Empresas que trabajen en diversos combustibles…………………………………………… 56 
IV.2 Empresa Resistencias “x”, ejemplo de la tendencia a cambiar al gas natural en la industria…. 
………………………………………………………………………………………………………58 
IV.3 Análisis Económico de cada combustible…………………………………..……………….. 62 
Conclusiones……………………...……………………………………………………………….. 66 
Referencias Bibliográficas…….………………………………………………………………....... 69 
 
 
 
 ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
 
Glosario…………………………………………………………………………………………… 70 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
I.1 Presentación de coque de petróleo. Fuente: Wikipedia 2008…………………………………. 8 
I.2. Obtención del coque de Petróleo. Fuente: Enciclopedia Encarta Microsoft 2008……...…….. 10 
I. 3 Obtención del diésel. Fuente: PEMEX Refinación 2011……………………………………. 12 
I.4 Cetano y heptametilnonano Fuente: PEMEX Refinación 2010..……………………………… 13 
I.5. Proceso de destilación para la obtención del gas L.P Fuente: PEMEX PGPB 2007……….... 16 
I.6 Aplicaciones industriales del gas L.P. Fuente: IMP 2012….……………………………….... 18 
I.7 Comparación de la demanda y oferta interna, escenario Inercial 2011-2026 (Miles de barriles 
diarios) Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012……………………………………… 19 
I.8 Composición de la oferta nacional de gas L.P., escenario inercial 2011-2026 (Miles de barriles 
diarios). Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012…………………………..………… 19 
I.9 Sección transversal de un campo típico de petróleo. Material Didáctico del Seminario de gas 
natural. IPN ESIQIE 2007……………………………………..…………………………………. 21 
I.10 Etapas del procesamiento del gas natural. Fuente: IMP 2012.………………………………. 23 
I.11. Diagrama del proceso Girbotol. Fuente: Material de apoyo, seminario de gas natural, IPN 
ESIQIE 2006………………………………………………………………………………………. 24 
I.12. Diagrama del proceso Claus. Fuente: Material de apoyo, seminario de gas natural, IPN 
ESIQIE 2006………………………………………………………..……………………………… 25 
I.13 Componentes del gas natural. Fuente PGPB 2007………………………….……………….. 25 
I.14 Cromatógrafo para gas natural en línea montado en campo. Fuente: PGPB 2003.……...….. 27 
I.15 Medidor de desplazamiento positivo. Fuente: Material didáctico Seminario de gas natural IPN 
ESIQIE 2005………………………………………………………………..……………………. 29 
I.16 Sustancias químicas comúnmente utilizadas en la odorización. Fuente: PGPB 
2001………………………………………………………………………..……………………… 30 
II.1 Imagen de contenedores El Musel. Fuente: El Comercio.es.2001…………………...…….... 35 
 
 
 
 ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
II.2 Estructura de producción de gas L.P.,2011. Fuente: PEMEX 2012……………………….... 36 
II.3Terminales de suministro de gas L.P. en México, 2011* Fuente: PGPB 2012.……………… 36 
II.4 Distribución del gas L.P. al consumidor Fuente: SENER 2011….………………..………… 38 
II.5 Principales puntos de venta de productos refinados por PEMEX Fuente PEMEX 
2011……………………..……………………………………..…………………………………. 39 
II.6 Sistema de distribución de gas natural. Fuente: Material didáctico del seminario de gas natural. 
Año 2007………………………………………………………....………………………………. 40 
II.7 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011. Fuente: 
SENER 2011………………………………………………………………………………………. 41 
III.1 Autoridades reguladoras del mercado de gas L.P. Fuente SENER 2011..…………………… 48 
IV.1 Planta Tepetzingo vista aérea Fuente: Cementos Moctezuma 2013..…………………….... 57 
IV.2 Planta Tepetzingo. Fuente: Cementos Moctezuma 2013...……………………………..…… 57 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
I.1 Propiedades Físicas del coque de petróleo. Fuente: Sabine Laboratories con la colaboración de 
Cementos Moctezuma 2013…………………………………………………………....……...….. 11 
I.2 Propiedades físicas y químicas del diésel. Fuente: PEMEX 2012….…..……………………. 13 
I.3 Propiedades físicas del gas L.P. Fuente: PEMEX PGPB 2010……...………………………. 18 
I.4 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial 2011-2026 (Miles de barriles diarios 
de gas L.P. equivalente). Fuente: IMP con base en CRE, PEMEX, SENER y empresas privadas 
2012…………………………………………………………………..…………………...…….... 20 
I.5 Propiedades físicas del gas natural. Fuente: NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas 
natural…………………………………………………………………….…………………….... 26 
I.6. Balance de gas natural 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base (Millones de pies 
cúbicos diarios). Fuente IMP 2012………………………………………………...……………… 32 
IV.1 Carga máxima de acuerdo con las fichas técnicas de los equipos de la empresa “x”.……… 59 
IV.2 del cálculo de la tarifa de distribución. Fuente: CRE 2006...………………………………. 61 
IV.3 Costos de contratación e instalación por cambiar a gas natural (precios sin 
IVA)……………………………………………………………....………………………………. 62 
 
 
 
 ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
IV. 4 Cuadro comparativo de los gastos mensuales por consumo de combustible………………. 64 
IV.5 Cuadro comparativo de las ventajas y desventajas del coque de carbono, gas L.P., diésel y gas 
natural................................................................................................................…………………… 65 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMEN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
2 
RESUMEN 
 
En el presente trabajo se encuentra un estudio detallado de las características del gas 
natural y otros combustibles ya que en todas las actividades económicas en México se 
requiere el uso de combustibles. El uso de un combustible seguro, amigable con el medio 
ambiente y de precio accesible al consumidor asegura el éxito de dichas actividades, 
reduciendo emisiones de contaminantesa la atmósfera, operando su distribución y entrega 
de forma segura, además de garantizar la calidad del producto que llegue al consumidor. 
Este trabajo hace una recopilación de las diferentes características, propiedades, estadísticas 
de producción y consumo de los combustibles más utilizados en la industria; proponiendo 
un combustible que cumpla con todas las características anteriormente descritas de acuerdo 
con la siguiente capitulación: 
 
 
 En el capítulo I se encontrará información de las características físicas y químicas 
de los cuatro principales combustibles utilizados en la industria como a continuación se 
enlista: 
 
- Carbón. 
 
- Diésel. 
 
- Gas L.P. 
 
- Gas Natural. 
 
 
En el capítulo II se abordará el tema de cómo se hace llegar al consumidor final 
industrial cada uno de los combustibles antes descritos, considerando las etapas. 
 
- Transporte y distribución del Carbón. 
 
- Distribución del gas L.P. 
 
- Distribución Del Gas Natural. 
 
 
En el capítulo III se habla de la importancia de la normatividad mexicana con la 
que cuentan el gas L.P. y el gas natural. 
 
- Marco Regulatorio Básico de la Industria de gas L.P. 
 
- Normativa aplicable al gas natural. 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
3 
 En el capítulo IV se describe de forma breve un ejemplo de una empresa que trabaja 
con el combustible coque de petróleo y una con gas L.P. la cual posteriormente cambió a 
gas natural. 
 
- Cementos Moctezuma 
 
- Empresa “x” metalmecánica ubicada dentro del D.F, ejemplo de la tendencia a 
cambiar a gas natural en la industria. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
5 
INTRODUCCIÓN 
 
 El hombre desde la antigüedad ha realizado sus diversas actividades económicas 
ayudado por los combustibles, desde cocinar sus alimentos hasta el calentamiento del agua 
para generar vapor en los procesos industriales. 
 
 Un combustible es un material capaz de liberar energía cuando se oxida con 
desprendimiento de grandes cantidades de calor. Se transforma la energía contenida en 
dicho material en energía calorífica, entre otras, dejando como residuo dióxido de carbono 
y algún otro compuesto químico. 
 
 
 Existen tres tipos de combustibles comúnmente utilizados en la industria: 
 
 
- Combustibles sólidos: El carbón que se usa en calderas para calentar agua, 
generando vapor cuya fuerza de presión se utiliza para en las termoeléctricas para la 
generación de electricidad o la energía calorífica contenida en el vapor como medio 
de calentamiento en diversos procesos industriales. Uno de los tipos de carbón más 
usados actualmente en la industria y las termoeléctricas es el coque de petróleo, el 
cual de acuerdo con la normativa vigente no puede ser utilizado en zonas urbanas y 
su uso debe ser en equipos especializados en recuperación de cenizas. La tendencia 
a cambiar el uso de este combustible por otros más amigables con el medio 
ambiente se ve reflejado en las normativas ambientales las cuales cada día son más 
rígidas con respecto a los índices de emisión de contaminantes. 
 
