Pérdidas y desbalances en la distribución y transporte de gas natural

Puntos clave:

El negocio del gas natural se construye sobre un principio simple: el gas que se transporta se paga por volumen y energía, el gas que se distribuye se factura por energía. Cada relación comercial entre transportador, distribuidor y usuario final tiene como base un número producto de cuánto gas pasó, a qué calidad o bajo qué condiciones. Que ese número sea correcto no es un asunto técnico menor. Es la base del negocio.

Una medición confiable de cantidad y calidad garantiza que los contratos se cumplan, que la facturación sea exacta y que los tiquetes de liquidación reflejen la realidad del gas que circuló. Permite tomar decisiones operativas sobre datos reales.

Cuando esa base falla, el síntoma más visible son los desbalances: la diferencia entre el gas que entró y el que salió, que puede representar millones de pesos al mes en una operación mediana. Pero los desbalances son la consecuencia, no la causa. La causa es un sistema (o elementos del sistema) que no está funcionando dentro de los rangos que la operación y la regulación exigen.

Este artículo recorre los cinco ejes que determinan si una operación de gas tiene ese control: regulación de presión, medición de volumen, calidad del gas, muestreo e integridad operativa.

¿Qué causa los desbalances y pérdidas en sistemas de distribución de gas?

Los desbalances en distribución y transporte de gas natural se originan en cinco factores principales: sistemas de regulación mal especificados, instrumentos de medición sin aseguramiento, variaciones de calidad del gas no medidas en tiempo real, sistemas de muestreo deficientes y fugas no detectadas. En la mayoría de los casos no es uno solo sino la combinación de varios actuando en simultáneo lo que genera las diferencias que aparecen al cerrar el balance.

Hay pérdidas aparentes y pérdidas reales. Los primeros 4 factores presentados a continuación tienen implicaciones en las pérdidas aparentes, mientras que el quinto y último corresponde a las pérdidas reales. 

1. Sistemas de regulación mal especificados o desajustados: sin presión estable en cada nodo de la red, los sistemas de medición trabajan fuera de su rango óptimo, la calidad del gas varía y la seguridad de las instalaciones se compromete. Un regulador desajustado genera fluctuaciones que se propagan aguas abajo y que ninguna calibración del medidor puede compensar.

2. Instrumentos sin aseguramiento: un sistema de medición que no ha pasado por calibración rigurosa y actualizada acumula deriva. La diferencia entre lo que el equipo registra y lo que realmente circula puede ser pequeña en cada punto, pero sumada a lo largo de toda la red y durante meses de operación, el impacto es significativo.

3. Calidad de gas variable no medida en tiempo real: la composición del gas natural no es constante. Cambios en el contenido de etano, propano o CO₂ modifican el poder calorífico y, por tanto, la energía que se está midiendo y facturando. Si no hay medición de calidad en el punto correcto, esos cambios pasan invisibles hasta el cierre de ciclo.

4. Muestreo deficiente: un cromatógrafo de alta precisión instalado al final de una línea de muestreo mal diseñada entrega resultados que no representan el gas que circula por la tubería. La muestra que llega al analizador no es la misma que estaba en el proceso.

5. Fugas no detectadas oportunamente: las pérdidas físicas de producto sin monitoreo continuo pueden mantenerse activas durante semanas. Para cuando aparecen en un balance, el impacto ya es considerable y el origen es difícil de rastrear.

¿Por qué la regulación de presión es importante en una red de gas eficiente?

La regulación de presión es el punto de partida porque sin condiciones de presión estables y controladas en cada nodo de la red, los sistemas de medición trabajan fuera de su rango óptimo, la calidad del gas varía y la seguridad de las instalaciones se compromete. Es la infraestructura base sobre la que descansa todo lo demás. 

Las redes de distribución y transporte de gas operan en múltiples niveles de presión: desde las líneas de alta presión de los gasoductos de transmisión hasta las redes de media y baja presión que llegan a los usuarios finales. En cada transición existe un punto de regulación donde la presión se reduce y estabiliza para el segmento siguiente. Si los reguladores en esos puntos no son estables, los efectos que generan pueden ser: 

• Fluctuaciones de presión puede generar turbulencias que afectan la medición de los equipos de flujo.

• Condiciones de proceso variables que alteran los cálculos de calidad del gas.

• Aperturas innecesarias de válvulas de seguridad que generan pérdidas de producto.

