Metodología para la identificación y cuantificación de emisiones ...
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METODOLOGÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS DE METANO EN CAMPOS DE PRODUCCIÓN ENERGÍA PARA EL FUTURO
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METODOLOGÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS DE METANO EN CAMPOS DE PRODUCCIÓN
ENERGÍA PARA EL FUTURO
EcopetrolInstituto Colombiano del PetróleoMetodología para la identificación y cuantificación deemisiones fugitivas de metano en campos de producción.
AutoresMSc. Edgar Eduardo Yáñez AngaritaEcopetrol
MSc. Mónica Andrea Gualdrón MendozaCooperativa de Trabajadores Profesionales - CTP
Colaboración Técnica EspecialMSc. Carey BylinInternational programs leader, oil and gas GMI - EPA
ColaboradoresIng. Edward Ribero RangelIng. Leonardo Franco SandovalIng. Jorge Sáchica AvilaIng Victor Arrieta OrtegaIng. Jairo Gonzalez BarajasMSc. Martha Yolanda Herrera ZapataEcopetrol
Ing. Don RobinsonIng. Ignacio RussoICF
Esp. Lyna Esperanza GonzálezUT NATFRAC - DTH
Revisión GeneralDirección Cambio ClimáticoMinisterio de Ambiente y Desarrollo Sostenible
Piedecuesta - Santander, Diciembre de 2014ISBN: 978-958-9287-35-4
El calentamiento global generado por el incremento de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) es una de las más serias amenazas ambien-tales, sociales y económicas que actualmente enfrenta el planeta, por tanto es fundamental que cada individuo, organización o país esté in-volucrado en una conversación más amplia sobre la importancia de planear y tomar un enfoque estratégico para combatirlo.
Consciente de esto, Ecopetrol incluye dentro de su Política Corpora-tiva y de su Marco Estratégico 2011-2020 la gestión ambiental como un orientador explícito destinado a generar valor a la organización, mediante procesos y productos que, gracias a un impacto ambiental mínimo, contribuyan tanto al desarrollo sostenible de la empresa como al de las zonas donde opera y al país en su conjunto.
Es así que la compañía, constituye como una línea de acción de la estrategia de Gerenciamiento de CO2, la reducción de emisiones de GEI, y aborda específicamente las emisiones fugitivas de gas metano (principal componente del gas natural) dado el significativo impacto ambiental, operativo, económico y de seguridad industrial que tiene.
Resumen
Como parte de ello, desde 2012 el Instituto Colombiano del Petróleo en conjunto con los líderes operacionales, han venido desarrollando campañas en las áreas operativas teniendo como objetivo las emisiones fugitivas de metano las cuales incluyen la identificación, cuantificación y recuperación de dichas emisiones, para lo cual ha contado con el apoyo técnico de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA, por sus siglas en inglés) a través de la Iniciativa Global de Metano (GMI, por sus siglas en inglés).
Este documento es el producto de la experiencia de la EPA, el área operativa y tecnológica de Ecopetrol y de la unificación de esfuerzos para la gestión de las emisiones de metano en instalaciones de pro-ducción, plantas de gas y estaciones de recolección de crudo y gas en Ecopetrol S.A. El propósito se orienta a la transferencia de cono-cimiento en cuanto a la identificación de las fuentes generadoras de metano en el sector de petróleo y gas natural, así como el de brindar información sobre los métodos de cuantificación, recuperación y la manera de valorizar dichas emisiones.
ContenidoResumenContenido Lista de figurasLista de tablas Lista de anexos ¿Cuál es la importancia del metano?¿Dónde están las emisiones de metano en la industria de petróleo y gas? Fuentes de Emisión de Metano Componentes y/o equipos generadores de emisiones Válvulas Final de línea Mecanismos de alivio de presión Conexiones Conexiones de muestreo Bombas Deshidratadores Tanques de almacenamiento de techo fijo Pozos de crudo Empaquetadura de los vástagos de compresores eciprocantes Sellos húmedos en compresores centrífugos Dispositivos neumáticos ¿Cómo detectar las emisiones de metano? ¿Cómo cuantificar las emisiones de metano en la instalación? Cálculos a partir de medición directa Anemómetro de aspas Anemómetro de hilo caliente Técnicas de embolsado Muestras con el Hi Flow Sampler Rotámetros y medidores de flujo Cálculos de ingeniería Cálculos por factores de emisión Cálculos a partir de herramientas informáticas¿Cómo reducir las emisiones de metano? Valorización Económica de las Emisiones de Metano Curva de Costo de Abatimiento de EmisionesConclusiones Bibliografía
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Lista de Figuras
Figura 1. Principales fuentes de emisiones de metano en sector petróleo y gas Figura 2. Puntos de medición de acuerdo al tipo de válvula Figura 3. Puntos de medición en finales de línea Figura 4. Puntos de medición en una válvula de alivio de presión Figura 5. Puntos de medición de acuerdo al tipo de conexión Figura 6. Puntos de medición en bombas centrífugas Figura 7. Sistema de deshidratación TEG Figura 8. Gas anular de pozosFigura 9. Sistema de empaquetadura de vástago de un compresor típico Figura 10. Sistema del aceite en los compresores centrífugosFigura 11. Sistema de control neumático de gas natural Figura 12. Esquema de señales y accionamiento Figura 13. Detección de fugas con solución jabonosaFigura 14. Detector electrónico Figura 15. Analizador de vapor Figura 16. Detector acústico de fugasFigura 17. Venteo en tanqueFigura 18. Detector remoto de Fugas de Metano (RMLD®): Figura 19. Mediciones con bolsa calibrada Figura 20. Mediciones con el HFS Bacharach Figura 21. Medidor de turbinaFigura 22. Elementos básicos de un programa DI&M Figura 23. Curva de costo de abatimiento de las oportunidades identificadas
Lista de Tablas
Tabla 1. Técnicas de detección de fugasTabla 2. Técnicas de detección y medición
Lista de Anexos
Anexo 1. - Especificaciones Técnicas Equipos de Detección y MediciónAnexo 2. - Alternativas de recuperación emisiones CH4
Anexo 3. - Factores de emisión de Metano
Anexos DgitalesAD-1. Formulario EPA (Análisis Previo)
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¿Cuál es la importancia del metano?1Cada día grandes cantidades de emisiones de metano (CH4) son generadas como consecuencia de la descomposición de mate-ria orgánica en los vertederos de desperdicios sólidos municipales de algunos sistemas de al-macenamiento de estiércol y ciertos sistemas para el tratamiento de aguas de desecho, así como de las operaciones de producción, procesamiento, transmisión y distribución de carbón, gas natural y petróleo.
Es así, como teniendo en cuenta que el metano (CH4) es un hidrocarburo y principal compo-nente del gas natural, que posee un potencial para atrapar el calor en la atmósfera, llamado potencial de calentamiento global, 25 veces superior al dióxido de carbono (CO2), lo que lo convierte en un importante contribuyente al cambio climático, especialmente a corto plazo (aproximadamente 12 años); se han incre-mentado a nivel mundial los esfuerzos con el fin de minimizar sus emisiones a la atmósfera.
Según la Agencia de Protección Ambiental, en el año 2010 las emisiones antropogénicas1 mundiales de metano fueron estimadas en 7.194 mil lones de toneladas de CO2e
(MtCO2e), siendo el 22% generado por la in-dustria de petróleo y gas natural [1]. Para este mismo año, las emisiones netas de metano en Colombia se estimaron en 62,5 MtCO2e, de las cuales 8,7 MtCO2e corresponden a emisiones por la industria de petróleo y gas natural.
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En el caso de la industria de petróleo y gas natural, las emisiones de metano provienen de las operaciones normales, de mantenimiento, fugas (escapes de gas no intencionales) y disturbios de los equipos y sistemas. Existen varias tecnologías y prácticas rentables para reducir emisiones de metano en las instalaciones de petróleo y gas.
El venteo operativo diseñado y las emisiones fugitivas accidentales a lo largo de la red de suministro representan pérdidas de producto que po-drían evitarse realizando simples cambios en las prácticas operativas y mejoras en los equipos, trayendo consigo grandes beneficios tales como: ahorros de dinero al evitar la pérdida de gas y emplear éste en la generación de energía, o como combustible; además de mejorar las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones y contribuir con la disminución de las emisiones GEI y por consiguiente con la mitigación del calentamiento global.
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¿Dónde están las emisiones de metano en la industria de petróleo y gas?2
A lo largo de la cadena de valor de petróleo y gas natural, se generan emisiones de meta-no provenientes de las fugas de los equipos, la evaporación y las pérdidas por descarga, el venteo, la quema en tea, la incineración y las liberaciones accidentales (excavaciones en los ductos, fugas de pozo y derrames),
Producción de Petróleo
Transporte de Gas
Distribución de Gas
Producción y Procesamiento de Gas Natural
Producción de Costa Afuera
Venteo de gas anular de pozos de crudo
Emisiones por venteos de tanques de almacenamiento de crudo
Dispositivos neumáticos a gas
Venteos y fugas de estaciones de comprensión
Fugas de tuberías y sistemas de distribución
Fugas en estaciones reguladoras y de medición Evacuación de gasoductos
Fugas y venteos de compresores centrífugos
Venteos fríos en plataformas
Fugas
Fugas de tubería y blowdown
Fugas y venteos de compresores alternativos y centrífugos
Terminación de pozos, rehabilitación de pozos y purgas
Venteo de bombas y deshidratadores
Dispositivos neumáticos a gas
Fugas y venteos de compresores reciprocantes
Fugas y venteos de compresores centrífugos con sellos húmedos
Purgas y fugas de plantas procesadoras
Figura 1. Principales fuentes de emisiones de metano en sector petróleo y gasFuente: Figura adaptada del gráfico original de la AGA (American Gas Association, en inglés).
ver Figura 1. Mientras que algunas de estas fuentes de emisiones son tecnológicas o in-tencionales (venteo de tanques, sellos y sis-temas de quema en tea) y, por lo tanto, están caracterizadas relativamente bien, la cantidad y composición de otras emisiones suelen estar sujetas a una incertidumbre significativa.
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Fuentes de emisión de metano
Las emisiones de metano provienen de las siguientes fuentes directas:
Venteo: Emisiones operativas por diseño de los equipos. Estas emi-siones hacen parte de las operaciones normales de los equipos pero resultan en la liberación de las corrientes de gas y desecho de gas/vapor a la atmósfera.
Descargas o paradas de equipos: Emisiones producidas por venteo de gas/vapor a la atmosfera por consideraciones operacionales como mantenimiento de equipo o ejercicio de parada de emergencia.
Disturbios del sistema: Emisiones producidas por descarga de gas en los equipos por condiciones inesperadas.
Quema en tea: Producidas por la ineficiencia de quema de gas natural y corrientes de desecho de gas/vapor.
Fugitivas/Fugas: Pérdidas no intencionales de gas en los equipos y procesos. Ejemplos incluyen roturas de gasoductos ocasionada por válvulas que no cierran bien, conexiones sueltas entre tuberías, etc.
Combustión: Correspondientes al gas contenido en los diferentes combustibles - gas natural, crudo, gasoil, no consumido por un equipo de combustión y liberado a la atmósfera. Tales equipos son: hornos, calentadores, calderas, motores de combustión interna, generadores a gas, turbinas a gas.
Las emisiones de venteos y emisiones fugitivas de metano a la atmósfera provienen de muchos puntos a lo largo de la cadena de valor. En las áreas de producción y recolección de petróleo y gas, y transmisión, y procesamiento de gas, según Picard et ál [2], las principales causas de emisiones fugitivas y venteos son:
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El uso de gas natural presurizado en vez de aire comprimido como suministro para los dispositivos neumáticos (bombas de in-yección química, válvulas, bridas, sellos de compresores, PRV’s y sellos de bombas, motores de arranque en los motores del compresor y bucles de control de instru-mentos). Controladores neumáticos (pre-sión, temperatura, nivel) pueden ser de alta purga (> 6 pies cúbicos estándar por hora), resultando en niveles más altos de emisiones, y de baja purga (< 6 pies cúbicos estándar por hora).
