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Lecciones aprendidas
de los socios de Natural Gas STAR
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NaturalGas/S
EM POLLUTION PflfVEKTFR *
Reduccion de emisiones al detener el
funcionamiento de los compresores

IB
Sumario
Los compresores se utilizan a lo largo de tocla la industria
de gas natural para mover el gas desde los sitios de
produccion y procesamiento hasta los sistemas de
distribucion del cliente. Periodicamente deben ser
detenidos para su mantenimiento, parada operacional, o
testeo de parada debido a una emergencia, y, como
resultado, puede liberarse metano a la atmosfera de varias
fuentes. Cuando se detienen y cierran sus valvulas los
compresores, generalmente la alta presion del gas
remanente dentro de los mismos y las tuberias entre las
valvulas de aislacion se ventea a la atmosfera (blowdown
o descarga) o se lo quema. Ademas de las emisiones de
descarga, un sistema despresurizado puede continuar
perdiendo gas en las valvulas de aislacion de la unidad que
esten defectuosas o que hayan sido selladas
incorrectamente.
Los socios de Natural Gas STAR han descubierto que
algunos pequenos cambios en las practicas operativas y en
el diseno de los sistemas de descarga pueden ahorrar
dinero y reducir significativamente las emisiones de
metano manteniendo los sistemas total o parcialmente
presurizados durante la descarga. Si bien los sistemas
presurizados tambien pueden perder por la valvula de
descarga cerrada y por la empaquetadura del vastago del
compresor reciprocante, se pueden reducir las emisiones
totales en forma importante. En este escrito se discuten
cuatro opciones para reducir las emisiones al sacar
compresores de funcionamiento. Los mismos incluyen:.
*	Mantener los compresores presurizados cuando no
esten en funcionamiento.
*	Conectar las tuberias de venteo de descarga al
sistema de gas combustible y recuperar todo, o una
porcion, del gas venteado.
*	Instalar sellos estaticos en la empaquetadura del
vastago del compresor.
*	Instalar eyectores en las lineas de venteo de
descarga.
Beneficios economicos y ambientales
Metodo para reducir
las perdidas de gas
natural
Volumen de
ahorro de gas
natural (Mcf)
Valor de los ahorros de gas natural
($)
$3 por Mcf $5 por Mcf $7 por Mcf
Costo de
implementacion
($)
Retorno1 (meses)
$3 por Mcf
$7 por
Mcf
Opcion 1. Mantener el
compresor a la presion
de la tuberfa2
3,800
$11,400
$19,000
$26,600
$0
Inmediato
Inmediato Inmediato
Opcion 2. Mantener el
compresor presurizado
y enviar el gas al
sistema de gas
combustible2
5,100
$15,300
$25,500
$35,700
$2,040
2
1
1
Opcion 3. Mantener el
compresor presurizado
e instalar sello estatico2
5,000
$15,000
$25,000
$35,000
$4,900
4
3
2
Opcion 4. Instalar
eyector.3
780
$2,340
$3,900
$5,460
$11,644
60
36
26
1 tasa 10% descuento. 2 ahorros incrementales para compresores de carga pico.3 Asumel 5 Mcf por descarga y 52 descargas por ano; no incluye la captura de fugas de la unidad o de las
valvulas de descarga (blowdown).
1

-------
Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
El mantener hm compresores totalmente presurizados al
estar fuera cle servicio logra un retorno inmediato—no hay
costos de capital y se evitan las emisiones reduciendo el
promedio de fuga net a. El conectar las lineas de venteo de
descarga al sistema de gas para combustible o a una linea
de gas de menor presion reduce los costos de combustible
para el compresor u otro equipo de la mstalacion. Los
sellos estaticos instalados sobre los vastagos de compresion
eliminan las fugas a traves de la empaquetadura del
vastago cuando un compresor es cerrado con presion. Un
eyector utiliza la descarga de un compresor adyacente
como disparador para bombear gas descargado o perdido
de un compresor cerrado hacia la suction de uno en
funcionamiento o a un sistema de gas para combustible.
Los beneficios de estas practicas consisten en liberar
menos gas, bajar los promedios de fugas y bajar los costos
de combustible, con un retorno, en la mayoria de los casos,
en menos de un ano.
Fundamentos tecnologicos
Los compresores usados en el sistema de gas natural son
puestos en funcionamiento o detenidos para cumplir con la
demanda fluctuante de gas. Las otras ocasiones en que se
los detiene es por mantenimiento, o por cierre de
emergencia. La practica estandar es descargar o ventear el
gas a alta presion que queda en el compresor cuando se lo
detiene. Mientras el compresor es despresurizado, la fuga
de las valvulas de aislacion puede continuar. Se estima que
pierden a un promedio de 1.4 Mcf/hora. Cuando un
compresor esta completamente presurizado, puede perder
metano en la valvula de descarga cerrada y en las
empaquetaduras de los vastagos del compresor. De
acuerdo con la Ilustxacion 1, se estima que este promedio
do fuga de los compresores presurizados es menor,
totalizando 0.45 Mcf/hora contra 1.4 Mcf/hora de un
sistema despresurizado.
El niimero de veces en que un compresor es detenido para
operaciones normales depende de su modo de operation.
Algunos compresores estan disenados como de carga base.
Los mismos se operan la mayoria del tiempo, y pueden ser
sacados de funcionamiento apenas unas pocas veces al ano.
El tiempo fuera de servicio para los compresores de carga
base promedia las 500 horas por ano. Otros compresores
operan a servicios de carga pico, poniendose en
funcionamiento segun se incrementa la demanda y si se
necesitan volumenes adicionales en la tuberia. Estas
unidades se detienen cuando la demanda del mercado
deereee. Los compresores de carga pico pueden ser
operados por aproximadamente 4,000 horas en total
Ilustracion 1: Diagrama del compresor
Blowdown Scenario
Compressor
Rod Packing
Blowdown Valve
(Open)
Unit Valve
(closed-leak)
Depressurized
Pressurized Scenario
Blowdown Valve
(Closed-leak)
Unit Valve
(closed)
Compressor
Rod Packing
(leak)
Pressurized
Leaks
-	Unit Valves
(1.4 Mcf/hour)
-	Blowdown
(15 Met.'/event)
Leaks
-	Blowdown Valves
(0.15 Mcf/hour)
-	Compressor Rod
Packing
(4 rods per
compressor.
0.30 Mcf/hour)
-	Blowdown
(will vary according
to control option)
Fuente: 1999 PRCI Final Report
2

