METODOLOGÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y

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1 METODOLOGÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS DE METANO EN CAMPOS DE PRODUCCIÓN ENERGÍA PARA EL FUTURO

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3 Ecopetrol Instituto Colombiano del Petróleo Metodología para la identificación y cuantificación de emisiones fugitivas de metano en campos de producción. Autores MSc. Edgar Eduardo Yáñez Angarita Ecopetrol MSc. Mónica Andrea Gualdrón Mendoza Cooperativa de Trabajadores Profesionales - CTP Colaboración Técnica Especial MSc. Carey Bylin International programs leader, oil and gas GMI - EPA Colaboradores Ing. Edward Ribero Rangel Ing. Leonardo Franco Sandoval Ing. Jorge Sáchica Avila Ing Victor Arrieta Ortega Ing. Jairo Gonzalez Barajas MSc. Martha Yolanda Herrera Zapata Ecopetrol Ing. Don Robinson Ing. Ignacio Russo ICF Esp. Lyna Esperanza González UT NATFRAC - DTH Revisión General Dirección Cambio Climático Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible Piedecuesta - Santander, Diciembre de 2014 ISBN:

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5 Resumen El calentamiento global generado por el incremento de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) es una de las más serias amenazas ambientales, sociales y económicas que actualmente enfrenta el planeta, por tanto es fundamental que cada individuo, organización o país esté involucrado 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 Corporativa y de su Marco Estratégico 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.

6 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 producción, plantas de gas y estaciones de recolección de crudo y gas en Ecopetrol S.A. El propósito se orienta a la transferencia de conocimiento 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.

7 Contenido Resumen Contenido Lista de figuras Lista 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 Emisiones Conclusiones Bibliografía

8 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 pozos Figura 9. Sistema de empaquetadura de vástago de un compresor típico Figura 10. Sistema del aceite en los compresores centrífugos Figura 11. Sistema de control neumático de gas natural Figura 12. Esquema de señales y accionamiento Figura 13. Detección de fugas con solución jabonosa Figura 14. Detector electrónico Figura 15. Analizador de vapor Figura 16. Detector acústico de fugas Figura 17. Venteo en tanque Figura 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 turbina Figura 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 fugas Tabla 2. Técnicas de detección y medición Lista de Anexos Anexo 1. - Especificaciones Técnicas Equipos de Detección y Medición Anexo 2. - Alternativas de recuperación emisiones CH 4 Anexo 3. - Factores de emisión de Metano Anexos Dgitales AD-1. Formulario EPA (Análisis Previo) 3

9 1 Cuál es la importancia del metano? Cada día grandes cantidades de emisiones de metano (CH 4 ) son generadas como consecuencia de la descomposición de materia orgánica en los vertederos de desperdicios sólidos municipales de algunos sistemas de almacenamiento 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 (CH 4 ) es un hidrocarburo y principal componente 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 (CO 2 ), lo que lo convierte en un importante contribuyente al cambio climático, especialmente a corto plazo (aproximadamente 12 años); se han incrementado 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 millones de toneladas de CO 2e (MtCO 2e ), siendo el 22% generado por la industria de petróleo y gas natural [1]. Para este mismo año, las emisiones netas de metano en Colombia se estimaron en 62,5 MtCO 2e, de las cuales 8,7 MtCO 2e corresponden a emisiones por la industria de petróleo y gas natural. 9

10 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 podrían 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. 10

11 2 Dónde están las emisiones de metano en la industria de petróleo y gas? Producción de Petróleo Venteo de gas anular de pozos de crudo Emisiones por venteos de tanques de almacenamiento de crudo Terminación de pozos, rehabilitación de pozos y purgas Venteo de bombas y deshidratadores Dispositivos neumáticos a gas Producción y Procesamiento de Gas Natural Fugas y venteos de compresores reciprocantes Fugas y venteos de compresores centrífugos con sellos húmedos Purgas y fugas de plantas procesadoras Transporte de Gas Dispositivos neumáticos a gas Fugas de tubería y blowdown Fugas y venteos de compresores alternativos y centrífugos Venteos y fugas de estaciones de comprensión Distribución de Gas Fugas de tuberías y sistemas de distribución Fugas en estaciones reguladoras y de medición Evacuación de gasoductos Producción de Costa Afuera Fugas y venteos de compresores centrífugos Venteos fríos en plataformas Fugas Figura 1. Principales fuentes de emisiones de metano en sector petróleo y gas Fuente: Figura adaptada del gráfico original de la AGA (American Gas Association, en inglés). A lo largo de la cadena de valor de petróleo y gas natural, se generan emisiones de metano 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), ver Figura 1. Mientras que algunas de estas fuentes de emisiones son tecnológicas o intencionales (venteo de tanques, sellos y sistemas 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. 11

