INGENIERIA

1. INGENIERIA AMBIENTAL
CAPÍTULO N° 14: TECNOLOGÍAS DE CONTROL
Se han desarrollado numerosas tecnologías para controlar, atenuar y reducir la producción de
contaminantes en la industria y su emisión al ambiente. Algunas de estas tecnologías usan procesos
conocidos en otros sistemas de tratamientos, como es el caso de la tecnología de membranas por
Ósmosis Inversa, que se dio a conocer en la década de 1970 como un eficaz medio de tratar aguas duras
mediante la separación selectiva de iones. La Investigación y Desarrollo en el campo de las membranas
ha llevado a encontrar soluciones cada vez más fáciles a los problemas de contaminación en la
industria.El tema que sigue es un caso real sobre una planta de tratamiento de gas natural que separa el
CO2 contenido en el gas. Generalmente esta separación se llevaba a cabo en plantas químicas que
usaban aminas, pero luego de revisar las tecnologías existentes se optó por usar la de membranas. El
artículo es “Membranes provide cost-effective natural gas processing” aparecido en la revista Hydrocarbon
Processing.
PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL MEDIANTE EL USO DE MEMBRANAS
Debido a sus bajos costos operativos, su costo de inversión y la pequeña pérdida de productos, las
membranas han demostrado ser una alternativa rentable al tratamiento con aminas en el procesamiento
del gas natural. Luego de adquirir e instalar una planta de membranas para eliminar el CO2, presente en
el gas natural, ésta planta operó aún mejor en todas las áreas, incluyendo:
• Pérdida total del producto: 4% en los 15 meses que tiene operando.
• Los costos de capital y costos operativos para la planta de membranas son menores que los
costos correspondientes a la planta de amina/glicol.
• Se ha demostrado continuamente la flexibilidad del sistema de membranas a medida que las
condiciones de procesamiento del gas de alimentación de gas varían y se amplía la planta.
• La planta de membranas ha procesado gas natural de manera consistente para alcanzar o
exceder todas las especificaciones del producto, incluyendo el contenido de CO2.
• La reducción del contenido de agua a menos de 1lb/MMSCF es significantemente mejor que la
obtenida con la mayoría de los deshidratadores.
• La inactividad de la planta de membranas ha sido de solo 0.2%. En comparación, el periodo de
inactividad de 2 plantas de amina que procesan el mismo gas natural ha sido de más del 2%.
Bases de diseño. La planta requería de una gran flexibilidad para proveer un procesamiento eficiente
sobre un amplio rango de niveles de producción de gas natural. La especificación de la planta se basó
en el procesamiento de 30 MMSCFD de gas natural que contenía 11% de CO2. El producto debería
contener menos de 2% de CO2 y 4 lb H2O/MMSCF. Asimismo la planta debía operar a niveles tan bajos
como 10 ó 5 MMSCFD. Las bases del diseño de la planta fueron:
Tabla Nº 1. Bases de diseño
1 Condiciones iniciales del gas natural
Presión, Puig 925
Temperatura, ºF 95
Composición, % volumen
CO2 11.0
Metano 86.4
Etano 2.0
Nitrógeno 0.6
Vapor de agua, lb/MMSCF < 4.0
Flujo, MMSCFD 30
2 Flujo mínimo, MMSCFD 5
3 Requerimientos del gas para vender
CO2 < 2.0
Contenido de vapor de agua < 4.0
NOTA: MMSCFD = Millones de pies cúbicos estándar por día
Antes de la instalación de la planta de procesamiento, el gas deshidratado era vendido directamente al
operador del gasoducto con un cargo basado en el contenido del gas CO2. La planta de tratamiento
permitirá la purificación del gas para alcanzar las especificaciones de CO2 y vapor de agua.
Criterios de selección de la planta. Para construir la planta se recibieron primero 7 cotizaciones para 5
plantas amina/glicol y 2 sistemas de membranas. Las ofertas fueron evaluadas basadas en factores

2. económicos obvios tales como el capital y costos operativos. Sin embargo, otros factores jugaron un rol
importante en el proceso de selección. Debido al gran número de pozos que alimentan a la planta, así
como el deseo de ampliar la producción en el futuro, la habilidad para operar eficientemente con una
capacidad reducida era una característica importante en la solución. Además, a medida que se hace
disponible un nuevo pozo de producción, las condiciones iniciales de alimentación del gas natural
pueden cambiar con el tiempo, requiriéndose que la planta de procesamiento maneje de manera
eficiente diferentes niveles de CO2. Los planes también incluyen la potencial expansión de las
instalaciones de procesamiento de gas para que manejen hasta 45 MMSCFD en el lapso de un año.