 
- Combustibles líquidos: Generalmente se obtienen del petróleo y entre ellos se 
encuentra el gasóleo o diésel, que se utiliza en las calderas para generar vapor. El 
diésel producido en las refinerías de Pemex, cumple con estándares de calidad 
nacionales e internacionales. El mercado nacional demanda actualmente cerca de 
250 mbpd de diésel. Dicho combustible debe cumplir con especificaciones precisas 
pues un diésel con un alto contenido en azufre no cumplirá con las normas de 
calidad y ambientales, ocasionando problemas técnicos en los equipos y al medio 
ambiente. 
 
 
- Combustibles gaseosos: El gas natural y los gases licuados de petróleo (G.L.P.), 
representados por el propano y el butano, los cuales por su fácil transporte y 
almacenamiento son ampliamente utilizados no sólo a nivel industrial. El gas 
licuado del petróleo (L.P) es una mezcla de gases licuados. Los componentes de 
este, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de 
ahí su nombre. Se puede decir que son una mezcla de propano y butano. 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
6 
A presiones bajas y a temperaturas ordinarias puede ser transportado y almacenado 
en forma líquida; pero cuando se libera a presión atmosférica y a temperatura 
relativamente baja se evapora y puede ser utilizado como gas. Se caracteriza por 
tener un poder calorífico alto y una densidad mayor que la del aire. El gas natural es 
un combustible de origen fósil extraído del subsuelo, se distribuye a través de 
gaseoductos de acero o polietileno, altamente resistentes y seguros, incluso en zonas 
sísmicas como la Ciudad de México; de esta forma llega a hogares, comercios e 
industrias. Se le agrega un odorizante llamado mercaptano que le permite ser 
detectado en cualquier momento. Es un combustible “limpio” ya que al realizarse su 
combustión no genera residuos dañinos al medio ambiente, por lo tanto no tienen 
que estarse monitoreando constantemente las emisiones al medio ambiente como es 
el caso de otros combustibles. El suministro de gas natural, para quemarse en las 
fuentes fijas, se hace a través de ductos subterráneos de transporte y distribución. Se 
suministra en diferentes rangos de presión (de 4 a 32 kgf/cm2) y temperatura (de 8 a 
38 °C) a la industria y a las redes de distribución comercial y doméstica. 
 
 
 Hoy en día el uso de un combustible seguro, amigable con el medio ambiente y de 
precio accesible al consumidor asegura el éxito de dichas actividades, reduciendo emisiones 
de contaminantes a la atmósfera, operando su distribución y entrega de forma segura, 
además de garantizar la calidad del producto que llegue al consumidor. 
 
 
 El objetivo de este trabajo es realizar un estudio comparativo entre los combustibles 
sólidos, líquidos y gaseosos, integrando la información técnica, económica y ambiental de 
cada uno de éstos para hacer un estudio comparativo del uso de cada uno en la industria. 
Así mismo se describen dos ejemplos de empresas, una que utiliza en sus procesos y 
generación de energía eléctrica un combustible sólido y otra que utiliza un combustible 
gaseoso y realiza un cambio de combustible por cuestiones ambientales, de seguridad y 
económicas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
7 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPITULO I 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
8 
CAPÍTULO I 
 
I. GENERALIDADES 
 
CARACTERISTICAS Y PROPIEDADES FISICOQUIMICAS DEL 
CARBON, DIÉSEL Y GAS L.P. 
 
 
I.1 CARBON: 
 
 El carbón o carbón mineral es una roca sedimentaria de color negro, muy rica en 
carbono, utilizada como combustible fósil. La mayor parte del carbón se formó durante el 
período Carbonífero (hace 359 a 299 millones de años). No es un recurso renovable. 
 
Tipos de carbón 
 
 Existen diferentes tipos de carbones minerales y otro derivado de un subproducto 
sólido del proceso de refinamiento del petróleo llamado petcoke o coquedel petróleo. 
 
 El rango de un carbón mineral se determina en función de criterios tales como su 
contenido en materia volátil, contenido en carbono fijo, humedad, poder calorífico, etc. Así, 
a mayor rango, mayor es el contenido en carbono fijo y mayor el poder calorífico, mientras 
que disminuyen su humedad natural y la cantidad de materia volátil. Existen varias 
clasificaciones de los carbones según su rango. Una de las más utilizadas divide a los 
carbones de mayor a menor rango en: 
 
- Antracita 
- Carbón bituminoso bajo en volátiles 
- Carbón bituminoso medio en volátiles 
- Carbón bituminoso alto en volátiles 
- Carbón sub-bituminoso 
- Lignito 
- Turba 
- La hulla es un carbón mineral de tipo bituminoso medio y alto en volátiles. 
 
 Las reservas de carbón se encuentran repartidas en setenta países con yacimientos 
aprovechables. 
 
 
El Petcoke o Coque de Petróleo. 
 
El coque de petróleo es un subproducto sólido del proceso de refinamiento del 
petróleo. Se utiliza en todo el mundo en distintas industrias como la cementera, la 
termoeléctrica, la energética y la producción de aceros entre otras. El coque es lo que queda 
después de refinar el petróleo. Un sólido poroso, de color negro o gris oscuro, que contiene 
altas cantidades de azufre y metales pesados, como el níquel y el vanadio, y que puede ser 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
9 
utilizado como combustible. Su nivel de impureza -y también su grado de toxicidad- está 
directamente relacionado con la naturaleza del petróleo del cual se extrae. 
 
El coque de petróleo es insoluble en agua, y puede contener materia volátil 
(hidrocarburos) entre un 10 y 15%. Químicamente es estable y no reactivo bajo condiciones 
normales. Su constituyente principal es el carbono, además de azufre, nitrógeno, oxígeno e 
hidrógeno. También tiene trazas de hierro, magnesio, sodio, calcio, níquel y vanadio. 
 
Figura I.1. Presentación de coque de petróleo. Fuente: Wikipedia. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Obtención del Coque de Petróleo. 
 
Los residuos del petróleo crudo pesado se utilizan como materia prima en un 
proceso térmico conocido como coking para producir los combustibles más ligeros. Es 
calentado a cerca de 475º a 520ºC en un horno, se descarga en un tambor de coque para 
craqueo de forma extensa y controlada. Los productos más ligeros del craqueo suben a la 
cima del tambor y son desechados. El producto más pesado permanece y, a causa del calor 
retenido, el proceso de craqueo forma finalmente el coque, una sustancia sólida semejante 
al carbón, conocido como Coque de Petróleo. 
 
 El enfriamiento se realiza mediante un chorro de agua a alta presión. Primero se 
retiran las tapas superior e inferior del tambor de craqueo. Luego se taladra un hoyo en el 
coque de la cima al fondo del tambor. Entonces un tubo que gira se baja por el orificio, 
rociando un chorro giratorio de agua. El chorro a alta presión corta el coque en pedazos, 
que cae para la carga subsiguiente en camiones o vagones para su posterior transporte. 
 
Este proceso no genera residuos líquidos pero entrega un 30 por ciento de coque por 
unidad de peso. La mayoría del coque de baja calidad se quema como combustible en la 
mezcla con carbón. Mientras más refinado sea el producto que se desea obtener del petróleo 
crudo, mayor es la cantidad de residuos generados, por lo tanto, será mayor la cantidad de 
coque que se produce. 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
10 
Figura I.2. Obtención del coque de Petróleo. Fuente: Enciclopedia Encarta Microsoft 2008. 
 
 
 
Características como combustible. 
 
El coque de petróleo, es un tipo de combustible bituminoso que bajo condiciones 
normales es químicamente estable y no reactivo, pero su combustión genera óxidos de 
carbono y azufre. El coque al ser quemado con carbón, resulta una excelente alternativa 
para las plantas de generación eléctrica, principalmente porque permite reducir los costos 
entre un 30% y un 45%. El coque tiene un alto valor calorífico, un bajo contenido de 
productos volátiles pero generalmente, tiene contenidos de azufre y nitrógeno más elevados 
que los combustibles tradicionales. 
 
Dependiendo de su grado de impurezas el coque se puede clasificar en 3 tipos: 
 
-Coque de Petróleo grado electrodo grafito o coque aguja: 1% de azufre, 10 ppm de 
vanadio, 20-40 ppm de níquel. 
 
- Coque de Petróleo ánodo para aluminio o coque esponja: 2.5% de azufre, 150 ppm de 
vanadio, 150 ppm de níquel. 
 
- Coque de Petróleo combustible: 4-7% de azufre, 400 a 1300 ppm de vanadio, 120-350 
ppm de níquel. 
 