12 Fuentes de emisión de metano Las emisiones de metano provienen de las siguientes fuentes directas: Venteo: Emisiones operativas por diseño de los equipos. Estas emisiones 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: 12

13 El uso de gas natural presurizado en vez de aire comprimido como suministro para los dispositivos neumáticos (bombas de inyección 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 instrumentos). Controladores neumáticos (presión, 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 productos 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 gaseosas procedentes de las unidades de tratamiento de petróleo y gas (descarga gaseosa 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 operaciones normales, como el venteo de las empaquetaduras de los compresores reciprocantes 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 tanques de almacenamiento, separadores API, unidades de flotación del aire disuelto y formación de gas biogénico a partir de los estanques colectores. 13

14 Componentes y/o equipos generadores de emisiones A continuación se describe dónde pueden presentarse fugas y venteos para cada tipo de componente y/o equipo, facilitando entonces los estudios de detección y medición de emisiones. Válvulas 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 atmósfera; 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 separados. Por su parte, las válvulas de diafragma 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 pequeñas y no es necesaria su medición [3]. Medición a. Válvula de bola b. Válvula de mariposa Figura 2. Puntos de medición de acuerdo al tipo de válvula Fuente:. Fig 2a. Tomada Catálogo FTS de Argentina. / Fig. 2b. Tomada Catálogo Milwaukee 14

15 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 completamente 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 apertura; 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. Diámetro <1 Medición: Centro Diámetro <6 Medición: Centro y alrededor del filo interno Diámetro >6 Medición sobre x y alrededor del filo interno Figura 3. Puntos de medición en finales de línea Fuente: Figura adaptada de J. Rodríguez [3]. 15

16 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 incidentes de alivio de presión, no se consideran fugas; es decir, las fugas en los mecanismos 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. 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. Medición Casquillo Entre los más usados están las válvulas de alivio de presión (PRV) o válvulas de seguridad, las cuales están diseñadas para abrirse cuando se excede su presión de calibración, produciéndose el disparo de la válvula, y para cerrarse cuando se desciende de dicha presión. Bocina Resorte 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, permitiendo la despresurización; por tanto, durante operación normal se considera que los discos de ruptura no tienen emisiones fugitivas. Sin embargo, como precaución, estos discos no están permitidos para pequeños diámetros debido a que pueden obstaculizar el flujo [3]. Área alterna de medición Boquilla A Proceso Disco Este tipo de dispositivos no deben ser inspeccionadas cuando estén evacuando o Figura 4. Puntos de medición en una válvula de alivio de presión Fuente: Figura adaptada de J. Rodríguez [3]. 16

17 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 deterioro 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. Medición Medición a. Brida y unión por anillo b. Conexión roscada Figura 5. Puntos de medición de acuerdo al tipo de conexión Fuente: Adaptación de las figuras: a.tomada por el autor. b. Figura adaptada de J. Rodríguez [3]. 17

18 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 encerrado 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 alternativas, 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 deterioro, estrés térmico o por vibraciones. Dependiendo del líquido que se escapa, este se puede evaporar y también ser una fuente importante de emisiones. Figura 6. Puntos de medición en bombas centrífugas Fuente: a. Tomado catálogo Sulzer - b. todoproductividad.blogspot.com 18

