normas técnicas aplicables a la calidad del gas (nta)
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para la Energia y Petr61eo
Nonnas tecnicas aplicable
a ]£1 calidad de] gas (NTl\).
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Las Normas Tecnicas Aplicables a la calidad del gas (NTA)
establecen las especificaciones de calidad que debe cumplir el
gas natural para uso publico, industrial, comercial, residencial y
automotriz. Esta norma es aplicable al gas natural procedente delas instalaciones de produccicn, procesamiento y tratamiento
que se incorpore a los sistemas de transporte.
P r o p o s i t o :
Reglamentar aspectos relacionados con Actividades deaseguramiento de la calidad del gas natural en los sistemas de
transporte y distribucion:
" * Controlar y/o evitar emisiones de gases de efecto invernadero.
~ Evitar dafios a la poblacicn .
. . £ Garantizar una combustion limpia, eficiente y estable
(Protocolo Kyoto).
Regular la quema y venteo de gas.
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Establecer marco normative, con su respectiva legislacion,
para la interconexion de los sistemas de transporte.
- Garantizar la seguridad publica y laproteccion
ambiental." ' * Garantizar estandares de operatividad y servicio a los
transportistas y distribuidores.
E s t a b l e c i m i e n t o s d e l a n o r m a
" " * Ninguna corriente de gas natural fuera de especificaciones
podra circular por los sistemas troncales de transporte. Salvo
excepclon que, por alguna eventualidad a nivel de producclon,
el MENPET autorice el desvio de volumenes de gas fuera de
especificaciones al sistema de trans porte por periodos
superiores a veinticuatro (24) horas.
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Para las petroquimicas que requieran 2 % < CO2 < 6 . 5 % la
empresa operadora con previa autorizacion de ENAGAS hara
esfuerzos para segregar la corriente a fin de cumplir. Cuando
requiera de gas rico de igual forma se hara los esfuerzos para
segregar el volumen requerido. Asi mismo, las empresas
petroquimicas deberan incorporar el gas residual al flujo troncal
bajo las condiciones de calidad establecidas en las presentes
normas.
EI Gas Natural debera estar libre de sedimentos bastcos,
sustancia liquida 0 solida, ceras, gomas, constituyentes de
goma, impurezas, lubricantes, grasas, fluidos provenientes de
proceso, etc.
Cuando este fuera de especificacicn el transportista esresponsable de desalojarlos antes de la entrega al distribuidor.
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D e b e r e s d e l o s t r a n s p o r t i s t a s y d i s t r i b u i d o r e s
Instalar equipos de separaclon y/o filtrado de particulas
sclldas en cada punto de recepcion y de entrega.
... Proporcionar al MENPET los pianos de detalle sobre las
instalaciones de muestreo y procedimiento escrito para efectuar
la operacion,
Instalar cromatoqrafos en linea en los puntos de recepcion yentrega del sistema de trans porte.
EI distribuidor debe comprobar las condiciones de gas
proveniente del transportista en el punto de recepcion.
Utilizar instrumentos que registren continuamente el podercalorifico y la densidad relativa del gas.
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Determinar el contenido de sulfuro de hidrogeno, la ausencia
de mercurio, el punto de rocio, compuestos sulfurado, dioxide
de carbone, agua, indice de Wobbe.
Entregar al Ente Nacional del Gas:
1) Informe diario de las condiciones operativas de la corriente
del gas natural.
2) Sinopsis trimestral de las condiciones operativas de la
corriente del gas natural, incluyendo presion y temperatura de
operacion y el flujo a condiciones estandar: asi como su
identificacion, precisando localidad, procedencia y procesos
efectuados aguas arriba.
3) Sinopsis trimestral sobre las condiciones de toma y anal isis
de la muestra indicando sistema, ubicacion, caracteristicas,
fecha, presion, y temperatura, equipos, procedimientos, ynormas utilizadas para la toma de la muestra.
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4) La ccmposicicn de la muestra diariamente, indicando todos
los componentes a condiciones estandar .
. . £ EI gas debe ser tratado con un agente odorizador apropiado,
preferiblemente mercaptanos, para asegurar que este tenga un
olor distintivo y caracteristico.
M ed id a s a tam a r :
" ' * Interrumpir 0 restringir la lncorporaclcn de gas fuera deespecificacicn a sus sistemas, e informar a los usuarios y
consumidores afectados.