Regulaciones adecuadas pueden evitar sobrepresiones que pueden dañar sensores y elementos primarios. Una presión estable garantiza que el gas se mantenga en fase gaseosa sin condensaciones localizadas. Esto es critico para mantener lecturas de poder calorífico confiables. 

La gama de reguladores Honeywell están diseñados para cada punto de la cadenas de producción, transporte y distribución hasta llegar al consignatario final. Todos diseñados para operar con precisión bajo las condiciones de caudal y presión que exige cada nodo de la red.

En la práctica, las estaciones no operan de forma aislada. Una estación bien integrada combina regulación de presión, medición de volumen, análisis de calidad y sistemas de seguridad para las condiciones específicas del punto. En IYCSA hemos construido sistemas de regulación y medición para entrega de producción de gas, sistemas de transporte y redes de distribución, incluyendo usuarios finales. 

¿Por qué no basta con tener un medidor calibrado?

Contar con un medidor instalado y con calibración vigente no garantiza que el sistema de medición este asegurado. La exactitud de un sistema de medición depende de que todos sus componentes mantengan su desempeño dentro de los límites exigidos por la regulación y normas aplicables, de forma simultánea y verificable.

Para cumplir con el aseguramiento y confiabilidad de un sistema de medición en gas natural, se debe contar con cumplimiento de especificaciones de exactitud y repetibilidad de los equipos, instalación mecánica y eléctrica adecuada, calibraciones y control metrológico bajo los criterios de normas y regulaciones por laboratorios autorizados, cálculos de incertidumbre total del sistema de medición, auditorias de control del sistema de medición. Más específicamente se debe contar con:

• Calibración dinámica acreditada bajo ISO 17025 para caudal másico, volumétrico, presión y temperatura — incluyendo correctores electrónicos y computadores de flujo.

• Estudios de incertidumbre actualizados que cuantifiquen el error real del sistema bajo condiciones operativas, no el error nominal de la ficha técnica. Este es el documento que exige la CREG.

• Ajuste dinámico de liquidación y balance de recibos y despachos que integre la información de todos los puntos de la red.

Cuando alguno de estos elementos queda rezagado (la calibración que no se hizo, el estudio de incertidumbre desactualizado, el corrector que nadie revisó desde la última migración de software) las discrepancias entre transportador y distribuidor se acumulan. Para cuando llegan al comité de balance, ya son un problema contractual además de técnico.

¿Cómo afecta la calidad del gas los balances energéticos?

La calidad del gas natural impacta directamente los balances de energía porque una variación en la composición modifica el poder calorífico y la densidad del gas, alterando los cálculos energéticos aunque los medidores de volumen funcionen perfectamente. Si esa variación no se mide en tiempo real, el balance cierra con diferencias que no tienen causa aparente en la instrumentación de volumen.

Variaciones en el contenido de metano, etano, propano, o la presencia de inertes como N₂ y CO₂, modifican el poder calorífico superior e inferior, la densidad relativa y el índice de Wobbe (que determina la intercambiabilidad del gas en quemadores e instalaciones de los usuarios finales).

La medición de calidad en línea resuelve esto. Cromatógrafos y analizadores ópticos pueden analizar en línea los componentes y calidad del gas. En IYCSA contamos con  tecnología de cromatografía de proceso (EnCal 3000, EnCal 3000 ProChain de Honeywell) y análisis óptico infrarrojo (GasLab Q2), que opera sin gas de arrastre y sin acondicionamiento de muestra. La elección depende del punto de medición, las condiciones del proceso y los requerimientos de la operación.

¿Por qué el muestreo es el eslabón más crítico en medición de calidad de gas?

El muestreo es el eslabón más crítico porque si la muestra que llega al analizador no representa el gas real en la línea, ninguna precisión del instrumento corrige ese error. La mayoría de los problemas de confiabilidad en datos analíticos de gas no están en los analizadores sino aguas arriba, en el diseño y mantenimiento del sistema de muestreo.

Para que un analizador entregue resultados representativos, la muestra debe conservar exactamente las mismas características que tenía en el proceso. Eso requiere:

• Punto de toma de muestra en la ubicación correcta y con el toma muestra adecuado para la regulación de muestra en presión, temperatura y flujo.

• Líneas de conducción que eviten la condensación de componentes pesados antes del análisis.

• Sistema de acondicionamiento que preserve la representatividad del gas y cumpla con los requerimientos de contaminantes y elementos que afecten el analizador.

• Sistemas de preservación operativos en todo momento.