La problemática ambiental 
 
La problemática ambiental acerca del uso del coque, se da principalmente por la 
presencia de altos contenidos de azufre en él carbón así como níquel y otros metales 
Petcoke 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
11 
pesados que podrían ocasionar graves problemas tanto a la salud de la población, como al 
medio ambiente. 
 
 Uno de los principales componentes que restan valor al carbón y que obligan a su 
posterior tratamiento, lo constituye el contenido de cenizas. La ceniza es el material 
inorgánico e inerte que acompaña al carbón, su presencia por tanto, rebaja el poder 
calorífico y afecta el funcionamiento de los hornos. Otros elementos del carbón son el 
oxígeno, nitrógeno, azufre. Aunque cada elemento afecta en distintas formas las 
características del carbón, en la práctica el elemento más importante a controlar es el 
contenido de azufre. Cuando se quema carbón, las emisiones de azufre corroen los tubos de 
las calderas y eventualmente escapan al medio ambiente. Por este motivo, la normativa 
ambiental y en definitiva los usuarios, controlan constantemente los porcentajes de azufre 
contenidos en el carbón. 
 
 Las propiedades más importantes del carbón son su poder calorífico, es decir, la 
cantidad de calor que se libera en combustión completa por cada unidad de material 
quemado; la humedad libre e inherente, que afecta directamente los rendimientos de la 
combustión; y el hinchamiento, particularmente relevante en la coquización. 
 
Ficha técnica del coque de petróleo: 
 
Tabla I.1 Propiedades Físicas del coque de petróleo. Fuente: Sabine Laboratories con la 
colaboración de Cementos Moctezuma 2013. 
Propiedad Valor 
Estado físico Sólido 
Valor de evaporación <1 (1 = n-acetato de butilo) 
Solubilidad en agua Insignificante 
Peso molecular 12 UMA 
Presión de vapor < 1 KPa a 38°C 
Densidad 0.80 g/cc 
Aspecto/olor Polvo negro pulverizado 
Azufre (%) 4.6 % base seca 
Poder calorífico 13,267 BTU/lb 
Cenizas 0.41% base seca 
 
 
I.2 DIESEL 
 
 El primer proceso al que se somete el petróleo en la refinería, es la destilación para 
separarlo en diferentes fracciones (Figura 3). La sección de destilación es la unidad más 
flexible en la refinería, ya que las condiciones de operación pueden ajustarse para poder 
procesar un amplio intervalo de alimentaciones, desde crudos ligeros hasta pesados. Dentro 
de las torres de destilación, los líquidos y los vapores se separan en fracciones de acuerdo a 
su peso molecular y temperatura de ebullición. Las fracciones más ligeras, incluyendo 
gasolinas y gas LP, vaporizan y suben hasta la parte superior de la torre donde se 
condensan. Los líquidos medianamente pesados, como la querosina y la fracción diésel, se 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
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quedan en la parte media. Los líquidos más pesados y los gasóleos ligeros primarios, se 
separan más abajo, mientras que los más pesados en el fondo. Las gasolinas contienen 
fracciones que ebullenpor debajo de los 200°C mientras que en el caso del diésel sus 
fracciones tienen un límite de 350°C. Esta última contiene moléculas de entre 10 y 20 
carbones. 
 
 El combustible diésel, también se manufactura, en muchos casos a partir de mezclas 
de gasóleos con querosinas, y aceite cíclico ligero, el cual es producto del proceso de 
desintegración catalítica fluida. 
 
 En un tiempo, la manufactura de diésel involucró utilizar lo que quedaba después de 
remover productos valiosos del petróleo. Hoy en día el proceso de fabricación del diésel es 
muy complejo ya que comprende escoger y mezclar diferentes fracciones de petróleo para 
cumplir con especificaciones precisas. La producción de diésel estable y homogéneo 
requiere de experiencia, respaldada por un estricto control de laboratorio. 
 
Figura I. 3 Obtención del diésel. Fuente: PEMEX Refinación 2011. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Propiedades del Diésel 
 
Índice de cetano 
 
Así como el octano mide la calidad de ignición de la gasolina, el índice de cetano 
mide la calidad de ignición de un diésel. Es una medida de la tendencia del diésel a 
cascabelear en el motor. 
La escala se basa en las características de ignición de dos hidrocarburos, 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
13 
Figura I.4 Cetano y heptametilnonano Fuente: PEMEX Refinación 2010. 
 
Heptametilnonano 
 
El n-hexadecano tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna 
un cetano de 100; el heptametilnonano tiene un periodo largo de retardo y se le ha asignado 
un cetano de 15. El índice de cetano es un medio para determinar la calidad de la ignición 
del diésel y es equivalente al porcentaje por volumen del cetano en la mezcla con 
heptametilnonano, la cual se compara con la calidad de ignición del combustible prueba 
(ASTM D-613). La propiedad deseable de la gasolina para prevenir el cascabeleo es la 
habilidad para resistir la autoignición, pero para el diésel la propiedad deseable es la 
autoignición. 
 
Típicamente los motores se diseñan para utilizar índices de cetano de entre 40 y 55, 
debajo de 38 se incrementa rápidamente el retardo de la ignición. En las gasolinas, el 
número de octano de las parafinas disminuye a medida que se incrementa la longitud de la 
cadena, mientras que en el diésel, el índice de cetano se incrementa a medida que aumenta 
la longitud de la cadena. En general, los aromáticos y los alcoholes tiene un índice de 
cetano bajo. Por ello el porcentaje de gasóleos desintegrados, en el diésel, se ve limitado 
por su contenido de aromáticos. 
 
Muchos otros factores también afectan el índice de cetano, así por ejemplo la 
adición de alrededor de un 0.5 por ciento de aditivos mejoradores de cetano incrementan el 
cetano en 10 unidades. Estos aditivos pueden estar formulados con base a alquilnitratos, 
amil nitratos primarios, nitritos o peróxidos. La mayoría de ellos contienen nitrógeno y 
tienden, por lo tanto, a aumentar las emisiones de NOx. 
 
El índice de cetano es una propiedad muy importante, sin embargo existen otras 
relevantes que caracterizan la calidad del combustible. 
 
Azufre 
 
El azufre se encuentra en forma natural en el petróleo. Si éste no es eliminado 
durante los procesos de refinación, contaminará al combustible. 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
14 
El azufre del diésel contribuye significativamente a las emisiones de partículas con 
hidrocarburos poliaromáticos. 
 
La reducción del límite de azufre en el diésel a 0.05 por ciento es una tendencia 
mundial. La correlación del contenido de azufre en el diésel con las emisiones de partículas 
y el S02 está claramente establecida, los principales países han adoptado el 0.05 por ciento 
como máximo en el límite de azufre en el diésel. 
 
Para poder cumplir con los requerimientos de niveles bajos de azufre, es necesario 
construir capacidades adicionales de desulfuración. Así como las unidades de 
desintegración catalítica (FCC), son primordiales para la producción de gasolina, la 
hidrodesintegración es fundamental para la producción de diésel. En ambos procesos la 
cuestión se enfoca en la selección de la materia prima alimentada. 
 
Mejorar la calidad del combustible no resolverá el problema de la contaminación a 
menos que se imponga un riguroso programa de inspección y mantenimiento para los 
vehículos viejos con motores a diésel. Los super emisores del mundo del diésel son los 
motores viejos que han recibido un mantenimiento inadecuado. 
 
Densidad y Viscosidad. 
 
La inyección de diésel en el motor, está controlada por volumen o por tiempo de la 
válvula de solenoide. Las variaciones en la densidad y viscosidad del combustible resultan 
en variaciones en la potencia del motor y consecuentemente, en las emisiones y el 
consumo. Se ha encontrado, además, que la densidad influye en el tiempo de inyección de 
los equipos de inyección controlados mecánicamente. 
 
Aromáticos. 
 
Los aromáticos son moléculas del combustible que contienen al menos un anillo de 
benceno. El contenido de aromáticos afecta la combustión y la formación de emisiones de 
hidrocarburos poliaromáticos. 
 
El contenido de aromáticos influye en la temperatura de la flama y, por lo tanto, en 
las emisiones de NOx durante la combustión. La influencia del contenido de poliaromáticos 
en el combustible afecta las emisiones de este tipo de hidrocarburos en el tubo de escape. 
 
 
Lubricidad 
 
Las bombas de diésel, a falta de un sistema de lubricación externa, dependen de las 
propiedades lubricantes del diésel para asegurar una operación apropiada. Se piensa que los 
componentes lubricantes del diésel son los hidrocarburos más pesados y las substancias 
polares. 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
15 
Los procesos de refinación para remover el azufre del diésel tienden a reducir los 
componentes del combustible que proveen de lubricidad natural. A medida que se reducen 
los niveles de azufre, el riesgo de una lubricidad inadecuada aumenta. 
 