-------
Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
(menos del 50% del ano), pero puestos en funcionamiento o
detenidos hasta 40 veces por ano.
La relacion entre los compresores de carga base y los de
carga pico varia enormemente entre los operadores debido
a las diferentes estrategias de operacion, configuraciones
de sistema, y mercados. En algunas tuberias, el 40% de los
compresores pueden ser de carga base; en otras, el 75%
puede operar de esta manera. Sin importar el modo
operativo, se pueden lograr ahorros significativos en las
emisiones modificando las practicas operacionales y los
disenos de las instalaciones para minimizar la cantidad de
gas natural emitida durante los periodos en que esten
detenidos.
La mayor fuente de emisiones de metano asociada con
salidas de servicio de los compresores es el venteo del gas
que permanece en el compresor al despresurizar el sistema
y la tuberia asociada con el compresor. El volumen de gas
liberado durante una descarga depende de varios factores,
incluyendo el tamano del compresor, la presion de la
tuberia, y el volumen contenido en el cano entre las
valvulas de aislacion. En promedio, una sola descarga
liberara aproximadamente 15 mil pies cubicos estandar
(Mcl) de gas a la atmosfera.
Debe notarse que todas las opciones discutidas en el
presente trabajo requieren la descarga de un compresor
antes de que pueda ser puesto en linea nuevamente. La
diferencia principal entre el escenario inicial (descargar el
compresor al detenerlo y mantenerlo despresurizado) y las
opciones presentadas es el tiempo de la descarga y el
volumen de la misma (por ej., si el gas de descarga es
enviado al sistema de combustible).
Las valvulas de aislacion de la unidad son otra fuente de
emisiones de metano en los compresores detenidos
despresurizados. Se utilizan valvulas enormes para aislar
al compresor de la tuberia y pueden perder cantidades
importantes de metano. Las valvulas tienen rangos de
fugas aceptables especificados para las tolerancias de
diseno de este tipo de valvula. Se les efectua
	Contenido de metano del gas natural
El promedio de metano en el gas natural varia para el sector de
la industria. El Natural Gas STAR asume el siguiente contenido al
estimar ahorros para las Oportunidades Informadas de los socios.
Produccion
79 %
Procesamiento
87 %
Transporte y distribucion
94 %
mantenimiento periodico para reducir las fugas, pero su
dificil acceso puede originar fugas mas importantes entre
los mantenimientos estipulados. Un promedio de fuga
tipico de estas unidades es de 1.4 Mcf por hora.
Si se mantiene el compresor presurizado mientras no esta
en linea, pueden observarse emisiones de las
empaquetaduras de los vastagos y en las valvulas de
descarga. Los sellos en los vastagos de piston de los
compresores perderan durante las operaciones normales,
pero esta fuga se incrementa en aproximadamente 50% (a
alrededor de 75 scfh por vastago, o 0.3 Mcf/hora, por cada
compresor de cuatro cilindros) cuando un compresor esta
inactivo con una linea de succion completamente
presurizada. Ocurren fugas entre las arandelas de los
sellos y sus copas de soporte, que se cierran por el
movimiento dinamico del vastago del piston y el aceite
lubricante (ver Lecciones Aprendidas de EPA: Reducir
emisiones de metano de las empaquetaduras de los
vastagos del compresor). Las valvulas del sistema de
venteo y quema tambien pueden perder en los sistemas
presurizados a un promedio de 150scfh.
Los socios de Natural Gas STAR han reducido
significativamente las emisiones de metano de los
compresores que se sacan de linea implementando cambios
en los procedimientos de operacion y mantenimiento, asi
como en la instalacion de equipos nuevos. A continuacion
se describen las practicas recomendadas por los socios.
1.	Mantener la presion en la tuberia del compresor
durante la parada. Como se muestra en la
Ilustracion 1, la fuga del sello del compresor y de la
valvula de descarga cerrada se incrementara con el
sistema presurizado, pero aun asi es menor que la fuga
prevista en la valvula de aislacion de la unidad para
un sistema despresurizado. Los socios informan que las
emisiones totales de gas se reduciran hasta 68%,
comparados con las fugas que ocurririan a traves de la
valvula de la unidad si el compresor estuviera detenido
y despresurizado a aproximadamente 0.45 Mcf/hora
para un sistema presurizado.
2.	Mantener el compresor a presion de gas
combustible y conectarlo al sistema . Conectar las
lineas de descarga o de quema (flare) al sistema de gas
combustible permite que el gas se purgue cuando se
detiene un compresor, para ser dirigido a una salida
util. La presion de un compresor detenido iguala la de
la linea de gas combustible (tipicamente 100-150 libras
por pulgada cuadrada, psi). A presion menor, la fuga
total del sistema del compresor se reduce por mas del
3