Alivio de la presión y descarte de los pro-ductos fuera de especificaciones durante los disturbios del proceso.
Eventos de depuración y purga relativos a las actividades de mantenimiento y conexión.
Descarte de las corrientes de descargas ga-seosas procedentes de las unidades de tra-tamiento de petróleo y gas (descarga ga-seosa de los deshidratadores de g licol, sobrecargas del tratamiento de emulsión y sobrecargas del estabilizador).
Venteos de gas de las actividades de perforación, prueba del pozo y raspado de tuberías.
Venteos de compresores durante opera-ciones normales, como el venteo de las empaquetaduras de los compresores re-ciprocantes o desgasificación del aceite para los sellos húmedos de compresores centrífugos.
Fugas de los empaques de válvulas o válvulas que no cierran bien.
Fugas por finales de línea.
Fugas por conexiones.
Venteo de gas anular de los pozos de crudo.
Emisiones de gas procedentes de los tan-ques de almacenamiento, separadores API, unidades de flotación del aire disuelto y for-mación de gas biogénico a partir de los es-tanques colectores.
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Componentes y/o equipos generadores de emisiones
A continuación se describe dónde pueden presentarse fugas y venteos para cada tipo de com-ponente y/o equipo, facilitando entonces los estudios de detección y medición de emisiones.
Válvulas
Figura 2. Puntos de medición de acuerdo al tipo de válvulaFuente: . Fig 2a. Tomada Catálogo FTS de Argentina. / Fig. 2b. Tomada Catálogo Milwaukee
a. Válvula de bola b. Válvula de mariposa
La mayoría de válvulas constan de un vástago que opera restringiendo o permitiendo el paso del fluido. Normalmente este vástago está sellado por una empaquetadura anular para evitar el escape de fluido a la atmós-fera; de esta manera, las emisiones ocurren cuando se deteriora dicha empaquetadura o a través de la brida de unión del cuerpo de la válvula. En el caso de las válvulas que están instaladas con bridas, estas últimas son consideradas como componentes se-parados. Por su parte, las válvulas de dia-fragma y las de fuelle presentan emisiones
insignificantes, a menos que haya rotura en el fuelle o en el diafragma.
En las válvulas, las fugas más comunes se dan en el sello entre el vástago y la carcasa; es por ello que la medición debe realizarse situando la sonda lo más cerca posible del punto donde el vástago sale de la caja de empaquetaduras y moviéndola alrededor de la circunferencia, como se ilustra en la Figura 2. Por otro lado, aunque también se dan fugas entre la carcasa y el casquete de la válvula, éstas son muy pe-queñas y no es necesaria su medición [3].
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Medición
Final de Línea
Algunas válvulas se instalan de forma que su salida descarga a la atmósfera; un fallo en el asiento de la válvula o si ésta no está comple-tamente cerrada da lugar a emisiones a través del final de línea.
En su mayoría, este tipo de dispositivos fugan a través de aperturas de geometría regular tal y como se indica en la Figura 3; si éstas son de un diámetro inferior a 1 pulgada la medición debe realizarse una sola vez sosteniendo la sonda sin introducirla, en el centro de la aper-tura; en cambio, si su diámetro es mayor (hasta 6 pulgadas) se debe muestrear en el centro y alrededor del filo interno. En el caso de que la apertura tenga un diámetro mayor a 6 pulgadas se mide a lo largo de ésta, aproximadamente cada 3 pulgadas.
En algunas instalaciones, los finales de líneas pueden estar cerrados por una tapa o brida ciega. Debido a que estas fugas son similares a las encontradas en las conexiones, se pueden tratar como tal, cuando se analice cómo detectar y medir las emisiones. La mayoría de estos casos se encuentran en refinerías. En otros sectores, no es común encontrar finales de líneas con tapas o bridas ciegas.
Figura 3. Puntos de medición en finales de líneaFuente: Figura adaptada de J. Rodríguez [3].
Diámetro <1”Medición: Centro
Diámetro <6”Medición: Centro y alrededor del filo interno
Diámetro >6”Medición sobre x y alrededor del filo interno
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Mecanismos de Alivio de Presión
Son mecanismos de seguridad usados para prevenir presiones de operación superiores a la presión de trabajo permitida por los equipos de proceso. Cabe aclarar, que las emisiones debidas al funcionamiento según diseño de estos mecanismos, durante inci-dentes de alivio de presión, no se consideran fugas; es decir, las fugas en los mecanis-mos de alivio de presión ocurren cuando hay escapes estando en posición de cierre, motivados normalmente por el deterioro de las empaquetaduras y de los sellos.
Entre los más usados están las válvulas de alivio de presión (PRV) o válvulas de se-guridad, las cuales están diseñadas para abrirse cuando se excede su presión de ca-libración, produciéndose el “disparo” de la válvula, y para cerrarse cuando se desciende de dicha presión.
Otro mecanismo de alivio de presión son los discos de ruptura, que algunas veces se usan aguas arriba de las válvulas de alivio para evitar emisiones durante la operación normal. Estos discos se rompen cuando se excede la presión de calibración, permitien-do la despresurización; por tanto, durante operación normal se considera que los dis-cos de ruptura no tienen emisiones fugiti-vas. Sin embargo, como precaución, estos discos no están permitidos para pequeños diámetros debido a que pueden obstaculizar el flujo [3].
Este tipo de dispositivos no deben ser ins-peccionadas cuando estén evacuando o
Medición
Bocina
Área alterna de medición Boquilla
A Proceso
Disco
Resorte
Casquillo
Fuente: Figura adaptada de J. Rodríguez [3].
cuando pueden activarse fácilmente, incluso jamás debe tocarse el disco de sellado, el vástago y otras partes móviles. En el caso de aquellos mecanismos que consten de una extensión adjunta, o “trompa”, se debe situar la sonda aproximadamente en el centro del área de salida de ésta, como se observa en la Figura 4.
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Figura 4. Puntos de medición en una válvula de alivio de presión
Conexiones
Usados para unir tramos de tuberías y equipos, pueden ser: bridas, uniones atornilladas o enroscadas, tapas de finales de tuberías, etc.
Las bridas son conexiones mediante pernos que llevan una junta de unión a modo de sello, normalmente se usan en conductos de más de 2 pulgadas de diámetro.
Entre las principales causas de fuga están la mala instalación, el dete-rioro de la junta, el estrés térmico y por vibración; además cuando el material de la junta no es el adecuado [3]
El resto de conexiones se usan para diámetros inferiores a 2 pulgadas, y pueden presentar emisiones por envejecimiento de sello y por rotura, asimismo, por mal ensamblaje, estrés térmico o vibraciones en las tuberías o en las uniones.
Cualquier tipo de conexión debe evaluarse en el punto de unión, es decir, para las bridas, la sonda debe situarse lo más cerca posible al exterior de la interface bridajunta recorriendo toda la circunferencia; en el caso de tenerse uniones roscadas, se debe medir en dicha interface, como se observa en la siguiente figura.
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Medición
Fuente: Adaptación de las figuras:a.Tomada por el autor.b. Figura adaptada de J. Rodríguez [3].
Figura 5. Puntos de medición de acuerdo al tipo de conexión
a. Brida y unión por anillo b. Conexión roscada
Medición
Conexiones de Muestreo
Son componentes de la línea donde, de forma rutinaria, se toman muestras del fluido de proceso para propósitos de control de calidad. Pueden fugar por un asiento defectuoso de la válvula que está aguas arriba de la conexión de muestreo, o por que dicha válvula no se encuentra completamente cerrada. Otra causa frecuente de emisiones es el lavado de la línea, previo al muestreo, dejando escapar el fluido.
Bombas
Los líquidos impulsados por las bombas pueden fugar por el punto de contacto entre eje móvil y carcasa (como se señala en la Figura 6); consecuentemente, las bombas requieren también un sello en dicho punto; pero hay excepciones. Las bombas de tipos motor ence-rrado o encapsulado, de diafragma y electromagnéticas, no necesitan llevar este sello ya que por sus características se consideran libres de fugas.
Los sellos de empaquetaduras pueden usarse en bombas tanto centrífugas como alterna-tivas, sin embargo, los mecánicos sólo son aplicables en bombas con un eje rotatorio. Las bombas pueden presentar fugas en los sellos, por mala instalación, envejecimiento y deterio-ro, estrés térmico o por vibraciones. Dependiendo del líquido que se escapa, este se puede evaporar y también ser una fuente importante de emisiones.
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Figura 6. Puntos de medición en bombas centrífugasFuente: a. Tomado catálogo Sulzer - b. todoproductividad.blogspot.com
Gas a venta
Entradade gas húmedo To
rre
de
abso
rció
n T
EG TEG rico
Bomba de intercambio de energía
Bomba de inyección de TEG
TEG rico
Rehervidor/ regenerador de
TEG
A la atmósfera (Metano / otros vapores y agua)
Gas combustible
TEG pobre
Deshidratadores
La mayoría de los deshidratadores utilizan trietilenglicol (TEG) como fluido absorbente para retirar el agua de gas natural. Mientras elimina el agua, el TEG también absorbe metano, otros VOCs y HAPs. Estos compuestos son venteados a la atmósfera junto con el agua cuando el TEG es regenerado por medio de su calentamiento en una caldera.
La cantidad de metano absorbido y venteado es directamente proporcional al flujo de circu-lación del TEG. Dentro del sistema de deshidratacion se pueden encontrar varias fuentes de emisiones.
En esta seccion se habla de las emisiones de regeneracion del glicol, aunque tambien hay emisiones fugitivas y de los componentes neumaticos asociados al equipo (controladores de nivel, temperatura, presion y bombas neumaticas).
La Figura 7 muestra un diagrama de un sistema de deshidratación utilizando TEG.
Figura 7. Sistema de deshidratación TEGFuente: Figura adaptada de EPA. U.S Enviromental Protection Agency [5]
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Tanques de Almacenamiento de Techo Fijo
Los tanques almacenan una variedad de líquidos, incluyendo petróleo crudo, condensados y agua de producción. El petróleo crudo y otros líquidos contienen hidrocarburos livianos di-sueltos, incluyendo metano y otros compuestos orgánicos volátiles (VOC), gas natural licuado (NGLs), contaminantes del aire peligrosos (HAP) y algunos gases inertes [4].
Durante el amacenamiento, estos hidrocarburos se evaporan y se acumulan en el espacio entre el líquido y el techo fijo del tanque. Estos vapores se ventean directamente a la atmós-fera o a una tea.
Las emisiones de los tanques son una función de las pérdidas operacionales, que se refieren a las pérdidas instantáneas (flashing), que ocurren cuando se transfiere un líquido con vapores asociados a presión hasta un tanque a presión atmosférica; el vapor liberado por agitacion de los liquidos contenidos en el tanque y las pérdidas porreposo, que occuren con los cambios de temperatura diarios o estacionales.
Pozos de Crudo
El gas anular de pozos es el gas que se acu-mula en el espacio anular entre la carcasa y el tubo en un pozo de crudo. Esto es general-mente útil, ya que obliga a que el crudo pro-ducido suba por la tubería. Sin embargo, este gas puede empezar a restringir el flujo de crudo, disminuyendo gravemente la producción de un pozo.
El método más común utilizado por los ope-radores es ventilar el gas anular a la atmósfera o quemarlo, cerca o en la boca del pozo, para disminuir la presión y mantener la producción.
Si el pozo produce suficiente gas de boca de pozo, puede ser prudente recolectar este gas para venderlo en lugar de liberarlo.