 
Tabla I.2 Propiedades físicas y químicas del diésel. Fuente: PEMEX 2012. 
Propiedad Valor 
Densidad 0,832 kg/l 
Poder calorífico 0.0009403 Gcal/lt 
Azufre,% P Max. 0.021 
1. de Cetano. min. 53 
Viscosidad Cinemática @40°C CST 3.0 
Aromáticos 22 
 
I.3 GAS LICUADO DE PETRÓLEO. 
 
 El Gas L.P. como un derivado del petróleo ha sido utilizado como un combustible de 
fácil manejo que puede ser transportado bajo las medidas de seguridad adecuadas y 
funciona como una alternativa ventajosa con respecto a los combustibles sólidos. 
 
 Su composición es de propano, butano o sus mezclas, es un combustible líquido que se 
almacena a presión con un alto poder calorífico que lo distingue de los demás combustibles, 
contiene un odorizante llamado mercaptano que permite distinguir su presencia por medio 
del olfato su consumo se puede realizar en fase líquida o en fase vapor dependiendo las 
necesidades del consumidor. 
 
 El Gas L.P. es un producto de la destilación del petróleo que contiene 
principalmente propano C ₃H ₈. Con la ventaja de poder ser comprimido y condensado 
hasta convertirlo en líquido y por lo tanto ser almacenado en un tanque. PEMEX es el único 
productor en México, existen compañías extranjeras que importan el producto. 
 
 El Gas L.P. o gas Licuado de petróleo también conocido como GLP es incoloro e 
inodoro, por lo que se le adiciona mercaptano en proporción de 1.0 litro por cada 104 litros 
de volumen en fase líquida. 
 
Obtención del Gas L.P 
 
Para la obtención en altos volúmenes existen una serie de procesos, en donde es necesario 
contar con equipos especiales, los más comunesse describen a continuación: 
 
Proceso de destilación fraccionada 
 
 La figura 4 describe la zona donde ingresa el petróleo en la torre o columna que se 
denomina zona flash. Es aquí donde se inicia la separación de los componentes. 
 El petróleo es previamente calentado a temperaturas que oscilan entre los 400°F a 
700°F dependiendo del proceso, el petróleo ingresa a la torre de destilación comúnmente 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
16 
llamada columna de destilación, donde debido a las diferencias de volatilidad comprendidas 
entre los diversos compuestos contenidos en el petróleo crudo se van separando a medida 
que se desplazan a través de la torre en dirección a la parte superior. 
 
Figura I.5. Proceso de destilación para la obtención del gas L.P Fuente: PEMEX PGPB 
2007. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 El grado de separación de los componentes del petróleo está estrechamente ligado al 
punto de ebullición de cada compuesto. Los compuestos más volátiles, es decir los que 
tienen menor punto de ebullición, ascienden por la torre a través de platos instalados en 
forma tangencial al flujo de vapores. En estos platos se instalan varios dispositivos sobre el 
plato llamados “cachuchas de burbujeo” Estas cachucha tienen perforaciones o espacios 
laterales que tiene la finalidad de condensar cierto porcentaje de hidrocarburos y por 
consiguiente el llenado del espacio comprendido entre las cachuchas y el plato que les 
sostiene, de esta manera comienzan a filtrar en el plato. 
 
 La parte incondensable, el hidrocarburo volátil, escapará de las cachuchas por los 
espacios libres o perforaciones con dirección hacia el plato inmediato superior, en el que 
volverá a atravesarlo para entrar nuevamente en las copas instaladas en dicho plato, de 
manera que el proceso se repita cada vez que los vapores incondensables atraviesen un 
plato. 
 
 Al final, en el último plato superior, se obtendrá un hidrocarburo relativamente más 
ligero que los demás que fueron retenidos en las etapas anteriores y que regularmente han 
sido extraídos mediante corrientes laterales. 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
17 
 En la primera extracción, primer plato o primer corte se puede obtener gas, gasolina, 
nafta o cualquier producto similar, lo que dependerá del tipo de carga (alimentación a la 
planta), diseño y condiciones operativas de los hornos que calientan el crudo. 
 
 Los siguientes, son los derivados más comunes que suelen obtenerse en las torres de 
destilación desde el compuesto más pesado hasta el más ligero. 
 
1. Residuos sólidos. 
2. Aceites y lubricantes. 
3. Gasóleo y fuel oil. 
4. Queroseno. 
5. Naftas. 
6. Gasolinas. 
7. Disolventes. 
8. GLP (gases licuados del petróleo). 
 
 Si existe la presencia de un excedente derivado del petróleo de alto peso molecular, 
pueden romperse las cadenas de hidrocarburos para obtener hidrocarburos más ligeros 
mediante un proceso denominado craqueo. 
 
 El gas L.P. que se distribuye y comercializa en México está compuesto por una 
mezcla aproximada de 70% butano y 30% propano (+ 10%), gracias a esta mezcla se 
obtiene el mayor poder calorífico disponible, superior a otros combustibles, lo que permite 
obtener mayor rendimiento a comparación con algunos combustibles. 
 
Aplicaciones 
 
El gas L.P. en un combustible que se utiliza en diversos sectores como: 
 
- Doméstico: Cocinar, calentar agua de servicio, calefacción, refrigeración, etc. 
 
- Industrial: Como combustible controlable fácilmente bajo sistemas de regulación es 
utilizado para alimentar hornos para tratamiento y corte de metales, vidrio y cerámica, en el 
planchado de ropa, en la purificación de grasas, tratamientos térmicos, pasteurización, 
imprentas, etc. 
 
 Este combustible se utiliza básicamente en industrias dedicadas a la elaboración de 
alimentos, bebidas y tabacos, así como en las industrias químicas y de polímeros, en las 
cuales se usa como materia prima. 
 Adicionalmente, el uso del gas L.P. dentro del sector industrial tiene aplicaciones muy 
específicas y tradicionales. Es considerado como una fuente de energía pura y limpia para 
generar calor de manera controlada. Asimismo, el gas L.P. es frecuentemente utilizado en 
hornos industriales, procesos de calefacción, cerámica, fabricación de vidrio, 
procesamiento de metales, secado de pintura, aerosoles y soldadura, entre otros. 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
18 
Figura I.6. Aplicaciones industriales del gas L.P. Fuente: IMP 2012. 
 
 
Propiedades físicas del gas L.P. 
 
Tabla I.3 Propiedades físicas del gas L.P. Fuente: PEMEX PGPB. 
Propiedad Valor 
Peso molecular 49.7 
Temperatura de ebullición a 1 atm -32.5°C 
Temperatura de fusión -167.9°C 
Densidad de los vapores (aire = 1) a 15.5 
°C 
2.01 (dos veces más pesado que el aire) 
Presión de vapor a 21.1°C 4500 mmHg 
Relación de expansión (líquido a gas a 1 
atm) 
1 a 242 (un litro de Gas líquido se 
convierte en 242 litros de gas en fase 
vapor formando con el aire una mezcla 
explosiva de aproximadamente 11,000 
litros) 
Solubilidad en agua a 20°C Aproximadamente 0.0079% en peso 
(insignificante, menos del 0.1%) 
Apariencia y color Gas insípido e incoloro a temperatura y 
presión ambiente. Tiene un odorizante 
que le proporciona un olor característico, 
fuerte y desagradable. 
Poder calorífico 0.006192 Gcal/Litro 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
19 
 
Oferta-demanda de gas LP, 2012-2026 
 
Escenario Inercial 
 
 Como se puede observar en la figura I.7 la producción nacional aumentará 2.0% 
promedio anual a lo largo del periodo prospectivo. Con ello, se espera cubrir toda la 
demanda nacional de gas LP de 2017 a 2022 e inclusive incrementar las exportaciones. De 
2011 a 2026, éstas crecerán 17.9% promedio anual. 
 
Figura I.7 Comparación de la demanda y oferta interna, escenario Inercial 2011-2026 
(Miles de barriles diarios) Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.8 Composición de la oferta nacional de gas L.P., escenario inercial 2011-2026 
(Miles de barriles diarios). Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 
Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
20 
 A su vez, el incremento en la producción permitirá disminuir las importaciones 9.1% 
promedio anual. En 2026, éstas representarán 6.6% de la oferta nacional. No obstante, por 
cuestiones de logística, éstas no podrán desaparecer. 
 
Por su parte, la demanda nacional de gas LP disminuirá 0.1% promedio anual de 
2011 a 2026. Dicha tendencia será resultado del comportamiento de los sectores 
autotransporte e industrial, principalmente, con decrementos promedio anual de 4.2% y 
0.3%, respectivamente. 
 