-------
Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
90%, comparada con la fuga que ocurriria a traves de
la valvula de la unidad si el compresor estuviera
detenido y despresurizado, a aproximadamente 0.125
Mcf/hora por la empaquetadura del vastago del
compresor. La fuga por las valvulas de la unidad hacia
el compresor continua, para alimentar el sistema de
combustible via la conexion de venteo, en lugar de
hacerlo a la atmosfera o quemarse como cuando el
compresor esta completamente despresurizado.
3.	Mantener el compresor a la presion de la tuberia
e instalar un sello estatico sobre los vastagos del
compresor. Un sello estatico sobre los vastagos del
compresor puede eliminar las fugas de las
empaquetaduras de los vastagos durante los periodos
en que este fuera de servicio con el compresor aun
presurizado. Se instala un sello estatico sobre cada eje
afuera de la empaquetadura convencional. Un
controlador automatico se activa cuando el compresor
esta detenido para insertar un sello a prueba de gas
alrededor del eje; el controlador desactiva el sello
cuando se pone en funcionamiento el compresor. Con
este equipo instalado, unicamente habra fugas en la
valvula de descarga (blowdown) cerrada, de alrededor
de 0.15 Mcf/h con el sistema a alta presion. El nuevo
promedio de fugas representaria una reduccion de 89%
de las emisiones que ocurririan si el compresor fuera
sacado de linea y despresurizado.
4.	Instalar un eyector. Un eyector es un pico venturi
que utiliza gas a alta presion como medio de ejercer
suction sobre una fuente de presion mas baja,
descargando en una corriente de gas de presion
intermedia. El eyector puede ser instalado en las
conexiones de descarga por delante y detras de una
valvula parcialmente cerrada, o entre la descarga y
suction de un compresor que crea la presion diferencial
necesaria. El gas capturado y el motriz son entonces
enviados a la suction del compresor o del sistema de
gas para combustible.
Beneficios economicos y ambientales
Los socios de Natural Gas STAR pueden lograr beneficios
economicos y ambientales sustanciales siguiendo simples
pasos para evitar la descarga, o despresurizacion de los
compresores a la atmosfera cuando se los saca de servicio.
Estos beneficios incluyen:
~ Menos liberaciones de gas en brnto : enviando el
gas de descarga del compresor al sistema de gas
combustible, los operadores pueden reducir en forma
Pasos de decision para reducir emisiones al detener compresores:
1.	Identifique alternativas de descarga.
2.	Calcule la cantidad y el valor de las emisiones de metano del escenario
de base (despresurizado).
3.	Calcule el costo y ahorros de las alternativas.
4.	Efectue un analisis economico.
significativa el volumen de emisiones, al mismo
tiempo que recuperan un producto util. Similares
resultados pueden lograrse instalando un eyector
para capturar el gas de descarga y enviarlo a una
salida util.
*	Bajar los promedios de fugas: mantener a los
compresores completamente presurizados puede
evitar fugas importantes en las valvulas de la unidad
de 475 Mcf por ano para unidades con carga minima
y de 3800 Mcf por ano para las de carga maxima (ver
Ilustracion 2). La instalacion de eyectores y de sellos
estaticos sobre los vastagos del compresor cuando la
unidad no esta en servicio tambien reducira la
cantidad de metano que se escape a la atmosfera.
*	Bajar costos de combustible: el enviar el gas del
compresor al sistema de gas combustible utiliza
metano que de otra manera seria venteado o
quemado. Esto reduce los costos de combustible e
incrementa el volumen de gas disponible para su uso
o vent a.
Proceso de decisiones
Cuando se sacan de servicio compresores, los operarios
pueden de forma facil y efectiva en cuanto a costos reducir
las emisiones de metano siguiendo los siguientes pasos:
Paso 1: Identificar las alternativas de descarga.
Se encuentran disponibles las cuatro opciones previamente
descriptas para reducir las emisiones de metano al sacar
de linea los compresores. La factibilidad y costo de
implementation de cada option, ya sea en forma unica o
combinada, debe considerarse al desarrollar
procedimientos de sacado de servicio de un compresor.
*	Opcion 1: Mantener la presion de la tuberia en
el compresor durante el parado.
*	Opcion 2: Enviar el gas a alta presion de la
caneria a combustible, mientras se mantiene el
compresor a presion de gas combustible
4

