LeccionesAprendidasDe los participantes de Natural Gas STAR

INSTALACIN DE UNIDADES DE RECUPERACIN DE VAPORESEN TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETRLEO(Installing Vapor Recovery Units on Crude Oil Storage Tanks)Resumen gerencialHay aproximadamente 573,000 tanques de almacenamiento de petrleo en los Estados Unidos. Estos tanques se usanpara mantener el petrleo por cortos perodos de tiempo a fin de estabilizar el flujo entre los pozos y los gaseoductos oinstalaciones de transporte por carrotanque. Durante el almacenamiento, se produce evaporacin de los hidrocarburoslivianos disueltos en el petrleo, entre ellos metano y otros compuestos orgnicos voltiles (VOC), el gas natural licuado,contaminantes del aire peligrosos (HAP) y algunos gases inertes, quedando retenidos en el espacio entre el lquido y el techofijo del tanque. A medida que flucta el nivel de lquido en el tanque, estos vapores a menudo son liberados a la atmsfera.

Una manera de evitar las emisiones de estos gases y obtener un ahorro econmico importante es instalar unidadesde recuperacin de vapores (VRU, siglas en ingls) en los tanques de almacenamiento de petrleo. Las unidades derecuperacin de vapores son sistemas relativamente simples que pueden capturar aproximadamente 95 por ciento de losvapores con elevado poder calorfico (Btu) para venta o uso in situ como combustible. Actualmente hay entre 8,000 y 10,000unidades de recuperacin de vapores instaladas en el sector de produccin de petrleo, con un promedio decuatro tanques conectados a cada unidad de recuperacin de vapores.

Los participantes de Natural Gas STAR han generado importantes ahorros a partir de la recuperacin y comercializacin deestos vapores, y simultneamente han reducido sustancialmente las emisiones de metano y de contaminantes peligrosos delaire. Los participantes han determinado que cuando el volumen de vapores es suficiente, la instalacin de una unidad derecuperacin de vapores en uno o varios tanques de almacenamiento de petrleo crudo puede ahorrar hasta $260,060 porao, y el perodo de recuperacin de inversin es tres meses como mnimo. El estudio de Lecciones Aprendidas describecmo los participantes pueden identificar cundo y dnde instalar las unidades de recuperacin de vapores para obtenerestos beneficios econmicos y ambientales.

Esta publicacin es una de la serie de resmenes de Lecciones Aprendidas desarrollados por EPA en cooperacin con la industria de gas natural que tratan acerca de las aplicaciones superiores del Programa de Mejores Prcticas Administrativas (BMP, siglas en ingls) de Natural Gas STAR y Oportunidades Identificadas por los Participantes (PRO, siglas en ingls).

Fuente de emisiones

Tanques de almacenamientode produccin

de petrleo

Volumen anualde gas perdido

(mil pies cbicos)

4,900 96,000

Mtodo parareducir la

prdida de gas

Unidades derecuperacin

de vapores (VRU,siglas en ingls)

Valor del gas ahorrado

($)

$13,000 $260,0001

Capital y costode instalacin

($)

$26,470 $77,000

Costo anual deoperacin y

mantenimiento($)

$5,250 $12,000

Perodo derecuperacin

de la inversin

3 meses a 3.4 aos

1Supone un precio de gas de $3.00/mil pies cbicos multiplicado por 95 por ciento del volumen de gas perdido al ao.

2El petrleo en el subsuelo contiene muchos hidrocarburos livianos en solucin.Cuando el petrleo se lleva a la superficie y se procesa, muchos de los hidrocarburoslivianos disueltos (as como el agua) se extraen mediante una serie de separadoresde alta presin y baja presin. Luego el petrleo es transferido a un tanque dealmacenamiento hasta su venta y transporte fuera de la instalacin; los remanentede hidrocarburos pueden convertirse en vapores al interior del tanque. Estosvapores son liberados, quemados en teas o recuperados mediante unidades derecuperacin de vapores (VRU). Las prdidas de los hidrocarburos livianos restantesse clasifican de tres maneras:

Las prdidas como resultado del gas liberado cuando baja la presin delpetrleo ocurren cuando el separador o tratador, funcionando aaproximadamente 35 PSI, descarga el petrleo en los tanques dealmacenamiento, los cuales estn a la presin atmosfrica.