El plan incluía instalar la planta dentro de los límites de la instalación de producción central ya existente,
haciendo del espacio un item que se valore. Un diseño compacto que cumpla los requerimientos de
espacio podría prevenir gastos significativos para las tuberías y cambios en el diseño de la planta.
Además, la mano de obra operativa era limitada. Una planta de procesamiento que es fácil de operar y
mantener proporciona una ventaja significativa sobre la que requiere un personal muy grande.
Selección de la tecnología de membranas. Luego de revisar los requerimientos de procesamiento y
evaluar las ofertas, se decidió instalar el sistema de membranas. Este sistema proporcionó una ventaja
clara sobre las otras alternativas basadas en el criterio de selección que se señaló anteriormente. A
pesar de los beneficios del proceso, el precio de la planta de membranas tuvo que ser competitivo: el
capital requerido para la planta de membranas se podía comparar con el de una nueva planta aminas.
Para cuantificar los costos operativos asociados con las plantas propuestas, se proporcionó el acceso a
los registros detallados del gas procesado por varias plantas de amina. Los comunicados mensuales de
los procesos de estas plantas fueron usados como una base para definir costos operativos para las
platas amina/glicol. Se combinó la información del fabricante de la planta de membranas, el feedback
de otros operadores con sistema de membranas y plantas de operación para determinar los costos
operativos de la esta planta. En la Tabla Nº1 se encuentran los estimados de costo operativo mas la
operación de las plantas amina/glicol y las plantas de membranas. Los costos operativos del sistema de
membranas no fueron más altos que los de la tecnología ‘estándar’. Así, la tecnología de membranas
superó los dos mayores obstáculos económicos: el capital competitivo y los costos operativos,
permitiendo que otros factores operativos hagan que sea fácil optar por la planta de membranas.
Tabla Nº 2. Comparación de costos operativos Planta de Membranas vs. Planta de Amina/Glicol
(Costos Operativos en US$)
Costo Operativo
Anual
Costo Operativo
Anual
Nº Componente
Planta de
Membranas
Planta de
Amina/Glicol
1 Labor
Superintendente de planta 50,000 50,000
Mano de obra de servicios - 35,000
Mano de obra de contratista - 50,000
2 Transporte/vehículos 15,300 25,000
3 Servicios
Electricidad, comunicaciones, etc. 5,600 314,400
Tratamiento de agua - 14,400
4 Gas Combustible
Rehervidor de Amina/Glicol - 693,00
Compresores, calentadores 450,000 -
5 Consumibles y otros
Filtros, carbones, misceláneos 35,000 65,000
Mantenimiento de compresor 72,300 -
Elementos de las membranas 306,000 -
Pérdidas de hidrocarburos 503,700 54,800
Amina/glicol - 125,000
6 Costos operativos totales anuales 1’437,900 1’426,600
7 Costo operativo unitario, US$/MSCF 0.131 0.130
8 Bases de cálculo
Capacidad de la planta: 30 MMSCFD
Costo de la electricidad: 0.093 US$/kwh
Costo del gas combustible: 2.00 US$/MSCF
Consumo de combustible del reboiler de
amina/glicol: 950 MSCFD
2

3. Consumo de combustible del
compresor/calentador: 600 MSCFD
Duración del filtro de membrana: 4 años
Pérdida de HC en la planta de membranas: 2,5%
Pérdida de HC en planta de amina/glicol: 0.25%
Se escogió la tecnología de membranas cuando se evaluaron los criterios de selección restantes. La
planta de membranas permite un diseño modular que da una gran flexibilidad para manejar diferentes
composiciones de alimentación de gas natural y un gran rango de flujo. Además, el sistema de
membranas tiene la habilidad de operar a 5 MMSCFD sin afectar la operación de la planta. A medida
que el flujo de carga o los requerimientos de eliminación de CO2 aumentan, se pone en funcionamiento
más áreas con membranas.
El sistema de membranas fue ofertada como una unidad paquete montada sobre una plataforma móvil.