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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
*	Opcion 3: Mantener los compresores
presurizados e instalar nn sello estatico sobre
los vastagos del compresor.
*	Opcion 4: Instalar nn eyector para enviar el gas
a la succion del compresor o al sistema de gas
combustible
Una practica operativa prudente es evitar despresurizar
por complete los compresores, hasta que vayan a entrar en
linea nuevamente. La Opcion 3 (instalar sellos estaticos)
brinda ahorros de gas adicionales al usarse junto con la
Opcion 1 (mantener el compresor a la presion de la
tuberia) limitando las emisiones fugitivas de gas al
mantener el sistema presurizado. La Opcion 4, instalar un
eyector, recuperara gas de descarga que de otra manera
habria sido venteado y permitira que el operador lo pueda
dirigir a una salida util. Ademas, la Opcion 4 puede
capturar fugas y enviarlas a una salida util, posibilitando
ser implementada en combination con cualquiera de las
otras opciones.
Paso 2: Calcular la cantidad y valor de las emisiones
de metano en el escenario de linea de base
(despresurizado).
Las emisiones totales de metano de los compresores
detenidos, despresurizados es la suma de las fugas al
ventear el compresor y las canerias asociadas y las fugas
en las valvulas de la unidad por el periodo de tiempo en el
cual el compresor esta despresurizado. Los datos clave
para calcular las fugas totales por compresor por ano
incluyen:
~	El numero de descargas por ano (B).
~	El volumen presurizado del compresor entre las
valvulas de aislacion (V). El volumen de gas venteado
por descargas depende del volumen de la cavidad del
compresor, las botellas de succion y descarga y el
volumen de la tuberia entre las valvulas de aislacion,
y la presion. Esto puede calcularse directamente
usando la Ley de Henry (el volumen es inversamente
proporcional a la presion, o PiVi = P2V2). Se acepta
un promedio de 15 Mcf por blowdown como factor de
emisiones por defecto en el programa Natural Gas
STAR.
~	La duration de los periodos de parada (T).
~	El promedio de fuga en las valvulas de la unidad (U).
Las mismas pueden medirse en la toma de venteo de
descargas utilizando dispositivos de medicion
manuales. Los promedios de fuga se incrementan
Ilustracion 2: Ejemplo de calculos de ahorros debido a la implementation de la Opcion 1 comparada
con el escenario de mantener el compresor completamente despresurizado
Presunciones:

Carga minima
Carga maxima
Horas detenido/ano
500
4,000
Promedio fuga valvula de la unidad (Mcf/h)
1.4
1.4
Promedio fuga valvula de descarga (Mcf/h)
0.15
0.15
Promedio fuga empaquet. vastago(Mcf/h)
0.30
0.30
Muestra 1: compresor de carga minima


Ahorro total emisiones fugitivas= emisiones de
linea de base—emisiones Opcion 1
= (500 horas x 1.4 Mcf/h) - (500 horas x 0.45 Mcf/h)
= 475 Mcf/ano

Valor total de gas ahorrado
= 475 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $3,325 por ano

Muestra 2: compresor de carga maxima


Ahorro total emisiones fugitivas= emisiones de
= (4,000 horas x 1.4 Mcf/h) - (4,000 horas x 0.45 Mcf/h)

linea de base—emisiones Opcion 1
= 3,800 Mcf/ano

Valor total del gas ahorrado
= 3,800 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $26,600 por ano

5

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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
generalmente clescle el ultimo mantenimiento de las
valvulas. Se utiliza un valor por defecto de 1,400 scfh
en este analisis.
Las emisiones totales (TE) se calculan como: TE = B*V +
T*U. El valor total (TV) o costo de estas emisiones es TE
veces el precio (P) del gas o TV = TE x P.
La mayoria de esta information se encuentra facilmente
accesible en los registros de operaciones y las
especificaciones de las placas, o puede ser estimada. La
Ilustracion 2 presenta dos ejemplos de calculos de fugas
sobre el escenario de linea de base versus la Option 1, una
para el compresor de carga base, y una para el de carga
pico.
Paso 3: Calcular el costo y ahorros de las alternativas.
Los costos de cada alternativa incluyen la inversion de
capital, el costo incrementado de operation y
mantenimiento (O&M), y el promedio de fuga fuera de
servicio asociado con la option. Se resumen a continuacion
algunos costos informados por algunos socios.
* Opcion 1: Mantener la presion de la caneria en
el compresor durante el cierre. Esta opcion no
tiene costos de capital o de O&M. Cuando se la
Indices de precios Nelson
A fin de contabilizar la inflation en los costos de
equipos y mantenimiento, se utilizan los Indices
trimestrales, Nelson-Farrar Quarterly Cost Indexes
(disponibles en el primer numero de cada trimestre en
la revista Oil and Gas Journal) para actualizar los
costos en los documentos Lecciones Aprendidas. Se
utiliza el indice "Refinery Operation Index" para
revisar costos operativos y el "Machinery: Oilfield
Itemized Refining Cost Index" para actualizar costos de
equipos.
Para utilizarlos, simplemente busque el indice Nelson-
Farrar mas actual, dividalo por el de Febrero de 2006 y
finalmente multipliquelo por los costos adecuados que
figuran en las Lecciones Aprendidas.
aplica, surgen fugas en la empaquetadura del
vastago del compresor (0.3 Mcf/h por compresor) y en
la valvula de descarga (0.15 Mcf/h), totalizando
aproximadamente 0.45 Mcf/h cuando el compresor
esta completamente presurizado.
* Opcion 2: Mantener el compresor a la presion
de gas combustible y conectarlo al sistema de
Ilustracion 3a: Ejemplo de calculos de ahorros debido a la implementacion de la Opcion 2 comparada
con el escenario de mantener el compresor completamente despresurizado
Presunciones:

Carga base
Carga pico
Horas detenido/ano
500
4,000
Promedio fuga valvula de la unidad (Mcf/h)
1.4
1.4
Promedio fuga valvula de descarga (Mcf/h)
0.050
0.050
Promedio fuga empaquet. vastago(Mcf/h)
0.075
0.075
Muestra 1: compresor de carga minima


Ahorro total emisiones por fugas= emisiones
= (500 horas x 1.4 Mcf/h) - (500 horas x 0.125 Mcf/h)

de linea de base—emisiones Opcion 2
= 638 Mcf/ano

Valor total de gas ahorrado
= 638 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $4,466

Muestra 2: compresor de carga maxima


Ahorro total emisiones por fugas= emisiones
= (4,000 horas x 1.4 Mcf/h) - (4,000 horas x 0,125 Mcf/h)

de linea de base—emisiones Opcion 2
= 5,100 Mcf/ano

Valor total de gas ahorrado
= 5,100 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $35,700

6

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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
Ilustracion 3b: Ejemplo de calculos de ahorros debido a la implementation de la Opcion 3 comparada
con el escenario de mantener el compresor completamente despresurizado
Presunciones:

Carga base
Carga pico
Horas detenido/ano
500
4,000
Promedio fuga valvula de la unidad (Mcf/h)
1.4
1.4
Promedio fuga valvula de descarga (Mcf/h)
0.150
0.150
Promedio fuga empaquet. vastago(Mcf/h)
0
0
Muestra 1: compresor de carga minima


Ahorro total emisiones por fugas= emisiones
de linea de base—emisiones Opcion 3
= (500 horas x 1.4 Mcf/h) - (500 horas x 0.150 Mcf/h)
= 625 Mcf/ano

Valor total de gas ahorrado
= 625 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $4,375

Muestra 2: Compresor de carga maxima


Ahorro total emisiones por fugas= emisiones
de linea de base—emisiones Opcion 3
= (4,000 horas x 1.4 Mcf/h) - (4,000 horas x 0.150 Mcf/h)
= 5,000 Mcf/ano

Valor total de gas ahorrado
= 5,000 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $35,000

Ilustracion 3c: Ejemplo de calculos de ahorros de-
bido a la implementacion de la Opcion 4
combustible. Esta opcion implica agregar canerias y
valvulas para clescargar el gas de un compresor
inactivo al sistema de gas combustible de la estacion
compresora u otra linea de venta de baja presion. Los
costos de modification de las instalaciones van desde
$1,470 a $2,600 por compresor. Los principales
determinantes del costo, son el tamano de los
compresores, el numero de accesorios, la longitud de
la caneria, y si se instala un analizador automatico.
Luego de que la presion del compresor se equilibra
con la de la linea de gas combustible, la fuga de la
empaquetadura del vastago del compresor cae a
alrededor de 50 scfh y la de la valvula de descarga a
alrededor de 75 scfh, totalizando 0.125 scfh.
*	Opcion 3: Mantener presurizado e instalar un
sello estatico positivo en los vastagos del
compresor. Si bien es tecnicamente posible y
compatible con ya sea la Opcion 1 como la 2, la
Opcion 3 puede no ser convenient^ en cuanto a costos
si se la usa en conjunto con la Opcion 2 (debido a que
los porcentajes de fuga son significativamente mas
bajos cuando se flota el compresor a presiones de
linea de gas combustible mas bajas). Los sellos
estaticos cuestan alrededor de $825 por vastago, mas
$1,600 de un controlador de activation automatico
para todo el compresor, totalizando $4,900 para cada
compresor de cuatro vastagos. Con la fuga de la
empaquetadura del vastago virtualmente eliminada,
la unica fuga que queda es la de las valvulas de
descarga, aproximadamente 150 scfh.
*	Opcion 4: Instalar un eyector. Similar a la Opcion
3, la Opcion 4 es tecnicamente factible y compatible
Presunciones:
Blowdowns (descargas) por ano
52
Emisiones por blowdown (descarga)
15 Mcf
Costo de capital
$11,644
Costos operativos
$1,575
Ahorros en emisiones de gas natural*
780 Mcf / ano
Valor total de gas ahorrado
= 780 Mcf/ano x $7.00/Mcf
= $5,460
* Asume 15 Mcf por blowdown y 52 blowdowns por ano y que virtualmente todo el
gas es capturado por el eyector. No incluye la captura de emisiones perdidas por el
blowdown o la valvula de la unidad.
7