Cuando el sistema de muestreo no está bien diseñado o no recibe el mismo nivel de mantenimiento que el analizador, los resultados analíticos son una aproximación del gas real, no una medición del mismo. Esa aproximación puede ser la fuente de desbalances energéticos persistentes que ninguna calibración del cromatógrafo va a resolver.

¿Qué rol juegan los sistemas de detección de fugas fuego y de gas en la reducción de pérdidas?

Los sistemas de detección de fugas de gas reducen pérdidas porque permiten identificar fugas y condiciones anómalas en etapa temprana, antes de que el volumen de gas perdido sea significativo. Una fuga no detectada durante semanas representa pérdida de producto, riesgo de explosión, daño a la infraestructura y potencial interrupción del servicio.

Los sistemas modernos ofrecen monitoreo continuo de áreas críticas con detectores de gases combustibles y llama, alarmas tempranas con respuesta automática de protección proporcional al evento, e integración con sistemas de control de planta para visibilidad centralizada en el SCADA.

Para instalaciones con requerimientos de seguridad funcional, existen arquitecturas certificadas SIL2 bajo IEC 61508, con certificaciones ATEX/IECEx/FM/CSA para áreas clasificadas. La configuración en par redundante, disponible en sistemas como el EQP de Det-Tronics, aumenta la disponibilidad del sistema y reduce el riesgo de pérdidas de cobertura por falla de un controlador.

¿Por qué la integración de sistemas es la clave para controlar los desbalances?

El sistema de gas incluye regulación y medición de volumen y calidad. La regulación estabiliza las condiciones de presión antes del punto de medición. El dato de calidad del cromatógrafo, además de asegurar que el gas cumple con la composición para ser vendido o transferido, permite hacer el cálculo del factor de compresibilidad Z que alimenta el computador de flujo en tiempo real. El medidor de volumen de flujo y los equipos de compensación de presión y temperatura hacen los cálculos en línea del volumen de gas.

Si monitoreamos en línea sistemas de entrada y salida, cuando el balance comienza a mostrar desviaciones, tenemos el registro de cada variable del calculo que nos permite identificar la causa de la perdida aparente. Las alarmas del sistema F&G son visibles en el mismo SCADA donde el operador monitorea presiones y caudales. El plan de calibración cubre todos los puntos con la misma rigurosidad. Y cuando los balances empiezan a mostrar desviaciones, existe un proceso claro para identificar en cuál de los cinco ejes está el origen.

IYCSA ha apoyado a clientes a diseñar sus sistemas, diagnosticar diferencias y optimizar sistemas existentes durante más de cinco décadas en Colombia: sistemas de medición de transferencia para Ecopetrol en el CPF Cupiagua, estaciones de regulación y medición para generadores eléctricos con gas con pesados, y sistemas de secado y medición para centrales térmicas. IYCSA ha realizado más de 28,000 calibraciones certificadas bajo ISO 17025 y más de 60 sistemas especializados de medición de volumen y calidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

¿Por dónde empezar si hay desbalances persistentes en mi operación?

El primer paso es realizar un diagnóstico inicial de puntos críticos: bridas, válvulas, sistemas de regulación, sistemas de medición. Analizar los registros históricos en esos puntos permite una primera visual hacia la raíz del problema. 

El segundo paso es el monitoreo de fugas o pérdidas con equipos de monitoreo y explosividad LEL o sistemas fijo F&G.

En tercer lugar, se revisan la operación y protocolos de operación y manejo de integridad de datos. Esto se realiza a raves de auditorias de la operación de las plantas o sistemas de has y su medición y transferencia.

Si alguno de los factores está relacionado con las perdidas aparentes (reguladores desajustados, balances que no cierran, datos de calidad poco confiables, sistemas de muestreo sin evaluar, o infraestructura de detección sin revisión integral), este diagnóstico es clave para el plan de acción e inversión a realizar. 

¿Quieres evaluar el estado de tu sistema de medición? ¡Hablemos!

PREGUNTAS FRECUENTES

¿Cuáles son las principales causas de desbalances en distribución de gas natural?

Las principales causas son: sistemas de regulación de presión mal especificados o desajustados, instrumentos sin calibración vigente o sin estudios de incertidumbre actualizados, variaciones en la composición del gas no medidas en tiempo real, sistemas de muestreo que no garantizan representatividad, y fugas no detectadas. La diferencia en el balance suele ser el resultado de varios factores combinados.