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Figura 8. Gas Anular de PozosFuente: Foto Cortesía David Picard. Clearstone
Empaquetadura de los Vástagos de Compresores Reciprocantes
Los compresores reciprocantes emiten gas durante sus operaciones normales. El volumen más alto de gas emitido se asocia con los sistemas de empaquetaduras del vástago del pistón [6]. Los compresores reciprocantes también suelen tener emisiones fugitivas (infor-mación sobre este tipo de emisiones se encuentra en la sección de conexiones, válvulas de descarga, y válvulas). Los sistemas de empaquetadura se utilizan para mantener un buen sello alrededor del vástago del pistón, impidiendo que el gas comprimido a alta presión en el cilindro del compresor se escape mientras permite que el vástago se mueva apropiadamente.
La Figura 9 presenta un sistema de empaquetadura de vástago de un compresor típico.
Cylinder(Side View, Cut in Half)
Springs (Side View, Cut in Half)
(In Three Segments)
Figura 9. Sistema de empaquetadura de vástago de un compresor típicoFuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [6].
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El sistema consiste de una serie de aros flexibles que se encastran al-rededor del eje para crear un sello contra las pérdidas. Algunos de los aros están lubricados con aceite que circula para reducir el desgaste, ayuda a sellar la unidad, y disipar el calor. Los aros de la empaquetadura se mantienen en su lugar por medio de un conjunto de copas, normal-mente una para cada par de aros, y se mantienen ajustados contra el eje por medio de un resorte que lo rodea. Una “junta (o empaque) de nariz” en el extremo del receptáculo de la empaquetadura impide pér-didas alrededor de las copas de la empaquetadura.
Sellos Húmedos en Compresores Centrífugos
Tradicionalmente, los compresores centrífugos tienen sellos húmedos (aceite) en los ejes rotativos que impiden que el gas natural a alta pre-sión se escape de la carcasa del compresor.
Las emisiones de metano de los sellos húmedos son entre 40 y 200 pies scfm. Predominantemente, estas emisiones ocurren cuando se separan el gas arrastrado por el aceite de circulación y el mismo aceite. La Figura 10 muestra el sistema de desgasificación del aceite en los compresores centrífugos tradicionales.
Figura 10. Sistema del Aceite en los Compresores Centrífugos
Fuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [7]
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El aceite de los sellos húmedos se distribuye a alta presión entre tres anillos alrededor del eje de compresor, formando una barrera contra la fuga del gas comprimido. El anillo central está unido al eje de rotación, en tanto que los anillos laterales están fijos en el alojamiento del sello, comprimidos contra una fina capa de aceite que fluye entre los anillos para lubricar y formar una barrera contra fugas. Mucho gas es absorbido por el aceite bajo las altas presiones en la interface de aceite/gas del sello interno (del lado del compre-sor), contaminando así el aceite del sello. Este aceite es purgado del gas ab-sorbido (utilizando calentadores, tanques flash y técnicas degasificadoras) y recirculado. El metano purgado generalmente es venteado a la atmósfera.
Dispositivos Neumáticos
Los dispositivos neumáticos accionados con gas natural se utilizan típicamente en control de procesos incluyendo regulación de presión, temperatura, nivel de líquido y régimen de flujo. En el sector de pro-ducción, los dispositivos neumáticos controlan y monitorean los flujos de gas y líquidos y los niveles en los deshidratadores y separadores, la temperatura en los regeneradores de deshidratadores y la presión en los tanques de purga. Aunque la mayoría de las plantas procesadoras utilizan aire comprimido presurizado en los dispositivos neumáticos, algunas estaciones recolectoras y plantas los alimentan utilizando sis-temas neumáticos con gas.
Leyenda:CP - controlador de presiónCNL - controlador de nivel de líquido
Red de tuber[ias de los sistemas de instrumenta-ción y control
Servicios generales
Red de 20 - 30
PSI
Regulador de presión
Gas natural de la planta
Fluidos de
CHL
Salida de gas
Salida de líquido
Receptáculo separador
Figura 11. Sistema de control neumático de gas naturalFuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [8].
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La Figura 11 presenta un sistema de control neumático impulsado por gas natural y la Figura 12 muestra un diagrama simplificado de un ciclo de control neumático para aumentar o reducir el nivel de líquido en un tanque [8]. Los dispositivos neumáticos impulsados por gas natural liberan gas a la atmósfera como parte de la operación normal. La tasa de liberación actual o niveles depende en gran parte del diseño del ndispositivo. En general, los controladores de diseño similar tienen tasas similares de libe-ración sostenida, independientemente de la marca. La tasa de emisión de metano también variará con la presión de suministro del gas neumático, la frecuencia delaccionador, y la antigüedad o condición del equipo.
Abrir válvula
Fuga
Hacia / desde el accionador de la válvula
DiafragmaAccionador de la
válvula
Suministro de gas neumático para instrumentación
Flujo de líquido del separador
Pared de receptáculo separador
Movimiento hacia abajo
Nivel de líquido
Movimiento hacia arriba
Punto de apoyo Instrumento de control de nivel de líquido
Hacia arriba
Hacia
abajo
Cerrar
Figura 12. Esquema de señales y accionamientoFuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [8].
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¿Cómo detectar las emisiones de metano?3
Para la detección de fugas existen diferentes métodos cuya facilidad, tiempo y costos va-rían con la precisión, la rapidez, el nivel de esfuerzo requerido para detectar las fugas y el tipo, localización y accesibilidad de los componentes en donde se espera detectar la fuga.
Los métodos o técnicas más utilizados para las plantas de gas y estaciones de acopio y tratamiento de crudo se describen a continuación:
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Tabla 1. Técnicas de detección de fugas
Método Detección con solución jabonosa
Rociar una solución jabonosa en los componentes pequeños y accesibles.
Descripción:
Uniones roscadas, conexiones de tuberías, tapones y bridas.Componentes paraidentificación de fugas:
Para ubicar las conexiones y accesorios flojos, los cuales puedan apretarse de inmediato y para una revisión rápida del ajuste de la reparación.
Utilidad:
RutinaTipo de procedimiento:
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Método Detección electrónica - Olfateador
Se usan pequeños detectores de mano o dispositivos de ol-fato que tienen sensores catalíticos diseñados para detectar la presencia de gases específicos.
Descripción:
De uso en aberturas grandes que no pueden ser detectados con jabón.
Componentes paraidentificación de fugas:
Dependiendo de la sensibilidad del instrumento, puede ser difícil la detección de fugas en áreas con concentraciones elevadas de hidrocarburo en el ambiente.
Utilidad:
EspecíficaTipo de procedimiento:
Fotografía
Detector de Gas Natural Bascom-TurnerMarca: Gas Sentry®Modelo: CGI-211Especificaciones Técnicas: Anexo 1
Equipo sugerido:
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Figura 14. Detector electrónicoFuente: Bascom-Turner Instruments, Inc.
Método Analizadores de vapor orgánico y analizadores de vapor tóxico
Detectores portátiles que identifican y cuantifican las fugas.• El analizador de vapor orgánico es un detector de ionización de llama, que mide la concentración de los vapores orgánicos en una gama de 9 a 10.000 ppm.• El analizador de vapor tóxico es una combinación del detector de ionización de llama y el detector de fotoionización, que pue-de medir los vapores orgánicos a concentraciones superiores a 10.000 ppm. Estos analizadores miden las concentraciones de metano en el área circundante a una fuga.La detección se hace colocando la entrada de las sonda en la abertura en donde ocurre la fuga. Las mediciones de concentra-ción se observan al mover la sonda lentamente a lo largo de la interfaz o la abertura, hasta que se obtenga la lectura de la con-centración máxima. La concentración máxima se registra como el valor de detección de la fuga. Las detecciones con analizadores de vapores tóxicos son algo lentas, se realizan en 40 componen-tes por hora aprox., y los instrumentos requieren calibrarse con frecuencia.
Descripción:
Uniones roscadas, conexiones de tuberías, tapones y bridas.Componentes paraidentificación de fugas:
Permite la cuantificación de las emisiones identificadas por métodos como el del agua jabonosa.
Utilidad:
EspecíficaTipo de procedimiento:
Fotografía
Analizador de gases de combustión Testo®Marca: TestoModelo: Testo 350Especificaciones Técnicas: Anexo 1
Equipo sugerido:
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Figura 15. Analizador de vaporFuente: Testo AG
Método Detección acústica de fugas
Dispositivos portátiles diseñados para detectar señales acús-ticas que ocurren cuando escapa gas presurizado a través de un orificio, como consecuencia del flujo de torbellino pro-ducido por el paso del gas de una zona de alta presión a uno de baja.
Descripción:
Válvulas, dispositivos de alivio de presión y equipos de difícil acceso ya que permiten identificar fugas a distancias mayores de 100 pies.
Componentes paraidentificación de fugas:
No miden la tasa de fuga, pero si ofrecen una identificación relativa del tamaño de la fuga; una señal de alta intensidad o “fuerte” corresponde a una tasa más alta de fuga.
Utilidad:
RutinaTipo de procedimiento:
Fotografía
Detector de fugas digitalMarca: Physical Acoustics CorpModelo: 5131 Portable Intrinsically Safe Monitor
Equipo sugerido:
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Figura 16. Detector acústico de fugasFuente: Physical Acoustics Corp
Figura 15. Analizador de vapor
Método Detección con cámara infrarroja
Dispositivo portátil diseñado para detectar emisiones de hidro-carburo basado en la absorción en el espectro infrarrojo de los gases combustibles, haciendo “visibles” los gases que a simple viste no pueden detectarse. El detector infrarrojo debe incluir, para garantizar un funcionamiento fiable, una pequeña cámara con dos fuentes emisoras. Una (la de medida) está ajustada a la longitud de onda de absorción de los hidrocarburos o gases inflamables a detectar, mientras la otra trabaja a una longitud de onda de referencia. De este modo se compensan los factores ambientales de temperatura, humedad, etc.
Descripción:
Todos los componentes, incluyendo aquellos no accesibles (e.g. venteos de alto nivel) dado su carácter óptico.
Componentes paraidentificación de fugas:
No permite una cuantificación de la fuga pero si la detección rápida y eficaz de la misma en diferentes componentes y la intensidad de la misma.
Utilidad:
RutinaTipo de procedimiento:
Fotografía
Cámara InfrarrojaMarca: FLIR SYSTEMSModelo: GasFindIREspecificaciones Técnicas: Anexo 1
Equipo sugerido:
30
Figura 17. Cámara infrarrojaFuente: FLIR® Systems, Inc
Método Detección de Fugas Remotas de Metano
Dispositivo que permite detectar únicamente fugas de metano de forma rápida y eficaz, ubicadas hasta 30 m de distancia, permitiendo alcanzar zonas de difícil acceso. El RMLD em-plea la tecnología conocida como láser diodo giratorio Es-pectroscopía de Absorción, la cual emite un sonido agudo cuando detecta metano, cuanto más metano hay, más agudo es el sonido. Cuando el rayo láser infrarrojo es trasmitido desde el emisor, parte de la luz se refleja en el detector y se con-vierte en una señal eléctrica que transporta la información necesaria para deducir la concentración de metano relativa (pueden ser reportadas en partes por millón).
Descripción:
Todos los componentes dado su carácter auditivo.Componentes paraidentificación de fugas:
Permite la detección de la fuga y deduce la concentración de metano relativa (pueden ser reportadas en partes por millón)
Utilidad:
RutinaTipo de procedimiento:
Fotografía
Detector Remoto de Fugas de MetanoMarca: Heath ConsultantsModelo: RMLD-IS®Especificaciones Técnicas: Anexo 1
Equipo sugerido:
Fuente: Construcción propia [10]
Figura 18. Detector Remoto de Fugas deMetano (RMDL®):Fuente: Heath Consultants Incorporated.