Notificar al ENAGAS dentro de las veinticuatro (24) horas
siguientes al evento, y dentro de los cinco (5) dias al MENPET
las causas del evento y las actuaciones.
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Cuando la situacion 10 amerite, el MENPET dara la aprobacicn
de su tncorporaclcn anunciando en Gaceta la duracion y
terminos del acuerdo, y la informacion debe ser suministrada a
los usuarios y consumidores afectados pubticandolo en almenos dos (2) diarios de circulacion nacional.
- Cuando ocurran fallas tecnlcas aguas arriba del punto de
entrega al sistema de transporte, los responsables debe ran
emitir dentro de los tres (3) dias siguientes la notiflcacion sobre
el evento al transportista y al MENPET.
Cuando existan diferencias entre dos 0 mas particulares
respecto a los parametres de calidad del gas , el MENPET
procedera a remitir a un laboratorio certificado, tres (3) muestras
del gas, colectadas.
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• En caso de omision y /o actos violatorios de esta norma el
MENPET procedera a tomar las medidas pertinentes acuerdo a
10 dispuesto en los articulos 51 y 52 de la Ley Orqanica de
Hidrocarburos y los productores, transportistas/distribuidoresdeberan responder civil, penal, y administrativamente por las
infracciones cometidas
Se dispcndra de un plazo de ciento ochenta (180) dias
continuos, contados a partir de la fecha de publicacion
(18/09/07) para consignar ante el MENPET y ENAGAS, la
documentaclon que especifique las actividades a desarrollar
para el cumplimiento de las NTA.
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4,16 ppm molar0,1%molar
2% molar
5,625 Ib/MMPC
1%molar
0,1%molar
0,1%molar
18,42 ppm molar
menores de 0,01 IJg/Nm3800/omolar
12% molar
3% molar
1,5% molar
Diferencial 20°C can respecto a la
Temperatura Ambiental.
1312,97 BTU/PC 1392,65 BTU/PC
Nota: Los componentes y
parametres no sefialados
en esta tabla seran los
establecidos en las
Normas COVENIN3568-1 :2000, 3568-2:2000 y
ISO 133686: 1998
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P la z o s p a r a la r e d u c c i6 n d e p a ra m e ro s d e c a l id a d :
Dioxide de Carbono (C02)
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 6,5% molar2da Etapa: 1 de Enero de 2011 4% molar
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 2% molar
Sulfuro de Hidroqeno (H2S)
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 9,22 ppm molar
2da Etapa: 1 de Enero de 2011 6,79 ppm molar
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 4,16 ppm molarAzufre 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(H20)
1ra Etapa: 1 de Enero de 2009 6,56 Ib/MMPC2da Etapa: 1 de Enero de 2011 6,06 Ib/MMPC
3ra Etapa: 1 de Enero de 2013 5,65 Ib/MMPC
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C o m p a r a c i 6 n c o n n o rm a s i n t e m a c i o n a l e s :
10101-1 :1993
10101-2:1993
10101-3:1994
10715:1997
6327:1981
6568:1981
6326-1 :1989
6326-2: 19896326-3: 1989
6326-4:1994
6326-5: 1989
6975:1997
6976:1995
2261-95
2377-86
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01071-83
01070-85
01072-90
04468-85
04810-88
04888-88
04984-89
01826-94
03700-94
04084-94
05454-93
05503-94
06228-98
06273-98
01945-96
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Cornparac ion Internacional de la
Cornposicion del Gas Natural:
,7
16,05
3,0 8,95
1,5 3,75
1,9
1,5 0,8 1 3 1,0
0,5 0,34 2 2 2,15
6 6 0,05
98008300-
8300-10000 11200 10800 8500-10200 10200 1340010000
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Comparacion de parametros de calidad
del Gas Natural:
17,3 6 6 mg/m3 x
0,1 0,1 0,1 0 /0 Molar x
8,5 2 2 0 /0 Molar x
112 90 97 mg/m3x
1 1 3 0 /0 Molar x
0,1 0,1 0,1 0 /0 Molar x
0,1 0,1 0,1 0 /0 Molar x
38 25 23 mg/m3 x
5.i No Reportado 5.1 x
80 80 88,5 0 /0 Molar x
12 12 4,3 0 /0 Molar x
3 3 1,8 0 /0 Molar x
1,5 1,5 1,8 0 /0 Molar x
8500-10206 8500-10200 Kcal/m3 x
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