19 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 circulación 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. Gas a venta A la atmósfera (Metano / otros vapores y agua) Entrada de gas húmedo Torre de absorción TEG TEG rico Rehervidor/ regenerador de TEG Gas combustible Bomba de inyección de TEG TEG rico TEG pobre Bomba de intercambio de energía Figura 7. Sistema de deshidratación TEG Fuente: Figura adaptada de EPA. U.S Enviromental Protection Agency [5] 19

20 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 disueltos, 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 atmósfera 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 acumula en el espacio anular entre la carcasa y el tubo en un pozo de crudo. Esto es generalmente útil, ya que obliga a que el crudo producido 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 operadores 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. Figura 8. Gas Anular de Pozos Fuente: Foto Cortesía David Picard. Clearstone 20

21 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 (información 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. (Side View, Cut in Half) Cylinder (In Three Segments) Springs (Side View, Cut in Half) Figura 9. Sistema de empaquetadura de vástago de un compresor típico Fuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [6]. 21

22 El sistema consiste de una serie de aros flexibles que se encastran alrededor 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, normalmente 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 pérdidas 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 presión 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] 22

23 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 compresor), contaminando así el aceite del sello. Este aceite es purgado del gas absorbido (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 producción, 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 sistemas neumáticos con gas. Figura 11. Sistema de control neumático de gas natural Fuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [8]. Salida de gas Leyenda: CP - controlador de presión CNL - controlador de nivel de líquido Fluidos de CHL Salida de líquido Red de tuber[ias de los sistemas de instrumentación y control Receptáculo separador Gas natural de la planta Regulador de presión Red de PSI Servicios generales 23

24 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 liberación 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. Movimiento hacia arriba Punto de apoyo Hacia arriba Instrumento de control de nivel de líquido Nivel de líquido Hacia Fuga Movimiento hacia abajo abajo Suministro de gas neumático para instrumentación Hacia / desde el accionador de la válvula Pared de receptáculo separador Accionador de la válvula Cerrar Diafragma Flujo de líquido del separador Abrir válvula Figura 12. Esquema de señales y accionamiento Fuente: EPA. U.S Enviromental Protection Agency [8]. 24

25 3 Cómo detectar las emisiones de metano? Para la detección de fugas existen diferentes métodos cuya facilidad, tiempo y costos varían 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: 25

26 Tabla 1. Técnicas de detección de fugas 26 Método Detección con solución jabonosa Descripción: Rociar una solución jabonosa en los componentes pequeños y accesibles. Componentes para identificación de fugas: Uniones roscadas, conexiones de tuberías, tapones y bridas. Utilidad: Para ubicar las conexiones y accesorios flojos, los cuales puedan apretarse de inmediato y para una revisión rápida del ajuste de la reparación. Tipo de procedimiento: Rutina

27 Método Detección electrónica - Olfateador Descripción: Se usan pequeños detectores de mano o dispositivos de olfato que tienen sensores catalíticos diseñados para detectar la presencia de gases específicos. Componentes para identificación de fugas: De uso en aberturas grandes que no pueden ser detectados con jabón. Utilidad: Dependiendo de la sensibilidad del instrumento, puede ser difícil la detección de fugas en áreas con concentraciones elevadas de hidrocarburo en el ambiente. Tipo de procedimiento: Específica Fotografía Figura 14. Detector electrónico Fuente: Bascom-Turner Instruments, Inc. Equipo sugerido: Detector de Gas Natural Bascom-Turner Marca: Gas Sentry Modelo: CGI-211 Especificaciones Técnicas: Anexo 1 27

28 Método Analizadores de vapor orgánico y analizadores de vapor tóxico Descripción: 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 ppm. El analizador de vapor tóxico es una combinación del detector de ionización de llama y el detector de fotoionización, que puede medir los vapores orgánicos a concentraciones superiores a 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 concentración se observan al mover la sonda lentamente a lo largo de la interfaz o la abertura, hasta que se obtenga la lectura de la concentración 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 componentes por hora aprox., y los instrumentos requieren calibrarse con frecuencia. Componentes para identificación de fugas: Uniones roscadas, conexiones de tuberías, tapones y bridas. Utilidad: Permite la cuantificación de las emisiones identificadas por métodos como el del agua jabonosa. Tipo de procedimiento: Fotografía Específica Figura 15. Analizador de vapor Fuente: Testo AG Equipo sugerido: Analizador de gases de combustión Testo Marca: Testo Modelo: Testo 350 Especificaciones Técnicas: Anexo 1 28