Tabla I.4 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial 2011-2026 (Miles de 
barriles diarios de gas L.P. equivalente). Fuente: IMP con base en CRE, PEMEX, SENER y 
empresas privadas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Escenario de la Estrategia Nacional de Energía (ENE) 
 
De acuerdo al escenario ENE, se estima que al final del periodo prospectivo la 
balanza comercial del gas LP registrará un saldo superavitario de 28.9 Mbd. Esto será 
resultado del incremento de 2.7% promedio anual en la producción. Al cierre de 2026, 
PGPB aportará82.4% de la producción nacional y PEMEX Refinación 17.5%. A su vez, la 
mayor producción permitirá un mayor volumen de exportaciones. Por su parte, se prevee 
que las importaciones se ubicarán en 18.2 Mbd al cierre de 2026; es decir, 1.7 Mbd menos 
que en el escenario Inercial. 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
21 
I.4 GAS NATURAL 
 
 Es una mezcla gaseosa de compuestos mayoritariamente metano que también se 
puede encontrar en solución con el petróleo. Además puede contener pequeñas cantidades 
de etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas 
de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Se encuentra en depósitos 
naturales subterráneos a profundidades de 300 a 6000 m. 
 
Figura I.9 Sección transversal de un campo típico de petróleo, mostrando la distribución de 
petróleo y agua salada en el depósito de piedra arenisca porosa. Obsérvese que un pozo 
perforado en el punto B producirá únicamente gas natural Fuente: Material Didáctico del 
Seminario de gas natural. IPN ESIQIE 2007. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Extracción del gas natural. 
 
 Se inicia con la exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios 
necesarios (levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.) para descubrir, identificar y 
cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los recursos, se 
procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la fase de producción del 
gas natural, la cual representa el conjunto de actividades que permiten extraer el recurso 
contenido en los yacimientos y su separación del petróleo (cuando se trate de gas asociado). 
 
Clasificación de yacimientos por su mecanismo de producción: 
 
- Yacimientos de empuje por gas disuelto: El mecanismo de producción se ejerce por 
la liberación del gas en solución con el aceite del yacimiento, provocando expansión 
y solución del aceite. 
- Yacimientos de capa de gas: El mecanismo de producción se ejerce por la 
expansión de la capa de gas libre. 
- Yacimientos de empuje por agua: El mecanismo de producción es por avance del 
agua que se encuentra en el acuífero hacia la zona de aceite. 
- Yacimientos de segregación gravitacional: El mecanismo de producción es por 
diferencia de densidades de los fluidos que contiene el yacimiento. Las fuerzas 
gravitacionales actúan sobre los fluidos separándolos verticalmente de acuerdo a su 
densidad, el gas se encuentra en la parte superior, el aceite en la intermedia y el 
agua en la parte inferior. 
Piedra arenisca porosa con contenido de gas natural a presión
Piedra arenisca porosa “empapada” de petróleo
Piedra arenisca porosa “anegada” con agua salada
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
22 
- Yacimientos de empuje combinado: En el mecanismo de producción actúan 
simultáneamente dos o más mecanismos en el yacimiento. Puede ser gas disuelto y 
empuje de agua reducido o también gas disuelto con una capa de gas pequeña y 
entrada de agua reducida. 
 
Clasificación del gas natural 
 
Por su extracción: 
 
- Gas no asociado: Es aquel que es extraído de depósitos que solamente tienen gas natural y 
no están en contacto con el petróleo. 
 
- Gas asociado mezclado: Es aquel que se encuentra en los yacimientos de petróleo y puede 
encontrarse libre formando un casquete gaseoso o disuelto en el petróleo. 
 
Por su composición: 
 
- Gas Húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual 
le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo 
contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite 
sus proceso comercial. También se le define como aquel que tiene una concentración de 
productos más volátiles (propano, butano, y más pesados) recuperables en forma de 
gasolina, kerosina y gas LP., en cantidades de 300 o más galones (1,135.5 litros) de 
hidrocarburo licuables por cada millón de pies cúbicos de gas a condiciones de presión y 
temperatura de 1 kg / cm² y 20 ºC. 
 
- Gas seco o gas pobre: Es aquel que contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos 
diferentes al metano. No contiene vapor de agua. A éste pueden extraérsele menos de 100 
galones (878.5 litros) de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos de gas a 
condiciones de presión y temperatura de 1 Kg / cm2 y 20 ºC 
 
- Gas amargo: Aquel que contiene impurezas de ácido sulfúrico (H₂S) y dióxido de 
carbono (CO₂), denominados compuestos amargos. 
 
- Gas dulce: Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de 
azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas 
natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes. 
 
Gases ácidos: 
 
 Al ácido sulfúrico (H₂S) y dióxido de carbono (CO₂), se les denomina gases ácidos del 
gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural, la presencia de estos 
compuestos es elevada y se le da el nombre de “gas amargo” el ácido sulfhídrico, tiene la 
característica de tener un olor desagradable y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas 
natural mediante un proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de 
azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales como la 
producción de pólvora o usos en la industria farmacéutica. 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
23 
 Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones 
bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y 
puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin 
embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de 
hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante 
puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, teniendo éste como 
propiedad el ser corrosivo. 
 
Figura I.10 Etapas del procesamiento del gas natural. Fuente: IMP 2012. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Endulzamiento del gas natural. 
 
Para eliminar el H2S y CO2 existen varios procesos utilizados ampliamente: 
 
- Endulzamiento por absorción con reacción: Este proceso de absorción consiste en el 
contacto del gas amargo con solventes que atrapan selectivamente los compuestos ácidos y 
tiene como propósito endulzar el gas natural ácido que contiene cantidades significativas de 
compuestos de azufre o mezclas de compuestos de azufre y dióxido de carbono para 
convertirlo en gas dulce. Dentro de los solventes empleados existen dos tipos, los físicos y 
los químicos. 
 
 
 Existen diversos procesos de endulzamiento de gas natural basados en principios de 
absorción y de desorción de compuestos amargos los cuales difieren en el tipo de solvente 
utilizado. Los más utilizados en nuestro país son: el Girbotol que es el usado para la 
remoción de contaminantes y el proceso Clauss que utiliza la corriente resultante del 
proceso Girbotol para obtener azufre a partir del ácido sulfhídrico removido. 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
24 
Proceso Girbotol 
 
 Es un método de absorción por alcanolaminas, ambas aminas orgánicas altamente 
básicas, se deja fluir por pasos estrechos a través de una torre en donde se pone en contacto 
directo con el ácido sulfhídrico o con el dióxido de carbono del gas que se desea purificar 
dejándolo subir por dicha torre. La amina contaminada ya sea con el ácido sulfhídrico o con 
el dióxido de carbono se lleva desde el fondo de la torrea un extractor con vapor en donde 
fluye a contracorriente con el vapor, el cual tiene la función de extraer estos compuestos de 
la amina. Después de esto la amina se regresa a la parte superior de la torre de absorción. 
 
 
 El método donde se emplea la dietanolamina es el más usado en la industria del 
petróleo para la purificación de los gases naturales y de refinería, y recuperar el ácido 
sulfhídrico para la fabricación de azufre. La eliminación del dióxido de carbono se hace 
normalmente con monoetanolamina. 
 
Figura I.11. Diagrama del proceso Girbotol. Fuente: Material de apoyo, Seminario de gas 
natural, IPN ESIQIE 2006. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
25 
Figura I.12. Diagrama del proceso Claus. Fuente: Material de apoyo, Seminario de gas 
natural, IPN ESIQIE 2006. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Propiedades Fisicoquímicas 
 
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado 
gaseoso, en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. El gas natural 
comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la 
molécula más simple de los hidrocarburos. Además puede contener pequeñas cantidades de 
etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas de 
nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. 
 
Figura I.13 Componentes del gas natural. Fuente PGPB 2007. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
26 
Como medida de seguridad, en la regulación se estipula que los distribuidores 
deberán adicionar un odorizante al gas natural para que se pueda percibir su presencia en 
caso de posibles fugas durante su manejo y distribución al consumidor final. 
 
 El gas natural es más ligero que el aire (su densidad relativa es 0.61, siendo la del aire 
1.0) y a pesar de sus altos niveles de inflamabilidad y explosividad las fugas o emisiones se 
disipan rápidamente en las capas superiores de la atmósfera, dificultando la formación de 
mezclas explosivas en el aire. Esta característica permite su preferencia y explica su uso 
cada vez más generalizado en instalaciones domésticas e industriales y como carburante en 
motores de combustión interna. Presenta además ventajas ecológicas ya que al quemarse 
produce bajos índices de contaminación, en comparación con otros combustibles. 
 