31
Figura 17. Cámara infrarroja
¿Cómo cuantificar las emisiones de metano en la instalación?4
Dada la importancia de conocer el volumen y la distribución de las emisiones de metano, lo cual permite priorizar los proyectos de mitigación más rentables, se han desarro-llado una variedad de métodos con este fin. Los lineamientos del Panel Interguberna-mental de Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) indican una jerarquía de
métodos y tecnologías de cálculo entre los que se cuenta con cálculos de ingeniería, factores de emisión, herramientas informá-ticas (software) y la medición directa [10]. Se debe seleccionar el método de cálculo más exacto que se encuentre a su disposi-ción y el que esté de acuerdo a la situación de análisis.
De acuerdo al método seleccionado es re-querida cierta información de diseño y ope-ración para la cuantificación de las emisiones de metano, siendo ésta:
Dimensiones de los equipos
Caracterización de las corrientes de fluido (cromatografía) que ingresan o salen de los equipos emisores.
Tiempo de operación, número y tiempo de paradas de los equipos.
Cantidad de combustible o energía consu-mida en los equipos.
Condiciones de operación (flujos, presión, temperatura, tiempo de residencia) de los equipos.
Número y clasificación de dispositivos neu-máticos (operados con gas).
Cantidad de gas enviado a quema.
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En el Anexo Digital (AD-1) se incluye un formulario compartido por la EPA, como referencia para realizar un análisis de escritorio o preliminar del proyecto, donde se consultan datos generales de la operación.
Cálculos a partir de medición directa.
La medición directa de emisiones de GEI mediante el monitoreo de concentración y flujo no es común debido a varias razones. En general, no es una práctica común o estandarizada, de otro lado no existe un conocimiento técnico sobre cómo hacer las mediciones y además se considera que no existen emisiones o que estas son insignificantes y finalmente, se considera que las mediciones requieren un alto nivel de esfuerzo, sin embargo, este tipo de métodos reportan el mayor nivel de precisión.
De esa manera realizar inspecciones de detección y medición brinda mayor información para poder priorizar el enfoque de las acciones de mitigación. En particular, a través de la colaboración con la EPA, Ecopetrol identificó algunas áreas de operación con valores relevantes de emi-siones y otras áreas con bajos niveles de las mismas. Esta información es importante no solo desde una perspectiva de cuantificación de emi-siones, sino también desde la identificación de prácticas operaciona-les, con las cuales es posible que áreas con bajas emisiones puedan compartir sus lecciones aprendidas con otras áreas para mejorar e incrementar suproductividad.
En las ecuaciones 1 y 2, se observa el cálculo para estimar el flujo de gas (entiéndase como mezcla de hidrocarburos) y el flujo de metano emitido en un equipo.
Ecuación 1 Ecuación 2
Donde:
Emisión del gas (mezcla de hidrocarburos), en términos de volumen por tiempo (Ej. ft /año)
Flujo de gas medido, en términos de volumen por tiempo (Ej. ft /h)
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Tiempo de operación del equipo en un año (Ej. h/año)
Emisión de gas metano, en términos de volumen por tiempo (Ej. ft /año)
Concentración de gas metano en la corriente de gas de hidrocarburos (%)
Adicionalmente, para conocer el equivalente de las emisiones de metano en términos de CO e, obsérvese la ecuación 3.
Ecuación 3
Donde:
Peso molecular del metano, 16 lb/lbmol
Potencial de calentamiento global del metano, 25
Factor de conversión de libras a toneladas, 2.204,623 lb/t
Volumen molar del metano a 60°F y 1 atm, 379 ft /lbmol
Según las lecciones aprendidas del programa GasSTAR de EPA [11] hay varias técnicas de medición que se usan con frecuencia.
Anemómetro de Aspas
Un anemómetro consiste en una rueda de paletas o aspas movidas por el flujo a medir, con un sensor de velocidad y la unidad ma-nual que indica la velocidad del gas que pasaa través de la rueda de paletas del dispositivo. Este tipo de Anemómetros son los mejores para la medición de flujos en líneas abiertas y de final de tubería con un área de sección transversal conocida. Estos equipos no requie-ren la captura completa del flujo de emisiones.
La colocación del anemómetro en el centro de la abertura del venteo en la tubería o in-sertándolo a través de un puerto en la línea
de ventilación, es posible medir la máxima velocidad del flujo de las emisiones. Las revo-luciones de las aspas son detectadas magné-ticamente y correlacionadas a una velocidad de flujo. Usando el diámetro de la tubería, el área de sección transversal de la tubería pue-de ser calculada.
El área de sección transversal se multiplica por la velocidad del flujo medido, para estimar el flujo volumétrico de las emisiones a través de la línea donde se realiza el venteo. La es-timación de las emisiones puede ser menos precisa si la dirección del flujo en la tubería
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cambia muy cerca de la medición con el ane-mómetro, debido a que puede distorsionar el perfil de velocidad. Un rango típico de medida de la velocidad del flujo de gas es de 0,4 a 80 metros / segundo. Un anemómetro tiene una incertidumbre de 0,9 al 1,5% del valor de la velocidad del gas medida.
Para garantizar la precisión de las mediciones, la velocidad debe ser medida en el centro de la tubería, cerca del extremo abierto del punto de venteo y la temperatura de la corriente de gas debe ser igualmente medida. Un medidor de tamaño adecuado debe ser utilizado para prevenir que el flujo de gas exceda el rango de medición del anemómetro y por el contrario garantizar un impulso suficiente para que el equipo registre de forma continua durante el curso de la medición. El costo para adquirir este tipo de dispositivos puede variar entre $ 1.400 a $ 5,500 USD.
El rango de temperatura de trabajo del sensor de paletas es típicamente -15 a 260 ° C (5 a 500 ° F), mientras que la unidad de mano tiene un rango de trabajo más pequeño de 0 a 50 ° C (32 a 122 ° F).
Anemómetro de Hilo Caliente
Este tipo de anemómetros son similares al anemómetro de aspas. El equipo se ubica en el flujo de gas en una línea abierta o a tra-vés de un puerto en una tubería de flujo de gas. Su principio de operación se basa en un alambre caliente expuesto ya sea calentado por una corriente eléctrica constante o man-tenido a una temperatura constante, el cual es insertado en la corriente de gas que se desea medir, usando para la estimación de velocidad, el principio de la transferencia de calor. Este dispositivo mide la velocidad del gas, por la correlación de la corriente eléc-
trica a través del alambre, con el calor que es removido por el flujo de gas. La pérdida de calor por convección es proporcional a la velocidad del flujo de gas.
Anemómetros de Hilo Cliente, son los mejores para la medición de venteos, líneas abiertas, y flujos en tubos cerrados con sección trans-versal conocida (por ejemplo, las líneas a TEA) y no requieren la captura completa del flujo de emisiones. La estimación de flujo es más pre-cisa cuando el elemento de alambre caliente se coloca en el centro del flujo de venteo, cer-ca del extremo abierto, y adicionalmente se mide la temperatura de la corriente.
El rango de medición de este tipo de ane-mómetros es de 0,2 a 200 metros por segundo (m/s), que al multiplicarlo por el área de la sección transversal de la línea, permite estimar el flujo de las emisiones. Para velocidades de flujo de gas menores o igual a 40 m/s, el sensor de flujo térmico presenta una incertidumbre de 2% sobre el valor medido. Para velocidades superiores a 40 m/s, la incertidumbre es de 2,5%. El sensor de flujo térmico tiene una presión máxima de trabajo de 1,6 MPa (16 bar) por encima de la presión atmosférica y un rango de temperatura desde -10 hasta 140° C (14 a 284 ° F).
Estos anemómetros tienen menores niveles de exactitud en corrientes de gas limpio en comparación con otros dispositivos de in-serción, sin embargo, pueden ser la única opción en corrientes de gas sucio (es decir, las corrientes de gas con partículas líquidas, partículas arrastradas y pegajosas). Partículas líquidas o pegajosas podrían interferir con la medición y/o dañar permanentemente un anemómetro de paletas insertado en la corriente de flujo.
35
Para asegurar la exactitud de las mediciones se recomienda desarrollar curvas de calibración siguiendo las instrucciones del fabricante. Los cos-tos de adquisición de estos equipos pueden variar entre $ 1.400 a $ 5,500 USD.
Técnicas de embolsado
El embolsado de un componente consiste en encerrarlo para recoger los vapores de fuga mediante una bolsa de volumen conocido hecha de un material anti-estática e impermeable al compuesto de interés, la cual se coloca alrededor de la superficie de fuga del componente. Una vez se verifique que todo el flujo de gas se dirige a la bolsa, se cuentan los se-gundos que tarda en llenarse la bolsa. Conociendo el volumen y el tiempo de llenado de la bolsa, es posible calcular el flujo de la emisión.
Figura 19. Mediciones con bolsa calibradaFuente: Fotografías tomadas durante el acuerdo de cooperación
Para asegurar la exactitud de la medición, el operador debe repetir el proceso de medición dos o tres veces. El uso de estas técnicas de em-bolsado son bastante precisas (± 10% a 15%), sin embargo, son lentas, al permitir sólo dos o tres muestraspor hora.
Aunque las técnicas de embolsado son útiles para la medición directa de fugas grandes, podría no ser posible realizar el embolsado en los componentes de equipo demasiado grandes, inaccesibles y con forma poco usual.
Muestras con el Hi Flow Sampler
El High Flow Sampler® está diseñado para medir el índice de fuga (0,05 a 8 ft3/min ó 0,0013 a 0,23 m3/min) de todos los componentes de gas
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Ecuación 4
natural alrededor de varios accesorios de tu-bería, empaquetaduras de válvulas y sellos de compresores que se encuentran en ins-talaciones de transmisión y almacenamiento de gas natural. Este equipo fue desarrollado y patentado por el Instituto Tecnológico de Gas – GTI, por sus siglas en inglés, fue el pri-mer método económico usado para medir las tasas de gas presentado como fugas en los componentes de los equipos.
Están equipados con detectores dobles de hidrocarburos que miden la concentración de gas de hidrocarburo en la muestra cap-turada, así como la concentración de gas de hidrocarburo del entorno (Figura 20). Las emi-siones de gas más una muestra de volumen del aire que rodea el componente con fuga son succionadas al instrumento a través de la manguera de absorción de muestreo [12].
Figura 20. Mediciones con el HFS BacharachFuente: Fotografías tomadas durante el acuerdo de coopera-ción entre Ecopetrol S.A. y la EPA
Las mediciones de las muestras se corrigen con relación a la concentración del hidrocar-buro del entorno y la tasa de fuga en masa se calcula multiplicando la tasa de flujo de la muestra medida por la diferencia entre la con-centración del gas del entorno y la concentra-
ción del gas de la muestra medida, como se observa en la ecuación 4. Las emisiones de metano se obtienen al calibrar los detectores de hidrocarburo para una gama de concen-traciones de metano en el aire.
Donde los resultados son reportados en litros por minuto (l/min) o pies cúbicos estándar por minuto de CH4 (scfm ó ft3/min) y las tasas de fuga medidas de 0,05 – 8 ft3/min. Tasas de fugas mayores a 8 ft3/min deben medirse usando técnicas de embolsado o medidores de flujo. Dos operadores pueden medir 30 compo-nentes por hora usando un muestreador de alto volumen, en comparación con dos o tres mediciones por hora usando las técnicas de embolsado.
Rotámetros y Medidores de Flujo
Usados para medir fugas sumamente gran-des que anegarían otros instrumentos. Los-medidores de flujo generalmente canalizan el flujo de gas de una fuente de fuga a través de un tubo calibrado. El flujo levanta un “flo-tador” dentro del tubo, indicando la tasa de fuga. Debido a que los rotámetros son volu-minosos, estos instrumentos funcionan mejor en líneas de extremo abierto y componentes similares, en donde el flujo entero puede ca-nalizarse a través del medidor.