29 Método Detección acústica de fugas Descripción: Dispositivos portátiles diseñados para detectar señales acústicas que ocurren cuando escapa gas presurizado a través de un orificio, como consecuencia del flujo de torbellino producido por el paso del gas de una zona de alta presión a uno de baja. Componentes para identificación de fugas: Válvulas, dispositivos de alivio de presión y equipos de difícil acceso ya que permiten identificar fugas a distancias mayores de 100 pies. Utilidad: 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. Tipo de procedimiento: Rutina Fotografía Figura 16. Detector acústico de fugas Fuente: Physical Acoustics Corp Equipo sugerido: Detector de fugas digital Marca: Physical Acoustics Corp Modelo: 5131 Portable Intrinsically Safe Monitor 29

30 Método Detección con cámara infrarroja Descripción: Dispositivo portátil diseñado para detectar emisiones de hidrocarburo 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. Componentes para identificación de fugas: Todos los componentes, incluyendo aquellos no accesibles (e.g. venteos de alto nivel) dado su carácter óptico. Utilidad: 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. Tipo de procedimiento: Rutina Fotografía Figura 17. Cámara infrarroja Fuente: FLIR Systems, Inc Equipo sugerido: Cámara Infrarroja Marca: FLIR SYSTEMS Modelo: GasFindIR Especificaciones Técnicas: Anexo 1 30

31 Método Descripción: 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 emplea la tecnología conocida como láser diodo giratorio Espectroscopía 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 convierte en una señal eléctrica que transporta la información necesaria para deducir la concentración de metano relativa (pueden ser reportadas en partes por millón). Componentes para identificación de fugas: Todos los componentes dado su carácter auditivo. Utilidad: Tipo de procedimiento: Permite la detección de la fuga y deduce la concentración de metano relativa (pueden ser reportadas en partes por millón) Rutina Fotografía Figura 18. Detector Remoto de Fugas de Metano (RMDL ): Fuente: Heath Consultants Incorporated. Equipo sugerido: Detector Remoto de Fugas de Metano Marca: Heath Consultants Modelo: RMLD-IS Especificaciones Técnicas: Anexo 1 Fuente: Construcción propia [10] 31

32 4 Cómo cuantificar las emisiones de metano en la instalación? métodos y tecnologías de cálculo entre los que se cuenta con cálculos de ingeniería, factores de emisión, herramientas informáticas (software) y la medición directa [10]. Se debe seleccionar el método de cálculo más exacto que se encuentre a su disposición y el que esté de acuerdo a la situación de análisis. De acuerdo al método seleccionado es requerida cierta información de diseño y operación 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 consumida en los equipos. 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 desarrollado una variedad de métodos con este fin. Los lineamientos del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) indican una jerarquía de Condiciones de operación (flujos, presión, temperatura, tiempo de residencia) de los equipos. Número y clasificación de dispositivos neumáticos (operados con gas). Cantidad de gas enviado a quema. 32

33 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 emisiones y otras áreas con bajos niveles de las mismas. Esta información es importante no solo desde una perspectiva de cuantificación de emisiones, sino también desde la identificación de prácticas operacionales, 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) 33

34 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 manual que indica la velocidad del gas que pasa a 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 requieren la captura completa del flujo de emisiones. La colocación del anemómetro en el centro de la abertura del venteo en la tubería o insertándolo a través de un puerto en la línea de ventilación, es posible medir la máxima velocidad del flujo de las emisiones. Las revoluciones de las aspas son detectadas magnéticamente y correlacionadas a una velocidad de flujo. Usando el diámetro de la tubería, el área de sección transversal de la tubería puede 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 estimación de las emisiones puede ser menos precisa si la dirección del flujo en la tubería 34