La operación del sistema es sencillo y solo requiere la atención del operador de planta en turno. Sin la
necesidad de utilizar líquidos para el procesamiento de gas, la planta de membranas proporciona un
sistema simple y compacto con muy bajo impacto ambiental. Finalmente, debido a su sistema modular,
la planta de membranas podía ser suministrada en 2 plantas de 15 MMSCFD. Esto permitió postergar la
inversión de una porción del capital hasta que la producción de gas permitiera usar la capacidad
instalada total de 30 ó incluso subir hasta 45 MMSCFD. El sistema de membranas tiene la facilidad de
instalar equipos a medida que aumenten las necesidades de procesamiento de gas reales.
Principios y diseño del sistema de membranas. Las membranas de separación de gas trabajan bajo
el principio de que algunos gases pasan con mayor facilidad y son más solubles en membranas
poliméricas que otros gases. El vapor de agua y el CO2 son gases altamente permeables y pueden ser
separados de moléculas de hidrocarburos más grandes en corrientes de gas natural. La fuerza para la
separación en las membranas es la diferencia en las presiones parciales entre los lados de alta y baja
presión de la membrana. De manera que cuando el gas de alimentación pasa por la membrana, los
gases “rápidos” se filtran más fácilmente que los gases “lentos”. El proceso da un gas permeado que se
colecta en baja presión y que tiene mayor concentración de CO2 y H2O que el gas de alimentación. El
gas residual que se produce en el lado de alta presión es bajo en CO2 y H2O, produciendo un gas
idóneo para su venta.
La separación en la membrana es una función de la presión de alimentación, temperatura y composición
del gas de alimentación, así como la de presión del gas ‘permeado’. Ninguna membrana funciona como
un separador perfecto. Parte del metano en el gas de alimentación termina en la corriente ‘permeada’ de
baja presión que tiene mayor concentración de CO2. En un sistema de membranas de una etapa y un
paso, este metano se pierde si el gas ‘permeado’ no se puede consumir como combustible. En muchos
casos, esta operación resulta en costos operativos más altos a causa de la pérdida del metano. Sin
embargo, el metano de la corriente ‘permeada’ puede ser recuperado efectivamente usando un sistema
de membranas de dos etapas. En este caso, la corriente ‘permeada’ se comprime y el gas rico en CO2
se procesa en la segunda etapa del sistema. El CO2 se remueve del sistema al mismo tiempo que la
segunda etapa del sistema descarga el gas. El metano que se recupera se encuentra disponible en alta
presión y puede ser reciclado a la primera etapa del sistema para una purificación final.
Los sistemas de membrana de dos etapas proveen al operador diferentes alternativas para mejorar el
trabajo con respecto a los cambios de la condiciones de procesamiento. Los ajustes en el área de la
membrana y/o en las condiciones operativas de una o ambas etapas pueden mantener una calidad de
gas consistente y una eficiencia operativa sobre un amplio rango de condiciones de operación. En la
Figura Nº 1 se encuentra un diagrama de flujo del proceso y el balance de materia para un sistema de
membranas de dos etapas (equipos con mayúsculas y fluidos con minúsculas):
Antes de ser tratado, el gas de alimentación debe pasarse por un filtro tipo carbón activado para
remover las trazas de contaminantes orgánicos que pueda tener. El sistema de membranas tiene un
sistema de pre-tratamiento y 2 grupos de módulos que contienen los elementos (las membranas).
Ambos grupos de módulos tienen un pre-tratamiento que proporciona la protección fundamental para
las membranas, que consiste de un filtro coalescedor muy efectivo para remover contaminantes como
arena, aceite lubricante e hidrocarburos o agua condensada. El filtro coalescedor limpia al gas de
alimentación que viene del filtro de carbón y remueve cualquier polvo que pueda portar. Luego se hace
pasar al gas de alimentación por el precalentador para que alcance la temperatura deseada por los
módulos donde están las membranas.
Figura Nº1: Diagrama de flujo y balance de materia (planta de membranas de 2 etapas)
3

4. Nº del fluido
Nombre del fluido
1 Gas de
alimentació
n
2 Gas
permeado
3 Gas a
Ventas
Flujo, MMSCFD 30.0 3.5 26.5
Presión, PSIG 925 5 910
Temperatura, ºF 86 94 95
Composición, MOL % (seco)
Dióxido de carbono CO2 11.0 81.1 1.9
Metano CH4 86.3 18.7 95.2
Nitrógeno N2 0.6 0.1 0.6
Etano +
C2H4+
2.1 0.1 2.3
El gas de alimentación entra caliente a los módulos para su procesamiento. La primera etapa, para una
planta de 15 MMSCFD de capacidad, consiste de un patín prearmado que tiene 6 filas acomodadas en
una configuración paralela. Cada fila tiene 5 módulos de membranas. Por lo tanto, la primera etapa
tiene 30 módulos. Es posible reducir la capacidad retirando a las filas en proporción adecuada. Así se
baja la capacidad de operación de 30 a 5 módulos en variaciones fáciles de llevar a cabo en forma
paralela a la disponibilidad de producción de gas de los pozos. El diseño modular permite la reducción
del área de filtración, fila por fila, para que se obtenga el contenido de CO2 y los requerimientos de
recuperación de hidrocarburos en el producto que va a ir a la venta. La segunda etapa tiene una
configuración similar, pero con módulos de menor capacidad, para que exista una relación de operación
adecuada, teniéndose en consideración que el gas filtrado va a la entrada de la primera etapa.
