COMBUSTIBLE DIESEL DEL GAS NATURAL POR FISCHER-TROPSCH SINTÉSIS USANDO SYNGAS CON NITRÓGENO

Características de las Reservas de los Hidrocarburos de Bolivia

En los últimos años, grandes reservas de gas natural se han descubierto en Bolivia. Estos campos recientemente descubiertos, los cuáles contienen más o menos 55 trillones de pies cúbicos de gas, se han valorado en más de $70 millones USD y llevan las reservas domésticas totales del país al segundo lugar en Sudamérica. Estos nuevos campos de gas se consideran "remotos" porque ellos están situados lejos de los grandes mercados establecidos, y el transporte de este gas implica desafíos difíciles -- económicos, políticos y sociales. En julio del 2004 los ciudadanos Bolivianos votaron para establecer una política multifacética de energía nacional para ayudar a la explotación directa de estas reservas del gas natural. Esta nueva política para la "industrialización" del gas de Bolivia tiene varios objetivos, pero entre sus metas principales está la utilización de este recurso para satisfacer las necesidades domésticas actuales de Bolivia. Otra meta de la política intenta desarrollar y exportar alguna fracción de este gas natural (y de los productos derivados de éste) en términos económicamente favorables.

En contraste a sus abundantes reservas de gas natural, Bolivia tiene solamente modestas reservas de petróleo. Además de la escasez, el petróleo crudo de Bolivia es "superligero" y no adecuado a la producción de fracciones más pesadas de hidrocarburos tales como diesel, lubricantes, y ceras. Para estas razones, Bolivia importa estos productos actualmente.

En resumen, los problemas de los hidrocarburos de Bolivia son dobles. En primer lugar, el país sufre de una carencia del petróleo conveniente para la producción de cantidades adecuadas de hidrocarburos líquidos más pesados como el diesel. Y en segundo lugar, aunque Bolivia ahora goza de reservas significativas del gas natural, faltan los medios para transportar este gas a los mercados lejanos.

El Papel de la Tecnología de los Procesos Gas-a-Líquido (GTL)

Una solución potencialmente atractiva para los problemas de Bolivia es la conversión de su gas natural a líquidos que se exportan más fácilmente o se adecuan mejor a sus necesidades domésticas. En principio, esto podría ser alcanzado o por enfriamiento y condensación del gas para

producir gas natural licuado (GNL) – o por la conversión química a hidrocarburos más pesados como el diesel. Esto último es especialmente atractivo en la perspectiva de Bolivia, porque trata ambas necesidades domésticas y oportunidades de exportación.

Varios procesos existen para convertir el gas natural a hidrocarburos líquidos; la mayoría de implican los pasos siguientes:

● la generación del gas de síntesis (o "syngas") – una mezcla principalmente de CO e H2 – del gas natural, generalmente por reformado;

● la conversión catalítica de esta mezcla de syngas a un producto líquido crudo, generalmente por el proceso Fischer-Tropsch; y

● el mejoramiento del "syncrudo" obtenido a productos terminados como diesel combustible -- por ejemplo, por hidroprocesado.

Varias compañías han reconocido la oportunidad de construir plantas GTL a gran escala en Bolivia, y planes para proyectos tan grandes como 90.000 barriles por día (bbl/día) han sido elaborados.

En un Proyecto de Grado recientemente terminado conducido bajo la dirección del profesor Edwin Quiroga en el Departamento de la Ingeniería Química de la USFX, los estudiantes Simeón Ovando y Gonzalo Vara analizaban los mercados de Bolivia para los hidrocarburos líquidos – ambos actuales y futuros -- con miras a la determinación del tamaño de una planta GTL a gran escala que llegaría satisfacer la demanda en la década actual. Su análisis consideraba ambos el consumo doméstico proyectado así como mercados potenciales de exportación. Ovando y Vara concluyeron que una planta con una capacidad para producir 75.000 bbl/día de los hidrocarburos líquidos (principalmente diesel) a partir de 800 millones de pies cúbicos estándares por día (MMPCSD) de gas natural satisfacería estas necesidades, y diseñaron los secciones de syngas y de Fischer-Tropsch de una planta GTL de este tamaño (1). Su diseño estuvo basado en la producción de syngas en un reformador tradicional de vapor-metano, seguido por la conversión de Fischer-Tropsch a productos líquidos utilizando un catalizador con base-hierro en un reactor de lodos (2).