No obstante, los rotámetros y otros dis-positivos de medición de flujo pueden complementar las inspecciones hechas usando analizadores TVA, muestreadores dealto volumen o embolsado.
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Entre este tipo de equipos se encuentran el medidor de turbina marca Fox, empleado para medir el flujo de masa superiores a 10 ft3/min (Figura 21); así mismo se encuentra el anemómetro de hilo caliente CECO®, entre otros.
Figura 21. Medidor de turbinaFuente: Fotografías tomadas durante el acuerdo de coopera-ción entre Ecopetrol S.A. y la EPA
Cálculos de ingeniería
Este método se usa más a menudo y se refiere al cálculo de las emisiones con base en un ba-lance de masa o fundamento estequiométri-co específico para una planta o proceso. Este tipo de métodos requiere principalmente el co-nocimiento técnico del proceso. Otros detalles también pueden ser importantes, dependien-do de los cálculos que se deben hacer. Estos pueden incluir: conocimiento de las reacciones que ocurren y que dan origen a la formación de contaminantes, condiciones de equilibrio fisicoquímico y termodinámico de fases, pro-piedades físicas y químicas de las sustancias, variables, constantes de reacciones químicas, y correlaciones y especificaciones de diseño.
Para la estimación de emisiones existen tres tipos básicos de cálculos de ingeniería:
a. Correlaciones de diseño desarrolladas, como por ejemplo por pérdidas de tanques, pérdidas por manejo de materiales y descar-gas de procesos de tratamiento deaguas.
b. Uso de especificaciones de diseño de equipo, Ej.: velocidad y eficiencia de remoción y ve-locidad de secado, entre otros. Este tipo de cálculos se utilizan principalmente para es-timar emisiones al aire de fuentes puntuales provenientes de equipo anticontaminante.
c. Uso de las propiedades físicas, químicas y condiciones de equilibrio de fases; datos que son usados para estimar la concentración de una sustancia presente en una emisión.
De este modo, los cálculos de ingeniería cuentan con relativamente alta precisión conun nivel relativamente bajo de esfuerzo; nor-malmente los datos operativos son acce-sibles fácilmente y son apropiados para las fuentes de emisión más frecuentes y para las que están geográficamente dispersas.
Actualmente Ecopetrol calcula parte de sus emisiones con balances de masa, como emi-siones en teas, venteos de proceso, entre otras, sin embargo la dificultad radica en que no en todas las áreas se cuenta con datos de las propiedades físicas y químicas de las sustancias, tales como cromatografías.
Cálculos por factores de emisión
La aproximación más común para calcular las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI), es mediante la aplicación de factores de emisión documentados. Es un método rá-pido para estimar las emisiones con un nivel
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relativamente bajo de esfuerzo. Estos factores son cocientes calculados que relacionan emi-siones de GEI a una medida de actividad en una fuente de emisión [13]. Generalmente, se expresa como el peso de un gas dividido en-tre una unidad de volumen, peso, distancia o duración de la actividad que genera la emisión (Ej. kilogramos de metano por cantidad de combustible consumido). Sin embargo, existen factores de emisión desarrollados conside-rando la operación de un equipo específico, incorporando de esta manera el término que representa la efectividad de dicho sistema.
Es así como la fórmula general para el cálculo de las emisiones utilizando un factor deemisión es:
Ecuación 5
Donde:
E: Emisión del gas, en este caso metano
FE: Factor de emisión
NA: Nivel de actividad (diaria, semanal, mensual) de la fuente estimada. Expresada como consumo de combustible, cantidad de energía o materia consumida, entre otros.
En el Anexo 3 se listan los factores de emisión seleccionados por Ecopetrol para cuantificar las emisiones de metano de las fuentes más comunes. Las principales fuentes de consulta para la selección de los factores de emisión utilizados en la herramienta de estimación de emisiones de la compañía, SAP EC son:
Agencia de Protección Ambiental de los Estados
Unidos (EPA) [14].
Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoa-mérica y el Caribe (ARPEL) [15].
American Petroleum Institute (API) [16].
Canadian Association of Petroleum Producers (CAAP) [17]).
Cálculos a partir de herramientas informáticas
El software usa datos operativos como datos de entrada a un programa configurado para simular las emisiones de metano utilizando ecuaciones de estado. Por lo general, dichos datos operativos son accesibles fácilmente. Cabe resaltar que el proceso real puede o no coincidir exactamente a los simulados en los programas. Algunas de estas herramientas son:
E&P Tank: Basado en la correlación de Peng-Robinson, relaciona las variables ter-modinámicas tales como la presión, tempera-tura y el volumen de un material específico en equilibrio termodinámico. Es un programa de software diseñado para estimar las emisio-nes de hidrocarburos (contaminantes criterio, VOC principalmente) por pérdidas de: i) flash, ocurren cuando el petróleo o condensado es transferido de un separador de gas/petróleo de alta presión a un tanque atmosférico; ii) trabajo, ocurren cuando el nivel del crudo o condensado cambia y se agita el líquido den-tro del tanque y, iii) estáticas, debidas a los cambios de temperatura y presión diarios y estacionales.HYSYS: Simulador de proceso con capaci-
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dad para analizar distintas unidades de proceso.
GLYCalc: Programa basado en Windows® para la estimación de emisio-nes de aire provenientes de las unidades de glicol que usan trietilenglicol (TEG), dietilenglicol (DEG) o etilenglicol (EG). Permite predecir el impacto de los dispositivos de combustión y los condensadores sobre las tasas de emisión.
AMINECalc: Programa de software basado en Windows®, fácil de usar que calcula las emisiones de hidrocarburos procedentes de unidades edulcorantes líquidos de gas natural y gas amargo a base de amina.
¿Cómo reducir las emisiones de metano?5Una estrategia segura y comprobada para de-tectar, cuantificar, priorizar y reparar las fugas en equipos, accesorios y componentes es el programa de Inspección y Mantenimiento Dirigido (DI&M, por sus siglas en ingles).
Las reparaciones se realizan para los com-ponentes con fugas más grandes, que repre-sentan un riesgo a la seguridad industrial, y/o que ofrecen alguna rentabilidad al repararse con mantenimientos sencillos, de acuerdo con criterios como el costo de reparación, la duración de la reparación y el plazo de re-cuperación de la inversión. Los estudios han demostrado que las fugas grandes pasan desapercibidas dado que se presentan en lu-gares de difícil acceso, de poco tránsito, en áreas congestionadas o ruidosas, o debido a que la cantidad fugada no es debidamente apreciada.
3
Por lo anterior, un componente importante de este programa, es la medi-ción de la tasa de emisiones en masa o volumen de las fugas identifica-das, de manera que se pueda asignar correctamente los recursos a las fugas para sustentar que la reparación es rentable.
Los socios del programa Natural Gas STAR de la EPA han demostrado que un programa DI&M puede eliminar de manera rentable hasta el 96% de las pérdidas de gas y un 80% correspondiente a las emisiones de metano de las fugas de los equipos [18].
Las Actividades de DI&M no solo identifican las fugas, también se pue-den usar para identificar y medir emisiones de venteos. Combinando un estudio dirigido de emisiones de fugas y venteos puede resultar en la identificación, cuantificación, y ahorros de un gran volumen de gas. Ade-más, podría resultar en mayores beneficios económicos de los ahorros de gas, beneficios ambientales reduciendo las emisiones de metano, y los correspondientes beneficios de seguridad en la instalación.
En la Figura 22 se presenta la descripción de los elementos básicos de un programa de DI&M.
El programa DI&M característicamente comienza con una detección y medición básica para identificar los componentes que emiten gas. En la cual se evalúan los componentes de los equipos para identificar los que tienen fugas y venteos.
Cuando se localizan los componentes con fugas, se obtienen mediciones precisas de la tasa de emisiones usando métodos y equipo especializado.
Las mediciones acumuladas en el paso anterior deben evaluarse para determinar los compo-nentes, equipos, y/o procesos con fugas/venteos que serían rentables para reparar o mitigar.
El cálculo de los costos de reparación/mitigación y plazos de recuperación de la inversión para los equipos/componentes de equipo identificados como fuentes de emisiones de metano.
La inclusión de las reparaciones y/o renovaciones en la próxima parada planeada.
Con este paso el programa se puede hacer más eficiente y efectivo, de tal forma que la documen-tación almacenada es usada para guiar las inspecciones subsiguientes, lo que permite al operador concentrarse en los componentes que son más propensos a tener fugas y que son más rentable reparar.
1. Inspección básicaglobal
2. Medición deemisiones de metano
3. Evaluación deoportunidades
4. Cálculo de losCostos
5. Planeación de l osProyectos de Mitigación
6. Documentaciónde resultados
Figura 22 .Elementos básicos de un programa I&MFuente: Autores
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Las experiencias indican que los componen-tes que están sujetos a vibración, alto uso o ciclos de temperatura son más propicios a tener fugas.
Por otra parte, es importante mencionar que Ecopetrol desde el Instituto Colombiano del Petróleo ha desarrollado un Modelo de cál-culo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en operaciones típicas de Ecopetrol S.A. para cuantificar y verifi-car la mitigación de emisiones por fuentes como: venteos, fugas, combustión externa, combustión interna, teas y matriz energética; mediante la implementación de alternativas convencionales.
Así mismo y en pro de la gestión de sus emi-siones también desarrollo un Modelo para proyección y análisis de emisiones GEI en instalaciones de producción de crudo y gas para evaluar la generación de emisiones de GEI en las facilidades existentes o nuevas para VPR (Vicepresidencia de Producción), considerando áreas de procesos, equipos y capacidades de producción.
En el Anexo 2 se adjuntan algunas de las lec-ciones aprendidas publicadas por la EPA, de las experiencias de los participantes de Natural Gas STAR que proporcionan información de ca-sos reales propuestos para reducir de emisiones metano (antecedentes tecnológicos, propuesta de reducción de emisiones, análisis de benefi-cios, proceso de decisión, evaluación económi-ca y lecciones aprendidas).
Valorización Económica de las Emisiones de Metano
Considerando que el metano es el principal componente del gas natural, el valor econó-mico de la pérdida de gas por emisión está basado en el precio de venta del gas de acuerdo a la instalación estudiada, es decir:
Donde:
G$
Eg
$g
Es importante destacar que generalmente las emisiones de los tanques de almacenamiento de petróleo crudo y/o condensado son ricas en hidrocarburos más pesados (etano, butano, pro-pano) y generalmente tienen un valor calorífico doble a gas de calidad de gas de venta. Este gas se puede valorar más que el gas metano si se valora el gas del contenido calorífico y/o el gas se puede ser procesado para separar y vender los hidrocarburos más pesados.
En la Tabla 2 se resume la aplicación, uso, eficien-cia y costo aproximado de la detección de fugas y las técnicas de medición descritas anteriormente.
G$ = Eg x $g
Ecuación 6
Cantidad de dinero equivalente a la emisión de gas (mezcla de hidrocarburos), ($/año)
Emisión del gas (mezcla de hidrocarburos), en términos de volumen por tiempo (Ej. ft3/año)
Precio del gas emitido, en términos de dinero por volumen (Ej. $/ft3). De acuerdo a la EPA, se estima que el precio de los vapores de los tanques de almacenamiento es de USD$ 7,07/KPC para una composición típica; además, el precio de venta del gas es en promedio USD$ 3/KPC [19].
42
Curva de Costo de Abatimiento de Emisiones
La curva de costo de abatimiento es una herramienta que permite cuanti-ficar el impacto de los diferentes proyectos de mitigación y la importancia de la implementación de los mismos; esta herramienta ha sido utilizada desde los noventa para diferentes estudios académicos, pero fue Mc-Kinsey & Company quienes la difundieron al integrar los costos de las medidas de mitigación. Las curvas de abatimiento son definidas como un método de evaluación y clasificación de proyectos, basado en la cantidad de dióxido de carbono (CO2) evitado con referencia a los costos asocia-dos y las necesidades de inversión [20].