Instalación del Sistema de membranas. La planta se instaló dentro de una gran fábrica ya existente.
Debido a que requería poco espacio, se pudo instalar fácilmente. El área total de la planta es de 150 x
200 pies. Una vez que se tuvo todo preparado, la instalación total tomó 11 días con un equipo de 9
1
3
2 PermeadoCOMPRESOR
Gas de
alimentación
Líquidos
MEMBRANA
Etapa 1
Reciclo
PRECALENTADOR
FILTRO
4
Líquidos
FILTRO
Gas a
ventas
MEMBRANA
Etapa 2

5. personas. En la mayor parte del primer día se instaló el patín prearmado sobre una superficie de
concreto que se había preparado con anterioridad. A pesar de que esto no es necesario, es una buena
opción ya que provee un ambiente de trabajo limpio y seguro. Los siguientes 8 días fueron para instalar
la red de tuberías de la planta. En ese mismo momento también se estaba construyendo la terminal de
tres líneas de transmisión de gas para proporcionar gas de alimentación a la planta. Una vez que se
completó la instalación mecánica, se requirió de tres días para instalar todos los módulos.
Además del pre tratamiento que viene con el sistema de membranas, se instalaron equipos adicionales
para la filtración del gas de alimentación y para el calentamiento del gas. Se instalaron también filtros de
coalescencia de flujo invertido antes de las 2 etapas para evitar que entren, en las secciones de pre
tratamiento de la planta, sustancias como aceites de compresores, productos químicos y partículas de
las tuberías. A pesar que lo anterior no era necesario, se instalaron como una medida de seguridad
adicional para mantener los contaminantes fuera del sistema y lejos de las membranas. Se instalaron
también calentadores en línea, antes de la planta, lo largo de las líneas de transmisión de gas para
asegurar una temperatura de gas de alimentación de 90ºF a 95ºF a lo largo del año.
Se instalaron varias facilidades para hacer más fácil la operación de la planta y la recolección de
información. Se tuvo que recolectar la mayor cantidad de información posible para efectuar una
evaluación detallada del desempeño de la planta y verificar que el sistema de membranas era
económico de operar. A la entrada y a la salida de cada etapa se instaló una instrumentación electrónica
para monitorear la temperatura, presión y flujo. Se instaló también un cromatógrafo de gases para
determinar la alimentación online y las composiciones de gas, haciendo que se facilite una operación
eficiente y una respuesta rápida al cambio de las condiciones del gas de alimentación.
A pesar que no se requería, se proporcionó un sistema de aire de instrumentos como una alternativa al
sistema de gas de instrumentos para la operación de los instrumentos neumáticos y las válvulas de
parada. Se instaló un sistema computarizado de recolección de información muy conveniente que ayudó
a los operadores a recuperar con facilidad el estado de la planta y las condiciones de operación. Se
construyó también un edificio para albergar a la planta. Se instaló un sistema generador de energía en
caso de emergencia, que se haría cargo de la instrumentación eléctrica y mantendría la planta en
funcionamiento en caso de que haya alguna interrupción eléctrica. Todo se instaló asumiendo que la
capacidad de la planta se ampliaría, permitiendo su ampliación a un costo muy bajo. Estos gastos extras
fueron de aproximadamente el 5% del total del costo de instalación de la planta. 9 meses después del
arranque de la primera planta de 15 MMSCFD se instalaron dos plantas más de 15 MMSCFD cada una,
haciendo que el total de capacidad de procesamiento instalado sea de 45 MMSCFD.