-------
Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
Ilustracion 4: Comparacion economica de las opciones

Opcion 1
Mantener presurizado
Option 2
Mantener presurizado y unir al
fuel gas
Opcion 3
Mantener presurizado e
instalar sello estatico

Minima
Maxima
Minima

Maxima
Minima
Maxima
Ahorros netos de gas (Mcf/ano)
475
3,800
638

5,100
625
5,000
Ahorro en dolares/ano1
$3,325
$26,600
$4,466

$35,700
$4,375
$35,000
Inversion en instalaciones
0
0
$2,040

$2,040
$4,900
$4,900
Retorno
Inmediato Inmediato
6 meses

1 mes
14 meses
2 meses
TIR2
>100%
>100%
218%

1750%
85%
714%
1	Asumiendo un valor de gas de $7.00/Mcf
2	Vida de 5 anos (sin incluir costos de O&M).
con las Opciones 1 y 2, ya que el eyector captura el
gas que se piercle a traves de las valvulas. La Option
4 puede no ser efectiva en cuanto a costos cuando se
la usa con la Option 2 (debido a que los porcentajes
de fugas son significativamente mas bajos al flotar el
compresor a las presiones mas bajas de la linea de
gas combustible). Los costos de capital y de
instalacion de un eyector tipo venturi son de
alrededor de $11,644. Ademas del eyector en si, los
gastos de capital incluyen las valvulas de bloqueo del
eyector, la caneria desde las conexiones de la linea de
venteo, y el trabajo de ingenieria para determinar la
medida del pico y expansor para el sitio.
Las Ilustraciones 3a, 3b, y 3c muestran los costos del
ejemplo y los ahorros asociados con estas opciones.
Paso 4: Conducir un analisis economico.
Una vez que se ha determinado la cantidad y valor de las
fugas de gas natural y las emisiones de metano, se conduce
un analisis economico de las opciones de mitigation de las
emisiones. Un retorno simple es un metodo de analisis
economico comun en la industria en el cual los costos del
primer ano para cada option se comparan con el valor
anual del gas ahorrado.
Cuando se mantiene la presion de la tuberia en los
conjuntos de compresores (Option 1), los ahorros netos en
emisiones son la diferencia entre las emisiones de metano
de las fugas fuera de linea que ocurren cuando se mantiene
el compresor completamente despresurizado, y la fuga que
tiene lugar cuando esta completamente presurizado
(calculado en la Ilustracion 2).
La Ilustracion 4 presenta los ahorros estimados en la
Option 1 y los ahorros incrementales de implementar las
Opciones 2 y/o 3 ademas de la Option 1. El mantener el
sistema bajo presion mientras el compresor esta detenido o
en standby (Option 1) genera un retorno inmediato sin
necesidad de inversion.
La Option 2, unir lineas de descarga a una linea de gas de
baja presion en tanto se mantiene la presion en el sistema
compresor durante una parada, es una option economica
para compresores de carga base y de carga pico, pero
enormemente mas atractiva para los de carga pico.
Para la Option 3, los ahorros incrementales de gas para los
Ilustracion 4a: Evaluacion economica de la
Opcion 4
Opcion 4
Instalar eyector
Ahorros netos de gas
(Mcf/ano)1
780
Ahorro en dolares/ano2
$5,460
Inversion en instalaciones
$11,644
Costos operacionales
$1,575
Retorno3
26 meses
TIR3
37%
1 Asumiendo 15 Mcf por blowdown y 52 blowdowns por ano 2 Asumiendo un valor de gas
de $7.00/Mcf 3 Vida util de 5 anos (sin incluir costos de O&M)
8

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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
compresores de carga base requieren de algo mas de un
ano para recuperar la inversion en las instalaciones, pero
el retorno para los compresores de carga pico es de menos
de un ano.
La Opcion 4 puede implementarse en combination con las
Opciones 1, 2, y 3 o individualmente. La conveniencia en
cuanto a costos de la Opcion 4 dependera del volumen de
gas venteado por descarga como del numero de descargas
por ano. La evaluation economica no tiene en cuenta el gas
adicional que puede recuperarse de la fuga a traves de la
valvula de descarga o de la valvula de la unidad.
Consejos para la implementation
Los siguientes son consejos que los socios de Natural Gas
STAR utilizan para evaluar opciones y reducir las
emisiones de los compresores fuera de linea:
* Los Operadores generalmente efectuan
mantenimientos completes cada 12 a 36 meses,
Ilustracion 5c: Impacto del precio del gas en la
Opcion 4: instalar eyectores