Las prdidas debido al efecto del pistn al llenar y vaciar el tanque se refierena los vapores liberados debido a la fluctuacin en niveles de fluido y laagitacin del contenido del tanque asociados con la circulacin de petrleofresco a travs de los tanques de almacenamiento.

Las prdidas por evaporizacin son las prdidas que ocurren cuando cambia la temperatura diaria y estacional.

El volumen de vapor de gas proveniente de un tanque de almacenamiento dependede muchos factores. El petrleo liviano (gravedad API >36) emite ms vapores dehidrocarburos que el petrleo ms pesado (gravedad API

3El Cuadro 1 ilustra una unidad de recuperacin de vapores en un solo tanque dealmacenamiento de petrleo (tambin son comunes las instalaciones para mltiplestanques). Los vapores de hidrocarburos se extraen del tanque de almacenamientopor baja presin, normalmente entre cuatro onzas y dos libras por pulgadacuadrada (psi), y primero son conducidos por tubera a un separador (depurador desuccin) para recolectar condensado. Los lquidos generalmente son recicladosnuevamente al tanque de almacenamiento. Desde el separador, los vapores fluyen atravs de un compresor que proporciona succin de baja presin para el sistema dela unidad de recuperacin de vapores. (Para evitar la creacin de un vaco en laparte superior de un tanque cuando se extrae y se reduce el nivel de petrleo, lasunidades de recuperacin de vapores estn equipadas con un piloto de control paradesactivar el compresor y permitir el contraflujo de vapores al interior del tanque).Luego los vapores se miden y se extraen del sistema de la unidad de recuperacinde vapores para venta a oleoducto o suministro de combustible in situ.

Las unidades de recuperacin de vapores pueden proporcionar beneficiosambientales y econmicos importantes para los productores de petrleo y gas.Los gases evaporados del petrleo y capturados por las unidades de recuperacinde vapores pueden venderse y rendir utilidades, o usarse en las operaciones de laplanta. Estos vapores recuperados pueden:

Conducirse por tubera a gasoductos de recoleccin de gas para venta aprecio alto como gas natural de alto poder calorfico.

Usarse como combustible para las operaciones in situ. Conducirse por tubera a una unidad separadora para separar el gas natural

licuado y el metano cuando el volumen y precio del gas natural licuado sonatractivos.

Beneficioseconmicos ypara el medioambiente

Vlvula de derivacin

Vlvula de contrapresin de lnea de liberacin

Piloto de control

Lnea de succin

Panel de control

elctrico

Ventas

Tanque(s) de producto de

petrleo crudo

Retorno de condensacin

Bomba de transferencia

de lquido

Vlvula de retencin

Depurador de

succin

GasMedidor de

ventas de gas

Compresor giratorio de

accionamiento elctrico

Cuadro 1: Sistema de recuperacin de vapores de tanque de producto estndar

4Las unidades de recuperacin de vapores tambin capturan contaminantes del airepeligrosos y pueden reducir las emisiones del operador a un nivel por debajo de losvalores especificados en el Ttulo V de la Ley de Aire Limpio (USA). Al capturar elmetano, las unidades de recuperacin de vapores tambin reducen las emisionesde un potente gas de efecto invernadero.

Las compaas que usan tanques de almacenamiento de petrleo de techo fijopueden evaluar los aspectos econmicos de las unidades de recuperacin devapores mediante los pasos siguientes.