Operación de la Planta. Desde el primer día de operación, la planta ha cumplido con las estrictas
especificaciones del gasoducto para el gas de venta. El rendimiento se incrementó de un rango inicial
de 4 hasta 16 o 17 MMSCFD dentro de los primeros cuatro meses de funcionamiento. A pesar que la
calidad del gas de alimentación en el contenido de CO2 era de 11%, el contenido real se ha situado sólo
un poco sobre el 8%. El contenido de CO2 en el gas de venta se ha mantenido constantemente debajo
del 2% (el promedio hasta la fecha es de 1.91%), con un contenido de agua menor a 1lb/MMSCFD. La
planta, incluso, ha operado con un contenido de CO2 en el gas saliente a ventas tan bajo como 1%.
La capacidad flexible ha sido un factor de excelencia en la planta. A medida que el volumen de gas
incrementa o disminuye, los módulos se pueden poner o sacar de operación para que el área de
filtración de las membranas alcance los requerimientos de procesamiento. Cambiar el número de
módulos es una labor simple que lo hace una sola persona. Por otro lado, es importante mantener una
relación constante entre el gas de alimentación y el área total de las membranas. Si el área de las
membranas es muy alto, el sistema permeará una mayor fracción de Metano para mantener dentro de
especificación el contenido de CO2 en el gas de ventas; asimismo se requerirá una potencia de
compresión en exceso para manejar el flujo permeado y, por último, se incrementarán las pérdidas de
hidrocarburos. Si el área de las membranas es pequeña, resultará en un incremento en el contenido de
CO2 en el gas para la venta. La mano de obra era una de las primeras preocupaciones. Esta es una de
las ventajas de las membranas: no se requiere un personal operativo numeroso y sólo se optó por tener
uno. Toda la planta, que actualmente opera a 31 MMSCFD tiene un hombre trabajando ocho horas al
día, cinco días a la semana. Un operador de apoyo está disponible dos días a la semana.
Desde su arranque la planta ha trabajado casi de manera continua. Sólo ha tenido 20 horas de parada
programada y no programada en más de 14 meses de operación (menos del 0.2% de inactividad). La
parada programada se usó para inspeccionar y cambiar los elementos del filtro coalescente y el carbón
activado. Se examinó el carbón luego de 9 meses y aun tenía el 30% de su vida activa disponible. El set
actual de filtros de coalescencia y carbón activado debería demostrar un año de vida. En todos los filtros
5

6. se instalaron manómetros diferenciales para monitorearlos y saber cuándo se necesita cambiarlos.
Costos Operativos Reales. Luego de 15 meses se ha hecho una reevaluación de los costos operativos
asociados con la operación de la planta. Como se muestra en la Tabla Nº 1, los costos operativos
principales son el gas combustible para la compresión y calentamiento, perdidas de hidrocarburos y
reemplazo de las membranas. La información recopilada de la operación de la planta verificó que la
planta ha sido rentable y los costos operativos han sido menores de lo que se esperaba.
El consumo de combustible dentro de la planta incluye los compresores interetapa, calentadores en
línea antes de cada planta y antes de los módulos. El gas de alimentación crudo se usa como gas
combustible a través de la planta. Desde la operación inicial, el consumo total del combustible de la
planta promedia el 2.0% del volumen del gas de alimentación de entrada. El uso de combustible se
puede disminuir al usar combustible de los permeados para las compresoras o los calentadores a gas.
Sin embargo, fabricante sugiere que si se sigue usando gas de alimentación con menos CO2 y con
significativamente menos contenido de agua, ésto debería prolongar el tiempo de vida de la
compresora.
Los HP requeridos para comprimir la corriente permeada para alimentar la segunda etapa era un gran
problema en el proyecto. Una compresión excesiva es tan importante como la perdida de Metano si
hablamos de la parte económica. El fabricante hizo una estimación teórica del volumen de permeado
generado en las primeras etapas: un 27% del flujo de entrada. El volumen real de gas para compresión
se promedia en 24%, principalmente debido al contenido reducido de CO2 en el gas de alimentación.
La pérdida de hidrocarburo fue un parámetro operativo importante cuando se revisó la economía de la
planta. Antes de aprobar la selección y compra de la planta de membranas, la Dirección requirió de una
garantía en la pérdida máxima permisible de hidrocarburos. El diseño de las dos etapas redujo
drásticamente las pérdidas de hidrocarburo, pero este valor continúa jugando un factor fundamental en
la economía del proceso. El fabricante del sistema de membranas dio una garantía que la perdida de
hidrocarburos desde la alimentación hasta la venta de gas no sería más del 2,5%. La planta se ha
desempeñado de manera consistente y mejor que este nivel. La perdida real tiene un promedio de
2.06% desde que la planta empezó a operar, para rangos de alimentación de 4 a 31 MMSCFD.