 Tiene combustión muy limpia; no emite cenizas ni partículas sólidas a la atmósfera; 
genera una reducida emisión de óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), 
bióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos reactivos, y virtualmente no genera dióxido de 
azufre (SO2), características que le dan una mayor ventaja respecto de otros combustibles 
fósiles como el carbón y el combustóleo, es seguro de transportar. Al ser más ligero que el 
aire se evita la concentración y reduce el riesgo de explosiones en fugas. Reduce costos de 
mantenimiento de equipos de combustión. Incrementa la eficiencia de los procesos de 
generación y cogeneración de energía. 
 
Tabla I.5 Propiedades físicas del gas natural. Fuente: NOM-001-SECRE-2010, 
Especificaciones del gas natural. 
Propiedad Unidades 
Metano (CH4) 83-84 % Vol 
Oxígeno (O2)-Max 0.2 % Vol 
Bióxido de Carbono (CO2)-Max. 3.0 % Vol 
Nitrógeno (N2)-Max. ±1.5 4-6 % Vol 
Total de inertes (CO2 y N2) Max. 4-6 % Vol 
Etano-Max. 11.0 % Vol 
Temperatura de rocío de hidrocarburos- 
Max. 
271,15 (-2) K (°C) 
Humedad (H2O)-Max. 110.00 mg/m3 
Poder calorífico superior-Min. 36,80- 37,30 MJ/m3 
Densidad relativa 0.61, aire = 1.0 
Viscosidad 0.01 cp a 25°C 
 
 Mediante el análisis cromatográfico llega a determinarse qué componentes están 
presentes en el gas natural y en qué proporción. Esta información suministra los datos para 
conocer la calidad del gas natural, el cumplimiento de las especificaciones para su 
transporte por gasoductos y las propiedades para el diseño o ingeniería de las instalaciones 
de procesamiento del gas. 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
27 
Figura I.14 Cromatógrafo para gas natural en línea montado en campo.Fuente: PGPB 
2003. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 De acuerdo con la NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural el 
muestreo y la determinación de las especificaciones del gas natural se realizarán en cada 
uno de los principales puntos de inyección a los sistemas de transporte de acceso abierto, 
almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos 
sistemas. 
 
 Para fines tanto de determinación de la densidad, densidad relativa, poder calorífico e 
índice Wobbe, como del cumplimiento de la obligación de proporcionar información 
periódica, se promediarán los valores registrados a lo largo de una hora. La determinación 
del contenido de humedad y ácido sulfhídrico se realizará al menos cada hora. La 
determinación del contenido de oxígeno y de azufre total se realizará en forma trimestral. 
 
Medición del Gas Natural. 
 
El poder calorífico del gas natural depende de su composición química; entre mayor 
sea la cantidad de hidrocarburos más pesados que el metano que contenga, mayor será su 
poder calorífico. 
 
Existen diferentes unidades de energía para medir el gas natural, dependiendo del 
sistema de unidades que se esté utilizando. 
 
Condiciones base: El gas se medirá en forma continua a las condiciones base de doscientos 
noventa y tres grados Kelvin (293 K) y noventa y ocho punto cero sesenta y siete kilo 
Pascal (98.067) de presión absoluta (20°C y 1 Kg/cm²), con los medidores que operen en la 
estación de medición. 
 
 En caso de no contar con las condiciones base de presión y temperatura se deberá 
agregar un factor de corrección. 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
28 
 Los procedimientos, medidores y demás equipos utilizados para la medición del gas 
natural deberán ser aprobados, instalados y mantenidos por la parte responsable de dicho 
mantenimiento, de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas aplicables. A falta de 
éstas, se utilizarán las especificaciones internacionales generalmente aceptadas en la 
industria del gas natural. 
 
Medición de gas natural para facturación. 
 
 Debido a la nueva apertura económica del gas natural, PEMEX Gas y Petroquímica 
Básica (PGPB) entrega gas natural a los siguientes clientes: 
 
- Distribuidoras.- Son empresas que tienen la concesión de la entrega de gas natural a 
cualquier cliente que se encuentre dentro del territorio delimitado por la Comisión 
Reguladora de Energía. 
 
- Industrias.- Cualquier cliente que no se encuentra dentro de una zona geográfica y que 
está conectado a algún ducto de transporte, propiedad de PGPB. 
 
 Como se puede notar Pemex ya no es la única empresa que entrega gas natural a los 
clientes. Por lo que Pemex entrega gas natural a cualquier empresa, por medio de una 
estación de medición, cuyo punto de medición para la facturación se le conoce como punto 
de transferencia de custodia. 
 
 Por su parte el cliente puede contratar a cualquier asesor para verificar que la empresa 
que sea responsable de la medición, lo haga correctamente. Por lo anterior es importante 
que ésta se realice cumpliendo con la normatividad vigente tanto nacional, como 
internacional; de tal manera que la medición pueda ser auditada por cualquiera de las 
empresas involucradas, con su consecuente reclamación económica, si así procediera. 
 
Actualmente en laindustria mexicana del gas natural se emplean cuatro tipos de medidores 
para la transferencia de custodia: 
 
a). MEDIDOR DE PLACA DE ORIFICIO: El gas natural al momento de pasar a través 
de una placa de orifico concéntrica, crea una caída de presión, la cual se emplea para 
calcular el gasto de gas que pasa a través de dicho medidor. 
 
b). MEDIDOR DE TURBINA: La turbina de medición consiste en una caja cilíndrica, 
similar a un carrete de tubería, la cual contiene un rotor exactamente balanceado y montado 
coaxialmente con el eje de la tubería, esto de logra por medio de cojinetes, chumaceras y un 
conjunto de soportes que se utilizan para apoyar y mantener la posición de los cojinetes. El 
flujo de gas pasa a través de la turbina de medición y choca con las hélices del rotor, 
haciéndolo girar a una cierta velocidad angular, proporcional a la velocidad de flujo. El 
ángulo de las hélices con respecto a la dirección del flujo, es el que gobierna la velocidad 
angular del rotor, debido a que el fluido choca con cierta intensidad proporcional al ángulo 
de las hélices. Pequeños ángulos producen una velocidad baja y esto causa una pérdida de 
repetibilidad del medidor; mientras que ángulos demasiado grandes causan cargas 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
29 
excesivas de los cojinetes y arrastres de fricción mayores. En general el ángulo de las 
hélices se mantiene entre 145° y 160° con respecto a la dirección del flujo. 
 El volumen medido a condiciones de flujo (Tf y Pf) es obtenida por medios electrónicos 
y mecánicos dentro del medidor, por lo que la turbina cuenta con una salida para dicho 
valor. Existiendo dos maneras de obtener el volumen corregido; la primera es con un 
dispositivo mecánico y la segunda con una señal electrónica de pulsos. 
 
c).MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (ROTATIVO Y DE 
DIAFRAGMA): El medidor de desplazamiento positivo consta de una o varias cámaras o 
diafragmas, cuyo volumen individual de cada una de ellas es conocido. El volumen total 
entregado a través del medidor es calculado por medio del volumen de la cámara, 
multiplicado por el número de veces que dicho volumen es vaciado a la tubería después del 
medidor. 
 
Figura I.15 Medidor de desplazamiento positivo. Fuente: Material didáctico Seminario de 
gas natural IPN ESIQIE 2005. 
 
 
 
d) MEDIDOR ULTRASÓNICO: El medidor ultrasónico cuenta con un par de 
transductores, el transmisor emisor envía una señal de sonido de frecuencia muy alta, dicha 
señal es recibida por otro transductor el cual determina el tiempo que tarda en viajar el 
sonido a través del fluido, en la distancia total de la trayectoria. Los transductores tienen la 
característica de que pueden enviar y recibir la señal de sonido. El tiempo de viaje del 
sonido a través del fluido es mayor cuando el sonido viaja en dirección contraria al sentido 
de flujo. La velocidad del fluido se calcula midiendo los tiempos de viaje de las señales 
ultrasónicas por medio de un computador. 
 
Odorización del gas natural: 
 
 La odorización es un proceso mediante el cual se le agrega una sustancia odorizante 
al gas natural que es una mezcla inodora. El odorizante es una sustancia compuesta por 
mercaptanos que se agrega a gases inodoros para detectar su presencia. Los odorizantes 
como características deben tener: estabilidad, grado de pureza adecuado, compatible con 
materiales de sistemas de manejo, no tóxico ni nocivo para salud en las concentraciones 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
30 
usadas, de fácil combustión, penetrabilidad que permita detectar fugas, olor característico y 
persistente. 
 