Paso 1: Identificar las posibles ubicaciones para la instalacin de launidad de recuperacin de vapores.Prcticamente cualquier batera detanques es un lugar potencial para unaunidad de recuperacin de vapores. Lasclaves de los proyectos exitosos deunidades de recuperacin de vaporesson una fuente estable y una cantidadde adecuada de vapores de petrleoadems de una salida econmica para elproducto recolectado. El volumenpotencial de los vapores depende de lacomposicin del aceite y de la velocidadde flujo a travs de los tanques. Alseleccionar los lugares de instalacin paralas unidades de recuperacin de vapores, debe considerarse el costo de transportepara conducir los vapores fuera del rea.

Paso 2: Cuantificar el volumen de las emisiones de vapores. Las emisionespueden medirse o calcularse. Puede usarse medidor de gases y un manmetropara medir la tasa mxima de emisiones ya que la tasa mxima se utiliza paradeterminar el tamao de una unidad de recuperacin de vapores. Sin embargo,los medidores de gases quizs no sean apropiados para medir el volumen total atravs del tiempo debido a las bajas presiones en los tanques. Calcular el total deemisiones de vapor de los tanques de combustible puede ser complicado debidoa los muchos factores que afectan la cantidad de gas que se liberar de un tanquede petrleo, tales como:

1. La presin de operacin y la temperatura del separador que descarga elpetrleo al tanque y la presin en el tanque;

2. La composicin del petrleo crudo y la gravedad API;

3. Las caractersticas de operacin del tanque (por ej., ciclos de llenado, tamaodel tanque); y

4. La temperatura ambiente.

Hay dos mtodos para calcular la cantidad de emisiones de vapor de los tanquesde petrleo. Ambos usan la relacin gas/petrleo (GOR, siglas en ingls) a unapresin y temperatura dadas y se expresan en pies cbicos estndar por barril depetrleo (pies cbicos estndar por barril).

El primer mtodo analiza la gravedad API y la presin del separador para determinarla relacin gas/petrleo (Cuadro 2). Estas curvas se elaboraron usando datos de

Proceso de decisin

Cinco pasos para evaluar los aspectos econmicos de la unidad de recuperacin de vapores:

1. Identificar las posibles ubicaciones para la instalacin de la unidad de recuperacin de vapores;

2. Cuantificar el volumen de las emisiones de vapores;

3. Determinar el valor de las emisiones recuperadas;

4. Determinar el costo de un proyecto deunidad de recuperacin de vapores; y

5. Evaluar los aspectos econmicos delproyecto de unidad de recuperacin de vapores.

40 AP

I y m

s

Vap

or li

ber

ado

de

los

tanq

ues

P

ies

cb

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es

tnd

ar/b

arril

r

elac

in

gas/

pet

rle

o cr

udo

Presin de la cmara que descarga al tanque (libras por pulgada cuadrada ledas en el manmetro [psig])

Menos de 30

API

30 API

a 39 AP

I

5

evaporacin empricos de estudios de laboratorio y mediciones de campo. Como seilustra, este grfico puede usarse para hallar el total aproximado de las emisionespotenciales de vapor de un barril de petrleo. Por ejemplo, dada una cierta gravedadAPI del petrleo (por ej. 38) y la presin de descarga de la cmara (por ej., 40 libraspor pulgada cuadrada), el volumen total de vapores puede calcularse por barril depetrleo (por ej., 43 pies cbicos por barril). Una vez que se ha calculado la tasa deemisiones por barril, puede determinarse la cantidad total de emisiones del tanquemultiplicando el clculo por barril por la cantidad total de petrleo que ingresa altanque. Para continuar con el ejemplo anterior, suponga un rendimiento efectivopromedio de 1,000 barriles por da (barril por da), el total de emisiones se calcularacomo 43 mil pies cbicos por da (Cuadro 3).

El inconveniente de este mtodoes que no genera informacinacerca de la composicin de los vaporesemitidos. En particular, no puededistinguir entre compuestosorgnicos voltiles y contaminantesdel aire peligrosos, lo cual puedeser significativo para el monitoreo de lacalidad del aire as como paradeterminar el valor de los vaporesemitidos.