La Base para un Proceso de GTL en Pequeña Escala

Tradicionalmente, la tecnología del proceso de GTL ha apuntado a las aplicaciones a gran escala (por ejemplo, las capacidades de 75.000 a 90.000 bbl/día en los estudios citados arriba). Esto es porque los mercados internacionales para hidrocarburos líquidos son grandes y porque muchas de las operaciones unitarias implicadas en el procesamiento GTL (por ejemplo, la producción criogénica de oxígeno) son más eficientes cuando operan a escala grande. Es decir, los costos unitarios de producción caen conforme la capacidad de la planta aumenta. De hecho, la explotación de las economías de escala ha sido un tema dominante en las industrias del petróleo y de las químicas en la última mitad del siglo pasado. Sin embargo, bajo circunstancias especiales puede ser deseable a diseñar y construir plantas de GTL más pequeñas, y con tecnología nueva, estas plantas pueden llegar a ser competitivas en un futuro no muy lejano.

Varios factores tienden a limitar el tamaño óptimo de una planta de GTL. A veces los factores son geográficos, como cuándo el gas natural está disponible en regiones remotas o aún mar adentro que de otro modo sería quemado; verdaderamente, plantas GTL a pequeña escala persiguen activamente utilizar este gas natural varado. En otros casos, los factores económicos y sociales pueden determinar el tamaño más favorable de la planta; por ejemplo, el capital de inversión puede ser limitado, o los asuntos ambientales o de seguridad pueden hacer difícil la localización de una planta grande. Y finalmente, el mercado accesible para los productos de GTL puede ser pequeño en comparación con el tamaño de una planta GTL "tradicional". Varios de estos factores pertenecen a Bolivia, donde la demanda doméstica para el combustible diesel esta cerca de los 15.000 bbl/día actualmente (1).

Varias tecnologías para la conversión de hidrocarburos – por la generación de syngas y la conversión del gas a líquidos -- se han desarrollado en los años recientes y demuestran el compromiso para operar competitivamente en una escala más pequeña que aquella para la que se han diseñado la mayoría de los reformadores de vapor-metano y plantas Fischer-Tropsch comúnmente. Las tecnologías más innovadoras están en etapas tempranas de desarrollo y por lo tanto son algo especulativas; éstas incluyen, por ejemplo, los procesos basados en craqueo del metano a un acetileno producto intermedio del proceso GTL (3), y reactores de membrana cerámica con transporte iónico (4). Sin embargo, otros procesos de GTL con potencial para la operación en escala más pequeña son menos revolucionarios y más prometedores en corto plazo.

El Proyecto: Diesel del Gas Natural por Síntesis de Fischer-Tropsch

Utilizando Syngas con Nitrógeno

En los últimos años, Hedden, Jess, y sus colaboradores han propuesto un concepto novedoso para producir hidrocarburos líquidos del gas natural (5- 10). En lugar de recomendar la construcción de plantas GTL más eficientes pero también mas costosas, diseñadas para aminorar los costos de energía y de los materiales, estos investigadores sugieren se diseñen plantas relativamente baratas (aunque algo menos eficientes) para las situaciones donde el gas natural está lejos de los grandes mercados y es relativamente barato y abundante con respecto al capital de inversión. El proceso GTL que Hedden, Jess, y sus colaboradores diseñan y describen con gran detalle en su serie de artículos implica las siguientes operaciones:

● la generación de syngas por oxidación parcial catalítica del metano sobre un catalizador de níquel que utiliza aire en lugar de oxígeno (evitando así una planta costosa para la separación de oxígeno del aire que funcionaría eficientemente solamente en la escala grande);

● la conversión en dos etapas de syngas rico en nitrógeno a líquido en reactores Fischer-Tropsch, que consisten en reactores multi-tubulares de lecho fijo y que contienen un catalizador de hierro; y

● la recuperación de productos – gasolina, diesel, y ceras.

Esto proceso sencillo en concepto tiene algunas ventajas importantes.