Figura I.16 Sustancias químicas comúnmente utilizadas en la odorización. Fuente: PGPB 
2001. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
El gas natural debe ser odorizado a una concentración tal que permita ser detectado 
por el olfato cuando las concentraciones alcancen una quinta parte del límite inferior de 
explosividad, o cuando la proporción de gas natural en el aire sea de 1%, todo esto a 
condiciones base del gas natural. 
 
Los equipos de odorización deben cumplir lo siguiente: 
- La cantidad de odorizante dosificado debe ser proporcional al volumen de gas, 
independientemente de las condiciones de T y P. 
- Los materiales deben ser resistentes a la corrosión. 
- El equipo debe tener capacidad para manejar un amplio rango de flujos. 
- Se debe utilizar un contenedor de doble pared con la finalidad de prevenir derrames. 
 
Principales usos del gas natural 
 
El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de 
ductos subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de 
presión (de 4 a 32 kgf/cm²) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de 
distribución comercial y doméstica, donde se utiliza en: 
 
a) Generación de energía eléctrica (termoeléctricas). 
b) Generación de vapor. 
c) Calentadores de fuego directo. 
d) Turbo-maquinaria (turbo-compresores, turbo-bombas, turbo-sopladores). 
e) Estaciones distribuidoras de gas natural para carburación de motores (tractores agrícolas, 
automotores, camiones, etc.). Se utilizan dos sistemas: gas natural comprimido 
(temperatura ambiente y presión máxima de 210 kgf/cm²) y gas natural licuado a 6.3 
kgf/cm² y temperatura de –140°C con tanques termo. Usos domésticos y comerciales. 
g) En la industria petroquímica se utiliza principalmente como materia prima para producir 
amoníaco, fertilizantes nitrogenados, aditivos, anticongelante, fumigantes, desinfectantes, 
tintas, acabados textiles, metanol, etileno, polietileno, etc. 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
31 
 
Los usos a los que actualmente se destina el gas natural abarcan una amplia gama de 
actividades. 
 
Balance de la producción y demanda nacional del gas natural 2012-2026 
 
 En el balance nacional de gas natural del escenario Inercial se observa que de 2011 a 
2026, la producción nacional será menor a la demanda nacional. A su vez, mientras que la 
producción nacional crecerá 2.8% promedio anual, la demanda nacional lo hará en 3.5%. 
Esto ocasionará un aumento de 5.3% anual en las importaciones del combustible. Las 
importaciones por ducto crecerán en promedio 5.2% anual y las de GNL 5.9%, aunque 
estas últimas sólo representarán 24.4% de las importaciones totales. Con ello, mientras que 
en 2011 las importaciones representaban 21.9% de la oferta total, en 2026 esta proporción 
será de 28.9%. 
 
Por otro lado, el aumento en la demanda interna de gas natural se originará 
principalmente en los sectores eléctrico, petrolero e industrial, con tasas medias de 
crecimiento anuales de 4.7%, 1.9% y 4.3%, respectivamente 
 
Escenario Estrategia Nacional de Energía (ENE) 
 
 En el balance nacional de gas natural del escenario ENE se observa que de 2011 a 
2018, la producción nacional crecerá 3.8% promedio anual, mientras que la demanda 
nacional lo hará en 4.5 %. Con ello las importaciones aumentarán 4.9% anual en el mismo 
periodo de referencia. Así, mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de 
la oferta total, en 2026 esta proporción será de 23.1%. 
 
 En el escenario ENE, la demanda del sector petróleo será 709 MMpcd mayor que en 
el escenario Inercial en 2018. Una mayor producción de hidrocarburos en el ENE, 
implicará mayores autoconsumos de gas natural en PEMEX Exploración Producción y 
PGPB, además de un mayor volumen destinado a las recirculaciones internas. Por su parte, 
las demandas eléctrica e industrial de gas natural no difieren entre los dos escenarios, dado 
que se parte de las mismas premisas de crecimiento económico y precios de combustiblesESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
32 
 
 
 
 
Tabla I.6. Balance de gas natural 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base 
(Millones de pies cúbicos diarios). Fuente IMP. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
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CAPITULO II 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
34 
CAPÍTULO II 
 
TRASPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL CARBÓN, GAS L.P, DIESEL Y GAS 
NATURAL. 
 
II.1 Transporte y distribución del Carbón. 
 
La fase de la distribución, o sea, empaquetado, carga y transporte del carbón desde el horno 
o reactor hasta el punto de distribución mayorista, o para el uso industrial en gran escala, 
puede representar hasta el 25% del costo total de producción. Además, el transporte 
requiere combustibles líquidos costosos. 
 
Los costos unitarios o unidades operativas en el transporte del carbón son los siguientes: 
 
- Carga del carbón sobre el vehículo de transporte. 
- Transporte primario. 
- Transporte secundario, con costos de descarga/carga. 
- Operaciones de descarga y almacenamiento a puntos principales de mercado. 
 
 El carbón puede absorber fácilmente el agua, por lo tanto, deberán emplearse 
cubiertas encerados u otras, durante el transporte para evitar que se moje. Existe siempre el 
riesgo que el carbón se moje con la lluvia. En los lugares donde deben acumularse grandes 
cantidades de carbón, antes del transporte, pueden usarse coberturas de hojas plásticas, o un 
depósito de hierro galvanizado de costados abiertos. Debe hacerse lo posible por evitar 
mucha manipulación cerca del horno, lo que llevaría a una excesiva producción de 
carbonilla fina y a costos innecesarios de mano de obra. 
 
 El almacenamiento intermedio es necesario cuando grandes cantidades de carbón 
deben esperar su traslado, debido a la irregularidad de los medios de transporte, como 
camiones o vagones de ferrocarril, o a causa de las malas condiciones de los caminos en 
áreas lejanas de los centros de consumo. 
 
 El lugar donde se almacena el carbón debe estar techado y debe tener adecuadas 
facilidades para la manipulación fácil y rápida del carbón. La descarga al depósito de 
almacenamiento, puede hacerse desde el exterior, por medio de una rampa de madera a 
metálica, y la carga de los vagones de ferrocarril y camiones por medio de puertas levadizas 
de madera o metálicas, operadas a mano. No debe permitirse el ingreso de los camiones en 
el depósito, por el peligro de incendio, Pueden usarse también cintas transportadoras, pero 
debe limitarse al mínimo la mecanización puesto que es cara. La altura de los montones de 
carbón vegetal debe ser inferior a los seis metros, para evitar el encendido. La altura de 
caída del carbón que ingresa, debe ser la menor posible (máximo de dos metros), para 
evitar al máximo la generación de carbonilla fina. El local de almacenamiento debe ser 
bien ventilado y abierto en sus cuatro costados para tener rápido y fácil acceso en el caso de 
incendios. No deberá tener columnas intermedias en la expansión del techo. 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
35 
Medios de transporte del carbón: 
 
- Transporte por camión que va desde camionetas hasta tráiler de doble remolque. 
Este es relativamente caro ya que requiere el uso de combustibles costosos y 
muchas veces del pago de carreteras de peaje. 
 
- Transporte por ferrocarril. Las empresas usuarias de éste medio que cuentan con 
desvíos ferroviarios lo emplean al máximo puesto que es mucho más barato que por 
camión. La mayoría de los vagones de tienen una capacidad de 54 m³, algunos 80 
m³, o hasta 100 m³ 
 
Figura II.1 Imagen de contenedores El Musel. Fuente: El Comercio.es.2001. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
II.2 Distribución del gas L.P 
 
 El gas L.P. se puede licuar a bajas presiones, así es posible almacenarlo en estado 
líquido en tanques de hasta 1,000,000 litros, para posteriormente transportarlo en 
autotanques para surtir tanques estacionarios y camiones repartidores de cilindros. También 
puede distribuirse por gasoductos hacia los centros de distribución. 
 
 En el mapa se muestran los centros de producción de PEMEX Gas y Petroquímica 
Básica (PGPB) y PEMEX Refinación (PR). Asimismo, se presenta el Sistema Nacional de 
Gasoductos que traslada el gas LP desde las zonas productoras, ubicadas en la región Sur-
Sureste, hasta las terminales de suministro, localizadas en los principales centros de 
consumo del Centro y Centro-Occidente del país. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
36 
Figura II.2 Estructura de producción de gas L.P.,2011. Fuente: PEMEX 2012. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura II.3Terminales de suministro de gas L.P. en México, 2011* Fuente: PGPB 2012. 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
37 
 A partir de las terminales de suministro –marítimas y terrestres– que operan en el 
país, el gas L.P. se envía hacia 983 plantas de distribución propiedad de particulares. En 
dichas plantas, el combustible se almacena para ser posteriormente despachado en 
estaciones de servicio para carburación de vehículos y, mediante autotanques (pipas) y 
recipientes transportables, para todos 
los demás sectores. 
 