El segundo mtodo es usar el paquete de software E&P Tank, versin 2.0. Esta es

Cuadro 3: Cantidad (Q) de emisiones de vapor de hidrocarburos

Teniendo en cuenta los datos siguientes:Gravedad API = 38Presin de separador = 40 libras por pulgada cuadradaPetrleo reciclado = 1,000 barril/da

Tasa de emisiones de vapor = 43 pies cbicosestndar/barril (del Cuadro 2)

Q = 43 pies cbicos estndar/barril x 1,000 barriles/da = 43 mil pies cbicos por da

Cuadro 2: Volumen calculado de vapores del tanque de almacenamiento

1EPA no ha llevado a cabo evaluaciones extensas del software E&P Tank y por lotanto no puede aprobar el software como herramienta de precisin para calcular lasemisiones. Sin embargo, los participantes del Programa Natural Gas STAR recomiendanel software E&P Tank como la mejor herramienta disponible para calcular las emisionesde vapores de los tanques.

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la versin modificada del software previo; el American Petroleum Institute (API)introdujo varios cambios en este modelo para facilitar su uso. Los participantes delPrograma de Natural Gas STAR recomiendan el software E&P Tank como la mejorherramienta disponible para calcular las emisiones de los tanques. Diseado por APIy el Gas Research Institute (actualmente el Gas Technology Institute), este softwarecalcula las emisiones de las tres fuentes: como resultado del gas liberado cuandobaja la presin del petrleo, debido al efecto del pistn al llenar y vaciar el tanque ypor evaporacin, usando clculos de evaporacin termodinmica para prdidascmo resultado del gas liberado cuando baja la presin del petrleo y un modelo desimulacin de tanque de techo fijo para prdidas debido al efecto del pistn al llenary vaciar el tanque y por evaporizacin. Un operador debe tener varios tipos deinformacin antes de usar el software E&P Tank, tales como:

1. Presin y temperatura del separador.

2. Composicin del petrleo del separador.

3. Presin de referencia.

4. Presin de vapor (mtodo Reid) de petrleo.

5. Tasa de produccin de petrleo.

6. Gravedad API del petrleo.

El software E&P Tank tambin permite que los operadores introduzcan informacinms detallada acerca de las condiciones de operacin, lo cual ayuda a refinar losclculos de las emisiones. Con datos adicionales acerca del tamao y la forma del tanque, temperaturas internas y temperaturas ambientales, el software puedeproducir clculos ms precisos. Esta flexibilidad en el diseo del modelo permiteque los usuarios empleen para aprovechar la informacin disponible. Puesto que lacomposicin del petrleo del separador es un dato clave en el modelo, el softwareE&P Tank incluye un muestreo detallado y un protocolo de anlisis para el petrleodel separador. Se estn desarrollando futuras versiones del software para calculartambin las prdidas por emisiones de los tanques de agua de produccin.

Paso 3: Determinar el valor de las emisiones recuperadas. El valor de losvapores recuperados por las unidades de recuperacin de vapores y logrados por los productores depende de cmo se usen:

1. Usar los vapores recuperados in situ como combustible rinde un valor equivalente al combustible comprado que se desplaza, normalmente gas natural.

2. Conducir por tubera los vapores (lquidos gaseosos naturales-metanoenriquecido) a un oleoducto de recoleccin de gas natural debe rendir un precio que refleje el mayor contenido de Btu por mil pies cbicos de vapores.

3. Conducir por tubera los vapores a una planta de procesamiento queseparar el gas natural licuado del flujo de gas del metano y los venderseparadamente tambin debe capturar el valor del contenido total de Btu delos vapores. El Cuadro 4 ilustra un mtodo para calcular el valor de los

7vapores recuperados usandoun precio promedio de $3.00por mil pies cbicos (lo cualsupone 1,000 Btu por piecbico estndar). Cuando elcontenido de Btu de losvapores es mayor, el precio pormil pies cbicos tambin debeser mayor.