35 cambia muy cerca de la medición con el anemómetro, 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 $ 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 través 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 mantenido 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 eléctrica 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 transversal conocida (por ejemplo, las líneas a TEA) y no requieren la captura completa del flujo de emisiones. La estimación de flujo es más precisa cuando el elemento de alambre caliente se coloca en el centro del flujo de venteo, cerca del extremo abierto, y adicionalmente se mide la temperatura de la corriente. El rango de medición de este tipo de anemómetros 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 inserción, 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

36 Para asegurar la exactitud de las mediciones se recomienda desarrollar curvas de calibración siguiendo las instrucciones del fabricante. Los costos de adquisición de estos equipos pueden variar entre $ 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 segundos 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 calibrada Fuente: 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 embolsado 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 36

37 natural alrededor de varios accesorios de tubería, empaquetaduras de válvulas y sellos de compresores que se encuentran en instalaciones 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 primer 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 capturada, así como la concentración de gas de hidrocarburo del entorno (Figura 20). Las emisiones 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]. Las mediciones de las muestras se corrigen con relación a la concentración del hidrocarburo 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 concentración del gas del entorno y la concentración 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 concentraciones de metano en el aire. Ecuación 4 Donde los resultados son reportados en litros por minuto (l/min) o pies cúbicos estándar por minuto de CH 4 (scfm ó ft 3 /min) y las tasas de fuga medidas de 0,05 8 ft 3 /min. Tasas de fugas mayores a 8 ft 3 /min deben medirse usando técnicas de embolsado o medidores de flujo. Dos operadores pueden medir 30 componentes 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 Figura 20. Mediciones con el HFS Bacharach Fuente: Fotografías tomadas durante el acuerdo de cooperación entre Ecopetrol S.A. y la EPA Usados para medir fugas sumamente grandes que anegarían otros instrumentos. Losmedidores de flujo generalmente canalizan el flujo de gas de una fuente de fuga a través de un tubo calibrado. El flujo levanta un flotador dentro del tubo, indicando la tasa de fuga. Debido a que los rotámetros son voluminosos, estos instrumentos funcionan mejor en líneas de extremo abierto y componentes similares, en donde el flujo entero puede canalizarse a través del medidor. No obstante, los rotámetros y otros dispositivos de medición de flujo pueden complementar las inspecciones hechas usando analizadores TVA, muestreadores dealto volumen o embolsado. 37

38 Entre este tipo de equipos se encuentran el medidor de turbina marca Fox, empleado para medir el flujo de masa superiores a 10 ft 3 /min (Figura 21); así mismo se encuentra el anemómetro de hilo caliente CECO, entre otros. a. Correlaciones de diseño desarrolladas, como por ejemplo por pérdidas de tanques, pérdidas por manejo de materiales y descargas de procesos de tratamiento de aguas. b. Uso de especificaciones de diseño de equipo, Ej.: velocidad y eficiencia de remoción y velocidad de secado, entre otros. Este tipo de cálculos se utilizan principalmente para estimar emisiones al aire de fuentes puntuales provenientes de equipo anticontaminante. Figura 21. Medidor de turbina Fuente: Fotografías tomadas durante el acuerdo de cooperación 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 balance de masa o fundamento estequiométrico específico para una planta o proceso. Este tipo de métodos requiere principalmente el conocimiento técnico del proceso. Otros detalles también pueden ser importantes, dependiendo 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, propiedades 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: 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 con un nivel relativamente bajo de esfuerzo; normalmente los datos operativos son accesibles 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 emisiones 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 rápido para estimar las emisiones con un nivel 38

39 relativamente bajo de esfuerzo. Estos factores son cocientes calculados que relacionan emisiones de GEI a una medida de actividad en una fuente de emisión [13]. Generalmente, se expresa como el peso de un gas dividido entre 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 considerando 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 de emisión es: Donde: Ecuación 5 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 Latinoamérica 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 termodinámicas tales como la presión, temperatura y el volumen de un material específico en equilibrio termodinámico. Es un programa de software diseñado para estimar las emisiones 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 dentro del tanque y, iii) estáticas, debidas a los cambios de temperatura y presión diarios y estacionales. HYSYS: Simulador de proceso con capaci- 39