La combinación de los ejes en la curva de costo de abatimiento describe las medidas técnicas disponibles, impacto relativo (potencial de reduc-ción) y costo en un año específico. Su interpretación se realiza con base en las siguientes características:
En el eje x se relaciona el potencial de abatimiento por año en un horizon-te de tiempo determinado.
En el eje y se especifican los costos en $/t CO2e de diferentes proyectos de mitigación.
El ancho de las barras expresa la potencia de cada oportunidad para reducir las emisiones en un año específico comparado con el desarrollo común de los negocios.
La altura de la barra representa el costo promedio de prevenir 1 tonelada de CO2e para cada año; es importante señalar que existen medidas con costos negativos lo que significa que el costo de inversión es menor al ahorro producido por la implementación de la medida.
El gráfico es ordenado de izquierda a derecha desde las oportunidades con menor costo hasta las más costosas.
Todos los costos se encuentran en valor real del año de referencia.
Cada barra debe ser analizada de forma independiente para cuantificar las dos dimensiones.
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1
2
3
4
56
7
Solución jabonosa
Aplicación y uso Objetivo Costo Aproximadode Capital (USD$)
Instrumento / Técnica
Detección en Fuentes de puntos pequeños, como conectores, bri-das, etc
InsignificanteDetección
Detectores electrónicos de gas
Bridas, ventillas, huecos grandes y líneas de extremo abierto
Menor $1.000Detección
Detectores acústicos/detectores ultrasónicos
Todos los componentes.Fugas más grandes, gas presuri-zado y componentes inaccesibles
$1.000 – $2.000(depende de la sensibilidad y el tamaño de los instrumen-tos y del equipo relacionado)
Detección
Embolsado Medición en componentes másaccesibles.
Menor $1.000Medición
Cámaras IR Detección en todos loscomponentes.
Costo de cámara esinferior a $80.000
Detección
Anemómetro de paletas Medición de velocidad para esti-mación de flujo en líneas abiertas de venteos o a través de puertos en tuberías
Menor a $1.000Medición
Anemómetro de hilo caliente
Medición de velocidad para esti-mación de flujo en líneas abiertas de venteos o a través de puertos en tuberías
Menor a $1.000Medición
Muestreador de alto volumen
Componentes más accesibles (tasa de fuga < 11,5 KPCD)
Menor a $5.000Detección ymedición
Rotámetro Fugas demasiado grandes Menos de $1.000Mediciónsolamente
Fuente: EPA, U.S. Environmental Protection Agency [18].
A manera de ejemplo, se presenta en la Figura 23, la curva de abatimiento de las alternati-vas de reducción de emisiones de metano identificadas por el personal consultor de la EPA, para la Superintendencia de Operaciones de Mares (SOM) de Ecopetrol S.A. Las al-ternativas identificadas fueron: Programa de detección y reparación de fugas, reemplazo de empaquetaduras en compresores y la instalación de Unidades Recuperadoras de Vapor (URV). En la Figura se puede observar
Tabla 2. Técnicas de detección y medición
que la instalación de las URV de las estaciones Santos y Provincia/Suerte deberían ser las primeras alternativas en implementarse ya que conciben los mayores ahorros econó-micos por tCO2e reducido a pesar de que la cantidad de emisiones abatidas es mucho menor que las que tiene el proyecto de de-tección y reparación de fugas, el cual a pesar de los bajos costos de implementación genera una maximización de la inversión cercana a la tercera parte de las URV’s.
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Fuente: Construcción PropiaFigura 23. Curva de costo de abatimiento de las oportunidades identificadas
Si el objetivo de la implementación de las alternativas de mitigación es reducir la mayor cantidad de emisiones en corto tiempo sin la necesidad de buscar una alta rentabilidad de la inversión, la primera alternativa a implementar sería el programa de detección y reparación de fugas en Provincia/Suerte ya que ella representa un 40% del total de reducciones CO2e.
Nótese que el cambio de los anillos de los compresores es una alter-nativa que requiere una inversión superior a lo que implica el valor del gas abatido, además representa la alternativa con menor cantidad de reducciones por lo que se aconsejaría sólo en caso de haber desarro-llado las otras dos alternativas o por requerimientos del programa de mantenimiento. Sin embargo, el volumen de gas perdido de los com-presores podría ser significativo y un análisis adicional podría encontrar que el cambio de anillos (una práctica normal de mantenimiento) podría ahorrar una cantidad importante de gas.
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ConclusionesDe acuerdo a las experiencias, las emisiones de metano a lo largo de la cadena de valor en las áreas de producción - recolección de petróleo y gas, transmisión, y procesamiento de gas provienen de las fugas y venteos de varios compo-nentes y equipos, incluyendo los compresores/motores, las conexiones de muestreo, los finales de línea, los mecanismos de alivio de presión, las bombas, las válvulas, controladores neumáticos, tuberías/cañerías, los deshidratadores de glicol, tanques y pozos; y es posible conocer el volumen y la distri-bución de dichas emisiones mediante métodos tales como: cálculos de ingeniería, factores de emisión, herramientas infor-máticas (software) y la medición directa.
Entre las técnicas de detección de fugas se encuentran: de-tección con espuma de jabón, detección electrónica, anali-zadores de vapor tóxicos y de vapores orgánicos, detección ultrasónica/acústica y la más usada, la detección infrarroja. Mientras que la cuantificación de dichas fugas es posible efectuarla a través de anemómetros de paletas e hilo térmico, técnicas de embolsado, muestreadores de alto volumen, rotámetros y medidores de flujo.
En relación con el método de medición directa, existe una es-trategia segura y eficaz para detectar, cuantificar, priorizar y evaluar la viabilidad económica a reparar y/o mitigar las fugas y venteos provenientes de equipos, procesos, accesorios y componentes denominada programa de Inspección y Man-tenimiento Dirigido (DI&M, Directed Inspection and Mainte-nance). Este programa implica dos actividades principales, la detección y la medición física de las emisiones de metano. Mediante la implementación de un programa para detectar, medir, y mitigar emisiones de metano, Ecopetrol puede lograr muchos beneficios, incluyendo reducción de emisiones de un gas de efecto invernadero, conservación de gas natural pro-ducido, beneficio económico del uso o venta del gas ahorrado, y aumento en la eficiencia y seguridad de las operaciones.
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47
ANEXO 1 - Especificaciones Técnicas Equipos de Detección y Medición
Detector de Gas Natural Bascom-Turner CGI-211Especificaciones Generales
Tipo de sensores
Resolución
Precisión de calibración (5° a45°C)
Límite más bajo de detección
Tiempo de calentamiento
Tiempo de operación porcarga de batería
Catalítica (CH4)Conductividad térmica (CH4)
0% - 5% gas: 0,01% gas (0,2% LEL)5% - 100% gas: 1,0% gas
% Gas: ±2% de lectura
0,01% Gas ó 0,2% LEL
30 segundos
12 horas (25°C)
Entrada de energía:
Tipo de batería
Duración de la batería
4 baterías alcalinas AA
Mínimo 12 horas (25°C)Típico 24 horas
Características físicas
Peso (con batería) 20 onzas (570 g)
Dimensiones Largo 18,4 cm; ancho 9,2 cm y profundo 4,5 cm
Condiciones ambientales y almacenamiento
Tiempo de calentamiento
Temperatura de funcionamiento
30 segundos
de -30°C a +50°C
Temperatura de almacenamiento
Humedad
40°C a 60°C
0 a 98% RH (sin-condensación)
Intrínsecamente seguro
Vendedores
Bascom-Turner Instruments, Inc. – Estados Unidos E & E Process Instrumentation
Teléfono: 1 – 800 – 225 – 3298111 Downey Street, NorwoodTeléfono. 905 669 [email protected]
Precio Aproximado: USD $795
Analizador de gases de combustión Testo®
Características del tipo de sonda
Rango de medición -200 a 1370°C
Exactitud ±0,4°C (-100 a 200°C)±1°C (-200 a 100,1°C)±1°C (200,1 a 1.370°C)
Unidad de Control
Batería Ion litio
Vida de la batería 58 h
48
Condiciones Ambientales y Almacenamiento
Temperatura de almacenamiento -20 a 50°C
Temperatura de funcionamiento -5 a 45°C
Caja analizadora
Material ABS
Características físicas
Dimensiones 88 mm x 38 mm x 220 mm
Peso 440 g
Vendedores
Instrumentos Testo S.A. Teléfono: 937 [email protected]
Precio USD $ 16.000
CleanAir Teléfono: 800 223 3977
Cámara Infrarroja GasFindIRTM®
Imágenes de la ejecución
Campo de visión 22° con lentes de 25 mm
Distancia focal mínima <0,2 metros
Detector
Tipo Matriz de plano focal, InSb, 320 x 240 píxeles
Rango espectral 3 - 5μm
Enfoque Manual
Sensibilidad térmica 100 mK a 30°C
F-número 2,3
Constante de tiempo 16 mili segundos (ms), cambiable
Energía
Tensión 6V
Consumo de energía 3 - 5μm
Características físicas
Peso (con batería y lentes) 2kg o menos
Color Negro
Tamaño 254 mm x 132 mm x 145 mm
Condiciones ambientales
Temperatura de funcionamiento -15°C a 50°C
Temperatura de almacenamiento -40°C a 70°C
Humedad 20 a 80% (sin condensación)
Vendedor
Flir Systems – Brasil Teléfono: (55) 15 3238 8071 – 3238 8075Sorocaba SP / [email protected] / Heliel Morales Teléfono (1) 305 393- 8691 Gerente de Distribución Extech y Cámaras de Bajo [email protected]
Precio USD $85.000
49
Detector Remoto de Fugas de Metano (RMLDEspecificaciones Generales
Método de detección Giratorio de espectroscopia de absorción del láser de diodo
Rango de medición 0 a 99,999 ppm-m
Sensibilidad 5 ppm-m a una distancia desde 0 a 50 pies (15 m) 10 ppm-mo mejor a una distancia desde 50 a 100 pies (15 a 30 m)
Distancia de detección 100 pies (30 m) nominal. La distancia real puede variar debido al tipo de terreno y condición atmosférica.
Tamaño del cono de inspección Con forma cónica con un máximo de 22” (55,8mm) en el extremo de los 30 mts.
Modos de detección de alarmas Detección de metano en forma digital, tono audible en relación al nivel de la concentración cuando es superado el nivel de detección.Nivel de alarma ajustable de 0 a 255 ppm-m. Tono Puro:Tono de audio continúo en relación a la concentración.
Avisos de fallo del sistema Tono audible único e indicación en la pantalla
Autoverificación y calibración Se autoverifica y la función de calibración verifica el funcionamiento y ajusta la longitud de onda del láser para la máxima sensibilidad. Celda de gas de prueba integrado dentro del estuche.
Conformidad EMC (EN61000-6-2, EN6100-6-4)
Seguridad ocular del ojo laser IR Detector Laser: Class I(CDRH, ANSI y IEC), Class Illa; No mirar direc-tamente dentro del haz o ver directamente con instrumentos ópticos
Display Grande y de fácil lectura. Portátil LCD retroiluminada (.75 “numérico).