$3/ Mcf
$5/ Mcf
$7/ Mcf
Valor del gas
ahorrado
$2,340
$3,900
$5,460
Periodo de retorno
60
36
26
(meses)
Tasa Interna de
0%
20%
37%
Retorno (TIR)
Valor neto actual
(i=10%)
- $2,521
$2,854
$8,230
haciendo un overhaul a las valvulas de aislacion de la
unidad y llevando a cabo modificaciones importantes,
tales como empalmes en el gas de combustible. La
valvulas de la unidad, las de descarga y la
empaquetadura del vastago del compresor son los que
experimentan los mas altos promedios de fugas
cuando se acerca la fecha del mantenimiento
complete). En consecuencia, es mas efectivo en cuanto
a costos efectuar reemplazos durante el siguiente
mantenimiento complete programado.
* La seguridad es una prioridad al disenar y operar las
instalaciones de gas natural. El mantener la presion
de gas en los compresores y valvulas detenidos
genera una fuga incrementada a traves del equipo
dentro de la estacion compresora, y se deben tomar
las precauciones adecuadas dentro de la misma para
detectar el gas, los riesgos de energia potential en los
recintos de alta presion, y ventilar correctamente
Estudio: Experiencia de un socio de EPA
Con gran interes por identificar los ahorros financieros reales y
reducir las fugas de gas, la Compania A investigo varias
estrategias para reducir las fugas de la empaquetadura del
vastago del compresor. En un periodo en que se saco de
servicio a los compresores, la compania acoplo el compresor al
sistema de gas combustible. A esta presion mas baja, la fuga de
las empaquetaduras del vastago y de las valvulas de alivio se
redujo considerablemente. Para 3,022 cilindros de compresor (un
total de 577 unidades compresoras) operativos el 40 % del
tiempo, el ahorro total de gas llego a 1.58 Bcf/ ano.
Ilustracion 5a: Impacto del precio del gas sobre
la Opcion 2: Mantener el compresor presurizado y
enviar el gas descargado a gas combustible

$3/ Mcf
$5/ Mcf
$7/ Mcf
Valor del gas ahorrado
$15,300
$25,500
$35,700
Periodo de retorno
(meses)
2
1
1
Tasa Interna de Retorno
(TIR)
750%
1,250%
1,750%
Valor neto actual (i=10%)
$50,871
$86,022
$121,173
Ilustracion 5b: Impacto precio del gas en Opcion
3: Mantener compresor presurizado e instalar
sellos estaticos.

$3/ Mcf
$5/ Mcf
$7/ Mcf
Valor del gas
ahorrado
Periodo de retorno
(meses)
Tasa Interna de
Retorno (TIR)
Valor neto actual
(i=10%)
$15,000
4
306%
$47,238
$25,000
3
510%
$81,700
$35,000
2
714%
$116,161
9

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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
para prevenir la acumulacion de gases fugaclos. La
instalacion de sellos estaticos sobre los vastagos del
compresor y el mantenimiento y seleccion de las
valvulas correctas puede minimizar la fuga, y, por
extension, las preocupaciones de seguridad.
*	El despresurizar los compresores fuera de servicio a
gas combustible es efectivo unicamente donde existe
suficiente demanda de combustible para consumir el
gas al promedio de la fuga de la valvula de aislacion
de la unidad (estimado en 1.4 Mcf/h).
*	La correcta seleccion de la valvula y el
mantenimiento de la integridad del sello en las
valvulas de aislacion de la unidad puede eliminar
hasta el 90% de las emisiones anuales en las tareas
de sacar de servicio y descargar. Las reparaciones en
estas valvulas son caras en terminos de materiales y
mano de obra, asi como en las emisiones que emergen
de la necesidad de despresurizar toda la estacion
para acceder a las mismas.
Si bien el costo de mantenimiento y reparation de los
equipos de gas para eliminar las emisiones de descarga
puede ser prohibitivo en terminos de materiales de
valvulas y mano de obra, cuando se lo combina con mejores
rutinas de operation, mejor diseno de equipo e
instalaciones, y la elimination de practicas de descarga
innecesarias, puede agregarse un cash flow significativo al
balance de muchas operaciones que tienen incentivos
economicos para reducir fugas de gas inesperadas.
Al evaluar opciones para reducir las emisiones al sacar
compresores de linea, el precio del gas natural esperado
influencia la decision. La Ilustracion 5a muestra el
impacto del precio del gas en el analisis economico de la
Option 2, mantener el compresor presurizado y enviar el
gas de descarga al sistema de gas combustible.
La Ilustracion 5b muestra el impacto del precio del gas en
el analisis economico de la Option 3, mantener los
compresores presurizados e instalar un sello estatico en los
vastagos del compresor.
La Ilustracion 5c muestra el impacto del precio del gas en
el analisis economico de la Option 4, instalar eyectores.
El impacto del precio del gas en el analisis economico de la
Option 1 no se muestra debido a que no se necesita
inversion de capital para implementarla, siendo el retorno
inmediato, independientemente del precio del gas.
Lecciones aprendidas
Los Socios se daran cuenta de que las reducciones
significativas de las emisiones y el ahorro de costos, sera el
resultado del cambio de las practicas rutinarias de
descarga de los compresores, y en donde sea aplicable, del
re-ruteo del gas venteado. Ahorro derivado de producto
retenido o desplazamiento de gas combustible. Las
principales lecciones aprendidas de los participantes de
Natural Gas STAR son:
*	Evite despresurizar a la atmosfera cuando sea
posible. Pueden lograrse ahorros inmediatos sin costo
alguno manteniendo los compresores fuera de linea
presurizados durante la mayor parte del tiempo en
que esten en ese estado.
*	Eduque al personal de campo sobre los beneficios de
atrasar o evitar descargas.
*	Determine si los compresores individuales operan con
carga base o pico. Utilice esta information para
efectuar los analisis economicos de las Opciones 2 y 3.
*	Mida las emisiones de las valvulas de descarga y de
las individuales de aislacion de la unidad, asi como
las emisiones de los compresores individuales para
evaluar la conveniencia economica real de las
alternativas presentadas.
*	Donde convenga, desarrolle un cronograma para
readaptar los compresores con sistemas de ruteo de
gas combustible e instalar sellos estaticos en el
vastago del compresor.
*	Registre las reducciones en cada compresor.
*	Las reducciones en las emisiones de metano deben
estar incluidas en los informes anuales remitidos
como parte del programa Natural Gas STAR.
Referencias
Borders, Robert S. C. Lee Cook, personal contact.
Campbell, Alastair J. Bently Nevada Corporation, Houston, Texas. Optical
Alignment of Reciprocating Compressors.
"Compressor Shutdown Leakage." Pipeline & Gas Journal, December
1985.
France Compressor Products. Mechanical Packing - Design and Theory of
10