 La figura II.2 muestra las terminales de suministro que integran puntos de destino y 
enlace entre la plataforma productiva de PEMEX – incluidas las importaciones - con la 
infraestructura privada de los distribuidores. También se incluyen las operaciones 
efectuadas en las costas, necesarias para transferir el gas L.P. desde las zonas de recepción 
hacia los centros de consumo. Cabe señalar que en 2011 operaron regularmente 28 
terminales de suministro. 
 
 El gas L.P. de las terminales ubicadas en las regiones Centro-Occidente, Centro y 
Sur-Sureste del país, se suministra en su mayoría por el ducto troncal que proviene desde 
Cactus, Chiapas hasta Zapopan Jalisco. En el caso de las demás terminales, localizadas 
al Noroeste y Noreste del país, el abasto de combustible se realiza principalmente 
mediante importaciones marítimas o terrestres. 
 
Almacenamiento 
 
 La primera fase en la cadena de distribución local del gas L.P. es el 
almacenamiento. El confinamiento general se realiza por medio de tanques de diversas 
formas: cilíndricos verticales, horizontales con tapas semiesféricas y esféricos, 
dependiendo si las terminales son terrestres o refrigeradas. Cuando éstas son terrestres, 
el gas LP se almacena en tanques tipo esférico a una presión de 10- 14 kg/cm² y a 
temperatura ambiente. En las terminales refrigeradas, el gas L.P. se recibe y almacena 
como líquido en tanques criogénicos de tipo vertical, a una temperatura de hasta -46°C. 
En este caso, y para su posterior comercialización, es necesario precalentarlo hasta 
5°C antes de ser enviado a los equipos de transporte que lo llevarán a los distribuidores. 
Cabe señalar que las únicas terminales refrigeradas que dispone PGPB se encuentran en 
Topolobampo y Pajaritos. 
 
 Entrega al consumidor 
 
 La actividad de distribución de gas L.P. que comprende la entrega del hidrocarburo al 
consumidor final, se realiza a través de empresas privadas mexicanas legalmenteconstituidas para realizar dicha actividad. A finales del 2011, la infraestructura logística 
desarrollada por estas empresas fue la siguiente: 
 
• 991 plantas de distribución de gas L.P. con capacidades de almacenamiento que oscilaron 
entre 5 mil y 138 millones de litros. Éstas utilizaron poco más de 12 mil auto-tanques con 
capacidades desde 2 mil hasta 25 mil litros para entregar gas L.P. a tanques estacionarios y 
20,000 vehículos destinados al reparto de recipientes transportables de 10, 20, 30 y 45 kg. 
 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
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• 2,744 estaciones de carburación, de las cuales 85% se especializaron en la venta de gas 
L.P. para carburación y 15% en la modalidad de autoconsumo. 
 
• 171 empresas de transporte de gas L.P. que utilizaron 3,400 semirremolques y dobles 
semirremolques, con capacidades que van de 31 mil a 54 mil litros, para el traslado del 
hidrocarburo desde las instalaciones de PEMEX hasta las plantas de distribución, 
principalmente. 
 
 PGPB cuenta con distintos Centros Procesadores de Gas (CPG) a lo largo del país, 
seis están ubicados en la región Sur-Sureste del país (en Chiapas, Tabasco y Veracruz) y 
dos en la región Noreste: Burgos y Arenque (en Tamaulipas). En estos complejos existe un 
total de 71 plantas de distintos tipos: endulzamiento de gas, recuperación de líquidos, 
recuperación de azufre, endulzamiento de condensados, fraccionamiento y eliminación de 
nitrógeno. Cabe mencionar que no todos los CPG producen gas LP. 
 
Figura II.4 Distribución del gas L.P. al consumidor Fuente: SENER 2011. 
 
II.3 DISTRIBUCION DEL DIÉSEL. 
 
 La actividad de distribución Diésel es muy similar de gas LP, que comprende la 
entrega del hidrocarburo al consumidor final y se realiza a través de empresas privadas 
mexicanas legalmente constituidas para realizar dicha actividad. 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
39 
 En la figura II.5 se muestran los principales puntos de venta de muchos productos 
refinados por PEMEX, entre ellos el diésel. 
 
 Las empresas de transporte de Diésel utilizan: semirremolques y dobles 
semirremolques, con capacidades que van de 31 mil a 54 mil litros, para el traslado del 
hidrocarburo desde las instalaciones de PEMEX hasta las plantas de distribución, 
principalmente. De ahí se reparte a otras estaciones o puntos de venta o directamente al 
consumidor final por pipas o carrotanques. 
 
 
Figura II.5 Principales puntos de venta de productos refinados por PEMEX Fuente PEMEX 
2011. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
II.4 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL 
 
 El transporte de gas natural a través del territorio nacional se efectúa por medio de un 
sistema integrado por gasoductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos, 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
40 
válvulas de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras 
y de ferrocarriles. 
 
 
Figura II.6 Sistema de distribución de gas natural. Fuente: Material didáctico del seminario 
de gas natural. Año 2007. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 La red de gasoductos del país está constituida por el Sistema Nacional de 
Gasoductos (SNG) y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PEMEX Gas y 
Petroquímica Básica (PGPB). Asimismo, lo integran gasoductos privados, en algunos casos 
fronterizos interconectados con el sur de Estados Unidos, otros conectados al SNG o 
aislados. 
 
 PEMEX Gas y Petroquímica Básica transporta el gas natural a los grandes 
consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior 
de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas. Al cierre de 2011, 
PEMEX reportó una red de ductos en operación de aproximadamente 11,296 km para 
transportar gas natural. 
 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
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Figura II.7 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 
2011. Fuente: SENER 2011. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Características de una red de distribución de gas natural. 
 
 A continuación se enlistan las características que deberá cumplir de acuerdo con la 
normativa nacional e internacional vigente: 
 
- Proveer la entrega continua del gas natural. 
- Mantener las presiones de operación previstas. 
- Emplear materiales probados internacionalmente. 
- Incorporar nuevas tecnologías probadas. 
- Utilización de normas nacionales e internacionales en la construcción. 
- Dar seguridad al público durante la ejecución de los trabajos y la introducción del 
sistema. 
- Construir el sistema con las menores molestias a la ciudadanía. 
- Construir y operar un sistema de primera clase. 
 
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON 
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 
42 
 
 El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de 
ductos subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de 
presión (de 4 a 32 kgf/cm²) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de 
distribución comercial y doméstica. 
 
 Dado que el gas pierde presión al ser transportado y recorrer grandes distancias, es 
necesario comprimirlo para asegurar un flujo uniforme. Por lo tanto, a lo largo del ducto 
existen estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer 
llegar el producto en condiciones operativas óptimas. Al cierre de 2011, PEMEX operó 11 
estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEMEX 
Exploración y Producción (PEP), la estación Cd. PEMEX (véase Mapa). La capacidad de 
compresión instalada de PEMEX tuvo una potencia de 328,310 caballos de fuerza (HP) al 
cierre de 2011. 
 
 La compresión por parte de privados tuvo una capacidad de potencia de 179,848 HP 
y correspondió a ocho estaciones de compresión, algunas ubicadas a lo largo de SNG, otras 
en el sistema de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California 
 
 Las 19 estaciones de compresión, tanto de PEMEX como de privados, acumularon 
una capacidad de potencia total de 508,158 HP. 
 
 En 2010 entró en operación la estación de compresión Chávez, en Coahuila, que 
comprime el gas que se transporta a través de un gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez 
hasta Durango, para suministrar principalmente a la planta de generación eléctrica La 
Trinidad. La estación de compresión Chávez reportó una capacidad instalada de 7,110 HP 
en 2011. 
 
Transporte 
 
 El transporte de gas natural por ductos es la actividad de recibir, conducir y entregar 
gas. Esta actividad debe realizarse al amparo de un permiso otorgado por la CRE. En 
conformidad con el marco regulador, dicha actividad puede realizarse bajo tres 
modalidades: 
 
• Transporte para usos propios (TUP). El permiso implica recibir, conducir y entregar gas 
por medio de ductos que tengan por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades del 
solicitante. Los permisos de transporte para usos propios serán otorgados para una 
capacidad y trayecto determinados y sus titulares sólo podrán ser usuarios finales. 
 
• Transporte para usos propios en sociedades de autoabastecimiento (SAB). Este permiso se 
otorga en los mismos términos que el permiso para usos propios, pero el usuario final será 
una sociedad de autoabastecimiento. Sólo los usuarios finales que consuman gas para usos