Temperatura de funcionamiento 0º a 122º F (-17º a 50º C)
Humedad 5 a 95% RH, sin condensación
Caja IP54 (resistente a salpicaduras de agua y polvo)
Peso Instrumento 9 Lbs (transreceptor 3 Lbs; Controller 6 Lbs) (4 kg; 1.3 Kg, 2.7
La caja de transporte 14 Lbs; 34” x 9 ½” x 14” (6.4 Kg; 86 cm x 24 cm x 36 cm)Kg)
Alimentación Batería interna recargable. Baterías externas de respaldo (opcional)
La vida útil de la batería 8 horas a 32 º F sin iluminación de fondo (batería interna)
Cargador de baterías Externa en línea, de 110 a 240 VAC, 50 / 60 hertz de tipo universal con el indicador del cargador (8 horas como máximo para la carga completa)
Correa para el hombro Individual por sobre el hombro la correa acolchada con correa ergonómica y un sistema de doble correa
Vendedor Heath Consultants / Teléfono: +1.713.844.1300 / [email protected]
Bolsas CalibradasCaracterísticas del equipo
Precisión ±10%Rango de medición 600 ft3/h a 14.400 ft3/h
Unidad de Control Requerimientos adicionales
Batería Cronómetro para registrar el tiempo de llenado de la bolsaMonitoreo de la temperatura del gas medido
Vendedores Heath Consultants Inc. – Estados Unidos Teléfono: 1 800 432 [email protected] / Milton W. Heath III - Director serviciosmedioambientales / [email protected]
Precio aproximado U.S. $50 por cada bolsa calibrada
50
Bolsas Tedlar ®
Especificaciones Generales
Material Polivinil fluoruro (PVF)
Espesor Típico 80 μm
Temperatura de uso 98 – 225 °F
Compuestos a ser colectados No se recomienda para compuestos reactivos y compuestos que puedan adherirse a la superficie de la bolsa (alcoholes, aminas). Los compuestos de bajo peso molecular pueden permear la bolsa.Compuestos sensibles a la luz y VOC´s pueden ser colectados en bolsas Tedlar® negras
Tiempo de almacenamiento del Gas en la bolsa 24 horas: mercaptanos, sulfuro de hidrógeno, y otros gases sulfurados. 72 horas: gases atmosféricos tales como oxígeno, nitrógeno, monóxido de carbono, y otros.
Vendedor
CEL Scientific corp. Teléfono: (1 + 800) 2140845
Keika Ventures Teléfono: 1 877 504 0956 / [email protected]
Precio Caja de bolsas de 3 litros USD $ 600 / Cajas de 10 bolsas de 0,5 a 1 l USD $ 90 / Bolsa de 1.000 l USD $ 560
Características del equipo
Tasa de fuga medible 3 a 480 ft3/h (0,08 a 14 m3/h)
Exactitud de medición Para calcular la tasa de fuga de ± 10% de la lecturaPara la tasa de fuga muestreada de ± 5% de la lectura
Condiciones ambientales y almacenamiento
Temperatura de funcionamiento 32 a 122°F
Características físicas
Dimensiones 18 x 12 x 7 pulgadas
Peso 20 libras (9 kg)
Batería
Tipo NiMH recargable (intrínsecamente seguro)
Tiempo de carga 8 a 10 h
Voltaje 5,5 volts máximo
High Flow® Sampler – Bacharach
Tasa de flujo muestreada 630 ft3/h (17,8 m3/h) con batería totalmente cargada
Sensor Gas Natural Oxidación catalítica / conductividad térmicaRango: 0 a 5% en volumen de metanoPrecisión reportada: ±5% de lectura ó 0,02%de metano
Vendedores
Heath Consultants Inc. – Estados Unidos Teléfono: 1 800 432 [email protected] W. Heath III - Director servicios medioambientales [email protected]
Precio USD $ 20.000 aprox.
Tiempo de funcionamiento >4,5 h continuas a 20°C
51
ANEXO 2 – Alternativas de recuperación emisiones CH4
Compresores / MotoresTítulo del documento
Conversión del sistema de arranque de motor a nitrógeno.
Convert Engine Starting to Nitrogen
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 años
< $1,000 x x x
Reducción de la frecuencia de arranques del motor con gas
Reduce the Frequency ofEngine Starts with Gas
< $1,000 x x x
Reemplazo de arrancadores de gas con aire o nitrógeno
Replace Gas Starters with Air or Nitrogen
< $1,000 x x x
Reemplazo del sistema de encendido-Reducción de arran-ques falsos
eplace Ignition - Reduce False Starts
$1,000-$10,000 x x x
Operación de sistemasautomáticos para reducir la ventilación
Automate Systems to Reduce VentingEngine Starts with Gas
$1,000-$10,000 x
Reemplazo de cargadores de cilindro de compresor
Replace Compressor Cylinder Unloaders
> $10,000 x
Reducir emisiones de metano de los sistemas de empaquetadura del vástagodel compresor
Reducing Methane Emissions from Compressor Rod Packing Systems
< $1,000 x x x
Reducción de emisiones al detener el funcionamiento de los compresores
Reducing Emissions When Taking Compressors Off-Line
$0-$10,000 x x x
52
Título del documento
Rediseño de sistemas de purgado y alteración de las prácticas de parada deemergencia
Redesign Blowdown Systems and Alter ESD Practices
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
< $1,000 x x x
Instalación de arrancadores eléctricos
Install Electric Starters
$1,000-$10,000 x x x
Reemplazo de sellos húmedos por sellos secos en compresores centrífugos
Replacing Wet Seals with Dry Seals in Centrifugal Compressors
> $10,000 x x
Reducción de la presión de purgado para el apagado
Lower Purge Pressure for Shutdown Controls
$1,000-$10,000 x
Instalación de compresores eléctricos
Install Electric Compressors
> $10,000 xx x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 3-10 años
x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: > 10 años
DeshidratadoresTítulo del documento
Conversión de bombas químicas impulsadas por gas por aire comprimido para instrumentación
Convert Gas-Driven Chemical Pumps to Instrument Air
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 año
$1,000-$10,000 x x x
Optimización de la circulación de glicol e instalación de tan-ques de evaporación instantá-nea en los deshidratadores de glicol
Optimize Glycol Circulation and Install Flash Tank Separators in Glycol Dehydrators
$1,000-$10,000 x x
53
Título del documento
Conectar el deshidratador de glicol a la unidad derecuperación de vapor
Pipe Glycol Dehydrator to Vapor Recovery Unit
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 años
$1,000-$10,000 x x x
Reemplazo de unidades de deshidratación de glicol con inyección de metanol
Replace Glycol Dehydration Units with Methanol Injection
$1,000 - $10,000 x x
Deshidratadores sin emisiones
Zero Emissions Dehydrators
> $10,000 x x x
Deshidratadores desecantes portétiles
Portable Desiccant Dehydrators
$1,000-$10,000 x
Reemplazo de bombas de glicol impulsadas por gas con bombas eléctricas
Replacing Gas-Assisted Glycol Pumps with Electric Pumps
$1,000-$10,000 x
Reemplazo de deshidratadores de glicol con deshidratadores desecantes
Replacing Glycol Dehydrators with Desiccant Dehydrators
> $10,000 x x
Sustitución de deshidratadores de glicol por separadores y calentadores en línea
Replace Glycol Dehydrators with Separators and In-Line Heaters
$0-$10,000 x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
x
54
PozosTítulo del documento
Connexión del cabezal a launidad de recuperación de vapor
Connect Casing to Vapor Recovery Unit
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 año
$1,000-$10,000 x
Optimización del tiempo de descarga de un pozo de gas
Gas Well Unloading TimeOptimization
$1,000-$10,000 x
Opciones para retirar fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
Options for Removing Accumu-lated Fluid and Improving Flow in Gas Wells
< $1,000 x x x
Instalación de compresores para capturar gas anular
Install Compressors to Capture Casinghead Gas
> $10,000 x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
Terminaciones con emisiones reducidas (REC) para pozos de gas natural fracturadoshidráulicamente
Reduced Emissions Comple-tions for Hydraulically Fractured Natural Gas Wells
$1,000-$10,000 x
Instalación de tubería continua de velocidad
Install Velocity Tubing Strings
> $10,000 x
Instalación de sistemas de aspiración de émbolo en pozos de gas
Installing Plunger Lift Systems in Gas Wells
$1,000-$10,000 x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 3-10 años
Instalación de bombas separadoras de fondo de pozo
Install Downhole Separator Pumps
> $10,000 x
Uso de agentes espumantes
Use Foaming Agents
> $10,000 x
55
Título del documento
Instalación de balancines en pozos de gas de baja producción de agua
Install Pumpjacks on Low Water Production Gas Wells
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: > 10 años
> $10,000 x
Sistema de automatización “inteligente” de pozos de gas natural
Gas Well “Smart” Automation System
> $10,000 x
VálvulasTítulo del documento
Inspección y reparación de las válvulas de purgado en las esta-ciones de compresores
Inspect and Repair Compressor Station Blowdown Valves
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 año
< $1,000 x
Instalación de válvulas BASO®
Install BASO® Valves
< $1,000 x x x
Sustitución de placas de ruptura con válvulas secundarias de alivio
Replace Burst Plates withSecondary Relief Valves
$1,000-$10,000 x x x
Cierre de la válvula principal y las vélvulas de las unidades antes del purgado
Close Main and Unit Valves Prior to Blowdown
< $1,000 x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
Uso de tapas YALE® para pruebas de cierre de emergencia
Use YALE® Closures for ESD Testing
$1,000-$10,000 x x
Uso de ultrasonido para identificar fugas
Use Ultrasound to Identify Leaks
< $1,000 x x x
x x
56
Título del documento
Reparación de fugas durante el reemplazo de tuberías
Perform Leak Repair During Pipeline Replacement
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
< $1,000
Prueba y reparación de las válvulas de seguridad de presión
Test and Repair Pressure Safety Valves
< $1,000 xx x x
Acercar las válvulas de las compuertas a prueba deincendios para reducir fugas en las estaciones de compresores
Move Fire Gates In to Reduce Venting at Compressor Station
> $10,000 x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 3-10 años
Diseñar las válvulas de aislamiento para minimizar los volúmenes de purga de gas
Design Isolation Valves to Minimize Gas Blowdown Volumes
$1,000-$10,000 x
x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: > 10 años
Prueba de las válvulas de alivio de presión de la estación de compuertas con nitrógeno
Test Gate Station Pressure Relief Valves with Nitrogen
< $1,000 xxx
Instalación de válvulas deexceso de flujo
Test Gate Station Pressure Relief Valves with Nitrogen
> $10,000 x
57
Título del documento
Purga y retiro de gasómetros a baja presión
Purge and Retire Low Pressure Gasholders
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: N/A
< $1,000 x
Sustituir la capa del tanque de agua de gas natural a gas producido rico en CO2
Convert Water Tank Blanket from Natural Gas to Produced CO2 Gas
$1,000-$10,000 x
Consolidación de la producción de petróleo crudo y los tanques de almacenamiento de agua
Consolidate Crude Oil Produc-tion and Water Storage Tanks
> $10,000 x
Instalación de almacenamiento presurizado de líquido de condensación
Install Pressurized Storage of Condensate
> $10,000 x
Instalación de unidades de recuperación de vapor en tan-ques de almacenamiento
Installing Vapor Recovery Units on Storage Tanks
> $10,000 x
Recuperación de Gas durante Carga de Condensado
Recover Gas During Condensate Loading
$1,000-$10,000 x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