En Colombia, los causales más comunes son las perdidas aparentes por sistemas no ajustados a las condiciones reales de medición, y las perdidas reales por fugas y extracciones. 

¿Por qué la regulación de presión afecta la exactitud de la medición en gas natural?

Porque los sistemas de medición están diseñados para operar dentro de un rango específico de presión y caudal. Cuando la presión fluctúa por un regulador desajustado, el instrumento trabaja fuera de ese rango y su exactitud se degrada. Adicionalmente, las variaciones de presión afectan la densidad del gas y los cálculos de corrección de volumen que realizan los computadores de flujo. Un regulador bien especificado y mantenido es condición previa para una medición confiable.

¿Qué es la calibración acreditada bajo ISO 17025 y por qué es obligatoria en transferencia de custodia de gas?

La calibración acreditada bajo ISO 17025 es la que realiza un laboratorio que ha demostrado ante un organismo de acreditación que sus procedimientos, equipos y competencias cumplen estándares internacionales de calidad.

En Colombia la CREG 071 pide que los sistemas de medición estén calibrados y homologados según NTC o normas internacionales (AGA, ANSI, OIML). Para garantizar la confiabilidad y trazabilidad se aplica la ISO/IEC 17025 y 17020, la primera garantiza la competencia técnica de los laboratorios de ensayos y calibraciones, mientras la segunda regula los organismos de inspección.

¿Qué parámetros debe medir un sistema de calidad de gas en línea?

Para determinar los parámetros es importante tener en cuenta el volumen o tamaño del sistema de medición y la ubicación de entrada al gasoducto, salida del gasoducto, red de distribución, y tamaño de consignatarios. 

Según tamaño y condiciones, un sistema de calidad de gas en línea para transferencia de custodia puede incluir cromatografía C6+, poder calorífico, CO2, N2, H2S, humedad, punto de rocío y O2. Estos datos son necesarios para el cálculo correcto de la energía transferida, el cumplimiento normativo y la facturación.

¿Cuál es la diferencia entre un cromatógrafo de proceso y un analizador infrarrojo para gas natural?

Un cromatógrafo como el EnCal 3000 de Honeywell separa los componentes del gas y entrega composición detallada con alta precisión. Un analizador óptico infrarrojo como el GasLab Q2 determina poder calorífico, densidad e índice de Wobbe sin gas de arrastre ni acondicionamiento de muestra. La elección depende de si se necesita mayor detalle composicional versus mayor robustez y menor mantenimiento.

¿Por qué falla la cromatografía si el cromatógrafo está bien calibrado?

Los resultados del cromatógrafo pueden no ser confiables si la muestra que llega al analizador no representa el gas real en la línea: el punto de toma está mal ubicado, hay condensación en las líneas de conducción, el acondicionamiento altera la composición, o los sistemas de preservación no están operativos. El cromatógrafo mide con precisión una muestra que no es representativa.

¿Qué es SIL2 en sistemas de detección de fuego y gas?

SIL2 (Safety Integrity Level 2) es una clasificación de seguridad funcional definida por la norma IEC 61508. Un sistema F&G certificado SIL2 tiene una probabilidad de fallo en demanda entre 10⁻³ y 10⁻², lo que lo hace apto para proteger instalaciones con riesgos de nivel alto como estaciones de regulación y plantas de compresión en redes de gas natural.

¿Qué incluye un diagnóstico de sistema de medición de gas?

Un diagnóstico puede incluir 1) la revisión física de las líneas e infraestructura de medición incluyendo válvulas filtros, reguladores, medidores y equipos de calidad, así como la verificación del correcto funcionamiento de los equipos; 2) la evaluación metrológica, exactitudes, repetibilidad y trazabilidad, y 3) la evaluación de los parámetros de calidad: composición, poder calorífico, índice de Wobbe, humedad y H2S, entre otros.

¿Qué es IYCSA y qué experiencia tiene en sistemas de medición de gas en Colombia?

Instrumentos y Controles S.A. - IYCSA es una empresa colombiana fundada en 1971, especializada en medición, control e instrumentación para el sector de hidrocarburos y gas natural. 

Cuenta con laboratorio de calibración acreditado bajo ISO 17025:2017, más de 28,000 certificados emitidos y más de 60 sistemas especializados de medición de volumen y calidad de gas. 

Proyectos ejecutados para Ecopetrol, Termoyopal, Nikol Energy y Mechero Energy. Integra tecnologías de Honeywell, Welker y Det-Tronics.