Hedden, Jess, et al. se centran en el compromiso entre el costo de inversión y el costo de eficiencia operación, y ellos identifican las circunstancias bajo las cuáles las plantas de GTL son menos eficientes pero menos costosas, será más apropiado que las plantas sean más eficientes pero más costosas. Nosotros iríamos un paso más lejos y sugeriríamos que esas plantas de GTL más pequeñas basadas en este concepto de diseño puedan ser especialmente atractivas en Bolivia, donde están limitados el tamaño del mercado interior y la disponibilidad del capital de inversión. Además, ciertas características del proceso de GTL de Hedden/Jess – por ejemplo, la falta de una planta criogénica para la separación del aire, la ausencia de recirculación de syngas, y el control de la temperatura mejorado y la configuración menos costosa del reactor debido a la presencia de nitrógeno absorbiendo calor en el

reactor de Fischer-Tropsch – sugieren que este proceso puede funcionar relativamente eficientemente con capacidades de planta pequeñas.

En el Proyecto de Grado propuesto aquí, el estudiante determinará el tamaño y la localización de una planta de GTL en escala reducida relativamente (¿quizás 10.000-25.000 bbl/día?) diseñada para satisfacer las necesitas domésticas de diesel Bolivia; este esfuerzo estará basado en gran parte en el estudio del mercado realizado por Ovando y Vara (1). Entonces el estudiante desarrollará un organigrama detallado con flujos de masa y calor para una planta GTL de este tamaño basada en el concepto del proceso de Hedden, Jess, y sus colegas. Minimamente, el estudiante diseñará los equipos para la primera sección de esta planta de GTL – a saber, la unidad de oxidación parcial catalítica con aire. Idealmente, pero solamente si el tiempo lo permite, el estudiante también extenderá el trabajo para incluir la sección de Fischer-Tropsch de la planta. Un análisis económico preliminar será realizado para permitir la comparación del proceso GTL más tradicional y a gran escala [investigado por Ovando y Vara (1-2)] con el proceso alternativo y más pequeño explorado aquí. Se espera que ésto proporcionará lineamientos respecto al tipo y la escala de planta de GTL que es más "apropiada" a las circunstancias de Bolivia.

Bibliógrafo:

1. Ovando Gonzáles Simeón y Vara A. Gonzalo, "Obtención de Gas de Síntesis y Petróleo Sintético por el Método Fischer-Tropsch a Escala Convencional," Proyecto de Grado (1º Presentación), USFX, Sucre, Bolivia (Abril 2004).

2. Ovando Gonzáles Simeón y Vara A. Gonzalo, "Obtención de Gas de Síntesis y Petróleo Sintético por el Método Fischer-Tropsch a Escala Convencional," Proyecto de Grado (2º Presentación), USFX, Sucre, Bolivia (Mayo 2004).

3. "Industry Trends", Oil & Gas Journal, p. 7, (Septiembre, 2002); "From Natural Gas to a Gasoline Source," Chemical Engineering Progress, p. 15, (Noviembre 2002); www.synfuels.com.

4. A.C. Vosloo, "Fischer-Tropsch: a futuristic view," Fuel Processing Technology, Vol. 71, pp. 149-155 (2001); J.R. Rostrup-Nielsen, "Syngas in perspective," Catalysis Today, Vol. 71, pp. 243-247 (2002).

5. K. Hedden, A. Jess, and T. Kuntze, "A New Concept for the Production of Liquid Hydrocarbons from Natural Gas in Remote Areas,"OIL GAS European Magazine, Vol. 20, No. 3, pp. 42-44 (1994).

6. A. Jess and K. Hedden, "Production of Synthesis Gas by Catalytic Partial Oxidation of Methane with Air," OIL GAS European Magazine, Vol. 20, No. 4, pp. 23-27 (1994).

7. T. Kuntze, K. Hedden, and A. Jess, "Kinetics of the Fischer-Tropsch Synthesis Using a Nitrogen-Rich Synthesis Gas," OIL GAS European Magazine, Vol. 21, No. 1, pp. 19-24 (1995).