También se anticipa que los gastos operativos para reemplazar las membranas será menor que el
estimado original. La capacidad de la planta es mayor que la diseñada, requiriendo el funcionamiento de
aproximadamente el 75% del área de membranas instaladas. Esto hace una reducción directa del 25%
en el gasto operativo anual para los elementos de reemplazo. Pruebas hechas en varios elementos
luego de 9 meses de funcionamiento indican que no hay pérdida en el rendimiento. Hasta la fecha el
sistema se ha desempeñado de manera consistente sin ninguna razón para esperar ninguna disminución
en la vida útil de las membranas comparando con los estimados originales.
Los valores observados del uso de combustible y pérdida de hidrocarburos en los costos operativos en
la Tabla Nº 2 resultan en costos operativos reales de US$ 0.116/MSCFD. Esto representa una reducción
del 11% en relación a los estimados originales de la planta de aminas y de la planta de membranas.
Traducido de “Hydrocarbon Processing”
Ingeniería Ambiental
Dr. J. Cabezas
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7. se instalaron manómetros diferenciales para monitorearlos y saber cuándo se necesita cambiarlos.
Costos Operativos Reales. Luego de 15 meses se ha hecho una reevaluación de los costos operativos
asociados con la operación de la planta. Como se muestra en la Tabla Nº 1, los costos operativos
principales son el gas combustible para la compresión y calentamiento, perdidas de hidrocarburos y
reemplazo de las membranas. La información recopilada de la operación de la planta verificó que la
planta ha sido rentable y los costos operativos han sido menores de lo que se esperaba.
El consumo de combustible dentro de la planta incluye los compresores interetapa, calentadores en
línea antes de cada planta y antes de los módulos. El gas de alimentación crudo se usa como gas
combustible a través de la planta. Desde la operación inicial, el consumo total del combustible de la
planta promedia el 2.0% del volumen del gas de alimentación de entrada. El uso de combustible se
puede disminuir al usar combustible de los permeados para las compresoras o los calentadores a gas.
Sin embargo, fabricante sugiere que si se sigue usando gas de alimentación con menos CO2 y con
significativamente menos contenido de agua, ésto debería prolongar el tiempo de vida de la
compresora.
Los HP requeridos para comprimir la corriente permeada para alimentar la segunda etapa era un gran
problema en el proyecto. Una compresión excesiva es tan importante como la perdida de Metano si
hablamos de la parte económica. El fabricante hizo una estimación teórica del volumen de permeado
generado en las primeras etapas: un 27% del flujo de entrada. El volumen real de gas para compresión
se promedia en 24%, principalmente debido al contenido reducido de CO2 en el gas de alimentación.
La pérdida de hidrocarburo fue un parámetro operativo importante cuando se revisó la economía de la
planta. Antes de aprobar la selección y compra de la planta de membranas, la Dirección requirió de una
garantía en la pérdida máxima permisible de hidrocarburos. El diseño de las dos etapas redujo
drásticamente las pérdidas de hidrocarburo, pero este valor continúa jugando un factor fundamental en
la economía del proceso. El fabricante del sistema de membranas dio una garantía que la perdida de
hidrocarburos desde la alimentación hasta la venta de gas no sería más del 2,5%. La planta se ha
desempeñado de manera consistente y mejor que este nivel. La perdida real tiene un promedio de
2.06% desde que la planta empezó a operar, para rangos de alimentación de 4 a 31 MMSCFD.
También se anticipa que los gastos operativos para reemplazar las membranas será menor que el
estimado original. La capacidad de la planta es mayor que la diseñada, requiriendo el funcionamiento de
aproximadamente el 75% del área de membranas instaladas. Esto hace una reducción directa del 25%
en el gasto operativo anual para los elementos de reemplazo. Pruebas hechas en varios elementos
luego de 9 meses de funcionamiento indican que no hay pérdida en el rendimiento. Hasta la fecha el
sistema se ha desempeñado de manera consistente sin ninguna razón para esperar ninguna disminución
en la vida útil de las membranas comparando con los estimados originales.
Los valores observados del uso de combustible y pérdida de hidrocarburos en los costos operativos en
la Tabla Nº 2 resultan en costos operativos reales de US$ 0.116/MSCFD. Esto representa una reducción
del 11% en relación a los estimados originales de la planta de aminas y de la planta de membranas.
Traducido de “Hydrocarbon Processing”
Ingeniería Ambiental
Dr. J. Cabezas
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