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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
Operation, Bulletin 691.
Howard, T., R. Kantamaneni, G. Jones, Indaco Air Quality Services, Inc.
PRCI Final Report. "Cost Effective Leak Mitigation at Natural Gas
Transmission Compressor Stations". August 1999.
Maholic, James. France Compressor Products, personal contact.
Minotti, Marcello. ENRON, personal contact.
Dispositivos comunes para la deteccion y
medicion de fugas
*	Camara infrarroja
-	Puede examinar partes inaccesibles del equipo
-	Muestra las emisiones de hidrocarburos en una imagen
movil utilizando las propiedades infrarrojas de los mismos
*	Revision electronica
-	Equipada con sensores de oxidacion catalitica y de con-
ductividad termica disenados para detectar ciertos gases
-	Usada tipicamente en aberturas grandes que no pueden
ser revisadas con el metodo de la burbuja de jabon.
*	Deteccion acustica de fugas
-	Los detectores acusticos de alta frecuencia o los ultraso-
nicos son dos clases de detectores acusticos de fugas
-	Se basan en las senales acusticas de una posible fuga
corriente abajo o arriba para determinar si esta escapando
gas.
*	OVAs y TVAs
-	Los Analizadores de Vapores Organicos (OVAs) son
detectores de ionizacion de llama que miden la
concentracion de vapores organicos en un rango de entre
9 to 10,000 partes por millon (ppm)
-	Los Analizadores de Vapores Toxicos (TVAs) combinan
los detectores de ionizacion de llama con los de
fotoionizacion y pueden medir vapores organicos a
concentraciones que excedan las 10,000 ppm
*	Embolsaclo calibrado
-	Se usa para medir emisiones en masa de las fugas.
-	Se "embolsa" el componente que pierde en una "bolsa"de
volumen conocido y se usa un timer para determinar el
tiempo que Neva llenar la bolsa.
*	Rotametros
-	Para medir fugas muy grandes que abrumarian a otros
instrumentos.
-	Ideal para lineas de final abierto y componentes similares
donde todo el flujo puede ser canalizado a traves del
medidor.
*	Tomadores de muestra de alto volumen
-	Capturan todas las emisiones de un componente que
pierde por medio de una manguera de vacio tomadora de
muestras para cuantificar con exactitud los promedios de
fuga.
-	Se corrigen las mediciones de muestra para la concentra-
cion de hidrocarburos del ambiente, y se calcula el prome-
dio en masa de las fugas multiplicand el promedio de
flujo de la muestra medida por la diferencia entre la
concentracion de gas del ambiente y la de la muestra
medida.
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Reduccion de emisiones al detener compresores
(Continuacion)
United States
Environmental Protection Agency
Air and Radiation (6202J)
1200 Pennsylvania Ave., NW
Washington, DC 20460
Octubre 2006
La EPA ofrece los metodos de estimar emisiones de metano en este documento como una herramienta para desarrollar estimaciones
basicas de las emisiones de metano. Las formas de estimar emisiones de metano que se encuentran en este documento pueden no
conformar con los metodos de la Regla para Reportar Gases de Efecto Invernadero 40 CFR Parte 98, Subparte W y otras reglas de la
EPA en los Estados Unidos.
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