Paso 4: Determinar el costo de unproyecto de unidad derecuperacin de vapores. Losprincipales elementos de costo delas unidades de recuperacin devapores son el capital inicial para elequipo y los costos de instalacin y operacin.

Varios fabricantes suministran sistemas de unidades de recuperacin de vapores.Los costos del equipo se determinan segn la capacidad de manejo de volumen de la unidad; la presin de la lnea de ventas, el nmero de tanques en la batera; el tamao y tipo del compresor; y el grado de automatizacin. Los principales componentes de las unidades de recuperacin de vapores son los depuradores de succin, el compresor y la unidad de control automatizado. La medicin de gases un costo adicional para la mayora de unidades. Los precios de las unidades derecuperacin de vapores tpicas y costos relacionados se muestran en el Cuadro 5.

Al determinar el tamao de una unidad de recuperacin de vapores, la regla generalde la industria es duplicar el volumen diario promedio para calcular la mxima tasade emisiones. Por lo tanto, para manejar 43 mil pies cbicos/da (Cuadro 3), debeseleccionarse una unidad capaz de manejar por lo menos 86 mil pies cbicos/da.

Los participantes que han instalado unidades de recuperacin de vapores y los

Cuadro 4: Valor de los vapores recuperados

R = Q x PR = El ingreso brutoQ = La tasa de recuperacin de vapores

(mil pies cbicos por da)P = El precio del gas natural

Calcular: Q = 41 mil pies cbicos por da

(95% de 43 segn Cuadro 3)P = $3.00/mil pies cbicosR = 41 mil pies cbicos por da x

$3/mil pies cbicos =$123/da$3,800/mes$45,600/ao

Cuadro 5: Tamaos y costos de unidades de recuperacin de vapores

Capacidad(miles de piescbicos/da)

25

50

100

200

500

Potencia delcompresor

5 - 10

10 - 15

15 - 25

30 - 50

60 - 80

Costos decapital ($)

15,125

19,500

23,500

31,500

44,000

Costos de instalacin ($)

7,560 - 15,125

9,750 - 19,500

11,750 - 23,500

15,750 - 31,500

Costos de operaciny mantenimiento

($/ao)

5,250

6,000

7,200

8,400

Nota: Informacin de costos proporcionada por los socios de Natural Gas STAR y los fabricantes de unidades de recuperacin de vapores.

8fabricantes de estas unidades informan que los costos de instalacin pueden aadirde 50 a 100 por ciento al costo inicial de la unidad. Los costos de instalacin puedenvariar considerablemente segn la ubicacin (los lugares remotos probablementeresultarn en costos de instalacin ms altos) y el nmero de tanques (para mltiplestanques se requerirn sistemas de unidades de recuperacin de vapores de mayortamao). Al calcular los costos de instalacin tambin deben considerarse losgastos de transporte, preparacin del sitio, construccin del alojamiento de launidad de recuperacin de vapores (para proteccin contra clima fro) y equiposuplementario (para operaciones remotas sin personal de operacin).

Los gastos de operacin y mantenimiento (O&M, siglas en ingls) pueden variarsegn la ubicacin de la unidad de recuperacin de vapores (las unidades instaladasen lugares de climas extremos sufren mayor desgaste), los costos de electricidad y el tipo de petrleo producido. Por ejemplo, el petrleo basado en parafina puedecausar obstruccin en las unidades de recuperacin de vapores y stas requerirnms servicio de mantenimiento.

Finalmente, el costo de un oleoducto para interconectar el sitio de la batera deltanque con una planta de procesamiento u oleoducto es un factor en el aspectoeconmico total de la unidad de recuperacin de vapores. Dichos costos son altamente especficos segn el sitio y no se tratan en este documento.

Paso 5: Evaluar los aspectos econmicos del proyecto de unidad de recuperacin de vapores. Instalar una unidad de recuperacin de vapores puedeser muy rentable, y depende del valor de los vapores recuperados en el mercadolocal. El Cuadro 6 calcula el rendimiento de la inversin (ROI, siglas en ingls) paralos tamaos de unidad de recuperacin de vapores y costos listados en el Cuadro5. Aun usando un clculo conservador del valor de los vapores recuperados de$3.00 por mil pies cbicos, el rendimiento potencial es atractivo, especialmente para unidades de gran tamao.