x x
Tanques
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 3-10 años
x x
Plazo calculado de recuperación de la inversión: > 10 años
Captura del metano liberado de la tubería del tanque de almace-namiento de líquidos
Capture Methane Released from Pipeline Liquid Storage Tanks
< $1,000 x
58
Título del documento
Inyección de Gas dePurgado en Tuberías Principales a Presión Baja o en el Sistema de Gas Combustible
Inject Blowdown Gas into Low Pressure Mains or Fuel Gas System
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 año
< $1,000 x
Forro compuesto para repara-ción de defectos de tubería que no impliquen fugas
Composite Wrap for Non-Lea-king Pipeline Defects
$1,000-$10,000 x
Inserción de revestimientos flexibles en las tuberías
Insert Gas Main Flexible Liners
$1,000-$10,000
Uso de técnicas de reducción de bombeo para bajar la pre-sión de gas antes de efectuar un mantenimiento
Using Pipeline Pump-Down Techniques to Lower Gas Line Pressure Before Maintenance
> $10,000
Instalación de eyector
Install Ejector
$1,000-$10,000 x
x
Tuberías
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 3-10 años
x
Uso de Hot Taps para lasconexiones de tuberías en servicio
Using Hot Taps for In-Service Pipeline Connections
> $10,000 x
x
x x
Recuperación de gas de las operaciones de raspado de tuberías
Recover Gas from Pipeline Pigging Operations
> $10,000 xxx
Plazo calculado de recuperación de la inversión: > 10 años
Inspección anual de las tuberías colectoras
Inspect Flow Lines Annually
< $1,000 x
59
Título del documento
Uso de una capa protectora mejorada en cruces de tuberías que cruzan ríos y canales
Use of Improved Protective Coating at Pipeline Canal Crossings
Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
< $1,000 xxx
Uso de gases inertes y raspatu-bos para realizar el purgado de tuberías
Use Inert Gases and Pigs to Perform Pipeline Purges
< $1,000 x x
Conversión de controles neuméticos a mecénicos
Convert Pneumatics to Mechanical Controls
< $1,000 x x x
Reducción de la Frecuencia de Sustitución del Rotor en los Medidores de Flujo Tipo Turbina
Reduce Frequency of Replacing Modules in Turbine Meterson Storage Tanks
< $1,000 x
Convierta los controles neumé-ticos de gas a aire comprimido para instrumentación
Convert Gas Pneumatic Controls to Instrument AirCondensate Loading
> $10,000 xx x
Instalación de mecanismos electrónicos para la ignición de antorchas
Install Electronic Flare Ignition Devices
$1,000-$10,000
Título del documento Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 año
Tanques
Controles / Equipo Neumático
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
xx x
Sustitución de Medición de Orificio Bi-Direccional por Medidores Ultrasónicos
Replace Bi-Directional Orifice Metering with Ultrasonic Meters
> $10,000 x
60
Título del documento Costos de Capital (US $) Producción Transmisión y DistribuciónProcesamiento
Inspección y mantenimiento dirigidos de las estaciones de ingreso e instalaciones superficiales
Directed Inspection and Maintenance at Gate Stations and Surface Facilities
< $1,000
Inspección y mantenimiento dirigido en estaciones compresoras
Directed Inspection andMaintenance at Compressor Stations
> $10,000
Inspección y mantenimiento dirigidos en plantas de procesa-miento de gas y estaciones de recompresión
Directed Inspection and Mainte-nance at Gas Processing Plants and Booster Stations
> $10,000
x
x
x
Otros
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 0-1 año
Plazo calculado de recuperación de la inversión: 1-3 años
61
ANEXO 3 – Factores de emisión de Metano
Factores de Emisión SIGEACategoria: Fuentes de Combustion Directa
1. Unidades de Combustión Externa (Ejemplo: Caldera, Hornos, Tratadores, Calentadores)1.1 Combustión de Gas Natural
Factor
de EmisiónC alidad Fuente
CH 4
lb/s cf
Alta capacidad ( > 100 MMBtu/h)
Quemadores
de
baja
emisión de
NOX 2,30E-06B Tabla 1.4-2 AP-42
Recirculación del gas 2,30E-06B Tabla 1.4-2 AP-42
Sin controlEquipos si n control post-NSPS ( >250 MMBtu/h
e instal ación después de
1971 ó 100 - 250 MMBtu/h
e instal ación desde 1984) 2,30E-06 B
Tabla 1.4-2 AP-42
Equipos si n control pre-NSPS 2,30E-06 B Tabla 1.4-2 AP-42
Baja capacidad ( < 100 MMBtu/h)
Quemador
de
baja
emisión de
NOX y recirculación del gas 2,30E-06B Tabla 1.4-2 AP-42
Quemadores
de
baja
emisión de
NOX 2,30E-06B Tabla 1.4-2 AP-42
Sin control
Caldera, horno o calentador 2,30E-06 B Tabla 1.4-2 AP-42
CH 4CH 4Descripción de
equipo y mecanismo de control
2. Unidades de Combustión Interna (Ejemplo: Generadores eléctricos, motores de combustión interna)2.1 Combustión de Gas Natural
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH4
Ton/MMBTU
Números de Strock
Motores de Combustion Interna (4 strock) 0,00057C Table 4.5 API 2004
Motores de Combustión Interna (2 strock) 6,58E-04T abla 3.2-1 AP42
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH4
lb/Btu
Turbogas 8,60E-09 C Tabla 3.1-2a AP-42
CH 4CH4
CH4
Descripción de equipo y mecanismo de control
CH4Descripción de equipo y mecanismo de control
62
2.2 Combustión Diesel /Crudo
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH4
Ton/MMBTU
Alta capacidad ( > 600 HP)
Motores de Ciombustion Interna (Diesel) 3,67E-06E Table 4.5 API 2004
Motores de Combustion Interna (Crudo) 3,67E-06 Table 4.5 API 2004
Baja capacidad ( < = 600 HP)
Motores de Combustion Interna (Diesel) 1,47E-05 D,ET abla 4,5 API Compend.
CH4CH4Descripción de equipo y mecanismo de control
Categoria: Fuentes Indirectas
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH 4
kg/MWh
Electricidad Importada0 ,0028N DAppendix F. Electricity Emission Factors. U.S.
Department of Energy. Form EIA-1605 (2007)
CH 4CH 4Descripción de equipo y mecanismo de control
Electricidad Importada
Categoria: Fuentes Fugitivas1. Fugitivas por pérdidas en tubería y accesorios 1.1 Fugitivas Refinación y Producción
Factor de Emisión Calidad Fuente
CH4kg / h.accesorio
Accesorios para facilidades de gas
Equipos y/o Procesos
Válvulas (vapores dulces) 0,04351 C
Válvulas (vapores amargos) 0,00518 C
Bridas y/o conectores(vapores dulces) 0,00253 C
Bridas y/o conectores (vapores amargos) 0,00031 C
Sellos de compresores (gas/vapor) 0,80488 C
PRV's (gas/vapor) 0,12096 C
Compresores
Accesorios para facilidades de crudo
Equipos y/o Procesos
Válvulas (l ight l iquid services) 0,0012 C
Válvulas (heavy liquid services)
Válvulas (gas/vapor) 0,01417 C
Bridas y/o conectores(l iht l iquid services)0,00019
CTable 8.3. Emission Inventory Guidebook; Sept., 19Extration and Distribution of fossil fuels
Bridas y/o conectores (gas/vapor) 0,00079 C
Sellos de compresores (gas/vapor) 0,80488 C
PRV's (gas/vapor) 0,12096 C
Open ended lines 0,0037 CTable 8.3. Emission Inventory Guidebook; Sept., 19Extration and Distribution of fossil fuels
Sellos de bombas0,0209 C
US-EPA. Assesment of atmospheric emissions frompetroleum refining. 1980
Tabla 1.11 Guía de la CAPP, 2003
Tabla 1.11 Guía de la CAPP, 2003
CH4
Tabla 1.11 Guía de la CAPP, 2003
CH4Descripción de equipo y mecanismo de control
63
1.1 Fugitivas Transporte
Factor
de EmisiónC alidad Fuente
CH4
Ton/
h.accesorio
Accesorios TerminalesEquipos y/o Procesos
Valves
in ROG vapor service3 ,10E-06N D
Valves
in
lig ht
li quid service 5,18E-07 ND
Valves
in
Heavy li quid serviceN D
Pumps in
lig ht
liq uid service 4,55E-06 ND
Pumps in
Heavy liq uid service 9,32E-07 ND
Compresso rs
in vapor recovey service3 .65E10-5N D
PRV´s to
atmosphere (no rupture disc)4 ,87E-05N D
Flanges (Bridas) ND
Sello s de bombas
Descripción de equipo y mecanismo de controlCH4
Guidelin e for fugitive
emissi ons calculations, June
2003 , South Coas t Air Qualit y Management District
CH4
Nota: Entender CAPP como Canadian Association of Petroleum Producers
2. Fugitivas por tratamiento aerobio de aguas residuales2.1 Tratamiento aerobio de aguas residuales
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH 4
kg/m3
Tratamiento aerobio de aguas resi dual es - Sin control 0,0037D Tabla 2 EMEP-CORINAIR WT091001
CH4CH 4Descripción de equipo y mecanismo de control
Categoria: Fuentes de Venteo
1. Venteo en Proceso de craqueo catalítico (FCC)-Sin control
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH4
Kg/l
Unidades de craqueo catalítico (FCC) - si n control 0,000924N DTable 6.22 Atmospheric emissions inventories
methodologies in the petroleum industry - ARPEL
CH4CH4Descripción de equipo y mecanismo de control
Nota aclaratoria: La ecuación presentada permite estimar directamente las emisiones de CO2 relacionadas con el proceso de regeneración del catalizador (quema del coque); CC debe entenderse como Carga de Coque al regenerador y CF como la fracción másica de carbono que esta contenida en el coque quemado.
2. Venteo en Proceso Claus (Recuperación de azufre)
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH 4
t/m3 carga
Recuperación de azufre - Proceso Claus 6,540E-07 ±100%T able 5-4; Section 5.1.3 Compendiun 2004 - API
CH 4CH 4Descripción de equipo y mecanismo de control
Nota: La ecuación presentada para estimar emisiones de SOX en el Proceso Claus esta en función de la eficiencia en la recuperación de azufre del proceso y en la rata de producción de azufre de la Unidad.
64
7. Venteo en Proceso de Deshidratación con Glicol
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH4
ton/106sfc gas procesado
Venteos para facilidades según sección del proceso
Sin control
Producción - 78,8% molar de CH45 ,29E-03
Procesamiento de gas - 86,8% molar de CH42 ,33E-03
Transmisión de gas - 93,4% molar de CH41 ,80E-03
Almacenamiento de gas - 93,4% molar de CH42 ,25E-03
Venteos para facilidades según tipo de arreglo
Bomba a gas sin separador flash6 ,41E-03
Bomba a gas con separador flash1 ,54E-04
Bomba eléctrica sin separador flash1 ,67E-03
Bomba eléctrica con separador flash1 ,27E-04
CH4CH4Descripción de equipo y mecanismo de control
Table 5-2. Segment Specific Uncontrolled Gas Dehydration CH4 Emission Factors - Compendium API 2009.
Table 5-3. GRI-GLYCalcTM-Generated Dehydra-tion Methane Emission Factors - Compendium API 2009.
Categoria: Fuentes Móviles2. Moviles por tipo de Vehículo
Factor de EmisiónC alidad Fuente
CH4
g/mi
Camiones Ligeros a Gasolina
Modelo
Model Years 1987-1993 0,0813 ND
Model Year 1994 0,0646 ND
Model Year 1995 0,0517 ND
Model Year 1996 0,0452 ND
Model Year 1997 0,0452 ND
Model Year 1998 0,0391 ND
Model Year 1999 0,0321 ND
Model Year 2000 0,0346 ND
Model Year 2001 0,0151 ND
Model Year 2002 0,0178 ND
Model Year 2003 0,0155 ND
Model Year 2004 0,0152 ND
Model Year 2005 0,0157 ND
Camiones Ligeros a Diesel
Modelo
Model Years 1960-1982 0,0011 ND
Model Years 1983-1995 0,0009 ND
Model Years 1996-2004 0,001N D
CH4
Table 13.4 Default CH4 and N2O Emission
Factors for Highway Vehicles by Model Year.
General Reporting Protocol
for the Voluntary Reporting Program. The Climate
Registry.
Table 13.4 Default CH4 and N2O Emission
Factors for Highway Vehicles by Model Year.
General Reporting Protocol
CH4Descripción de equipo
65
ENERGÍA PARA EL FUTURO