Cuadro 6: Anlisis financiero para proyecto de unidad de recuperacin de vapores

Capacidad(miles de pies

cbicos/da)

25

50

100

200

500

Costos deinstalacin y capital 1

($)

26,470

34,125

41,125

55,125

77,000

Operacin ymantenimiento

($/ao)

5,250

6,000

7,200

8,400

12,000

Valor del gas 2

($/ao)

13,000

26,000

52,015

104,025

260,060

Perodo derecuperacin

de la inversin 3

3.4 aos

1.7 aos

9 meses

6 months

3 months

1 Costo de la unidad ms costo estimado de instalacin de 75% del costo de la unidad. El costo real puede ser mayor dependiendo de los gastos de transporte, preparacin del sitio, equipo suplementario, etc.

2 95% del total de gases recuperados a $3 por mil pies cbicos x 1/2 capacidad x 365.3 Basado en tasa de descuento de 10%.4 Clculo para 5 aos.

Rendimientode la

inversin 4

(%)

14

51

106

172

322

9El uso de unidades de recuperacin de vapores puede reducir de manera rentablelas emisiones de los tanques de almacenamiento de petrleo. Los participantesofrecen las siguientes lecciones aprendidas:

El software E&P Tank puede ser una herramienta eficaz para calcular lacantidad y composicin de vapores de los tanques de petrleo.

La recuperacin de vapores puede ofrecer un alto rendimiento debido alcosto relativamente bajo de la tecnologa y en los casos en que existesalida de mercado para los vapores con alto poder calorfico.

Las unidades de recuperacin de vapores deben instalarse cuando resultarentable hacerlo, teniendo en consideracin los beneficios tanto ambientalescomo econmicos.

Debido a la muy baja presin diferencial entre el tanque de almacenamiento y el compresor, se recomienda usar una tubera de gran dimetro para proporcionar una menor resistencia al flujo de gas.

El tamao de una unidad de recuperacin de valores debe ser apropiado para manejar el mximo volumen de vapores previsto de los tanques dealmacenamiento (una regla general es duplicar el volumen diario promedio).

Se recomienda el uso de compresores de labes giratorios para que lasunidades de recuperacin de vapores desplacen bajos volmenes de gas a baja presin.

Es muy importante elegir sistemas de control confiables y sensibles porquelas vlvulas de flujo de gas automatizadas deben abrirse y cerrarse ante diferencias de muy baja presin.

Incluya la reduccin de emisiones de metano provenientes de la instalacinde unidades de recuperacin de vapores en los informes anuales presentadoscomo parte del Programa de Natural Gas STAR.

Nota: La informacin de costo provista en este documento se basa en clculospara Estados Unidos. Los costos de equipo, mano de obra y el valor del gas vari-arn dependiendo del lugar, y podran ser mayores o menores que en los EstadosUnidos. La informacin sobre costo presentada en este documento solamentedebe usarse como gua al determinar si las tecnologas y las prcticas son conve-nientes econmicamente para sus operaciones.

Leccionesaprendidas

La experiencia de un participante

En 1996 Chevron USA Production Company instal ocho unidades de recuperacinde vapores en tanques de petrleo. Como resultado Chevron logr una reduccinestimada en emisiones de metano de 21.9 millones de pies cbicos por ao por cadaunidad. Suponiendo un valor de $3 por mil pies cbicos, esto corresponde a un ahorrode aproximadamente $65,700 por unidad, o $525,600 por las ocho unidades. Elclculo de los costos de capital e instalacin es $240,000 ($30,000 por unidad). Elperodo de recuperacin de la inversin del proyecto es menos de un ao.

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Referencias

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EPA430-B-03-015SOctubre de 2003