8. A. Jess, R. Popp, and K. Hedden, "Production of Diesel Oil and Wax by Fischer-Tropsch Synthesis Using a Nitrogen-Rich Synthesis Gas – Investigations on a Semi-Technical Scale," OIL GAS European Magazine, Vol. 24, No. 2, pp. 34-43 (1998).

9. A. Jess, R. Popp, and K. Hedden, "Fischer-Tropsch synthesis with nitrogen-rich syngas – Fundamentals and reactor design aspects,"Applied Catalysis A: General, Vol. 186, pp. 321-342 (1999).

10. A. Jess, K. Hedden, and R. Popp, "Diesel Oil from Natural Gas by Fischer-Tropsch Synthesis Using Nitrogen-Rich Syngas," Chemical Engineering Technology, Vol. 24, pp. 27-31 (2001).

contribuirán en gran medida a la internacionalización de los flujos de gas.

PLANTAS DE GTL

Una planta de GTL (“gas a líquidos”, en inglés) permite convertir gas natural en diesel, queroseno, nafta y GLP, mediante el uso de tecnologías que se conocen hace más de 50 años. El reto ha consistido en integrar las tres etapas requeridas: procesamiento y síntesis del gas, ciclo de Fischer-Tropsch y craqueo de los hidrocarburos de cadena larga, en un proceso integrado y rentable. Entre las ventajas sobresalen que el diesel obtenido es muy limpio y permite mejorar la calidad de diesel convencional, razón por la que se reducen costos de hidrotratamiento para mejorar la calidad del combustible. Los resultados han sido tan alentadores, que se han obtenido sustanciales avances en relación con las nueve plantas construidas por los alemanes en 1945 como consecuencia de las sanciones económicas impuestas al finalizar la Primera Guerra Mundial. Hoy, la empresa sudafricana Sasol produce 160 mil barriles por día (bpd) de líquidos a partir del gas asociado al carbón mediante dos plantas existentes en cercanías a Johannesburgo. La idea es tan atractiva, que las grandes multinacionales tienen proyectos a escala industrial, cada vez con mejores resultados en términos de eficiencia: Shell construyó su primera planta de GTL en 1993 en Malasia; Conoco-Philips construyó otra en 2003 en Oklahoma, con capacidad para convertir cuatro millones de pies cúbicos por día en 400 barriles por día de diesel y nafta libres de azufre; Chevron-Texaco se asoció con Sasol y construye una planta en Nigeria para producir 34 mil bpd de líquidos y BP construyó una planta en Alaska que le permitió producir 250 bpd de líquidos en 2003.Para que una planta de GTL sea rentable hoy, se requieren campos con reservas de gas de al menos 1,3 tpc.

EL PRODUCTO

Por sus características, estas plantas constituyen una alternativa más para el desarrollo de los

recursos descubiertos en el Piedemonte colombiano. Además, contribuye con el medio ambiente por tratarse de un combustible incoloro, inodoro y sin contenido de aromáticos, nitrógeno o azufre, que puede ser combinado con el diesel producido actualmente y facilitar el cumplimiento de la legislación ambiental, cada vez más rigurosa.Sin embargo, el GTL no es la única alternativa. Debido a la riqueza del gas del Piedemonte, es posible también pensar en la construcción de plantas de iso-butano o de amoniaco que permiten incentivar el crecimiento de la industria petroquímica.

GENERACIÓN ELÉCTRICA

Una alternativa adicional, especialmente para los campos que no poseen recursos suficientes de gas que justifiquen la construcción de plantas de GNL, GNC o GTL, lo constituyen las plantas generadoras de energía eléctrica de ciclos combinados de última generación, alimentadas por gas natural en cabeza de pozo.Hoy día, las térmicas de Termoyopal, que opera con gas producido en los campos de Floreña y Pauto; y Termocoa, que utiliza gas de Apiay, generan electricidad que se utiliza tanto para consumo propio como para generar excedentes que favorecen a las regiones de influencia, abaratando las facturas de los consumidores locales.Las plantas son más económicas y ambientalmente viables que las hidroeléctricas, con lo que se garantizaría el crecimiento de la oferta energética a largo plazo.

Planta de Separación de Líquidos Río GrandeCLIENTE: YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación)LUGAR: Santa Cruz de la Sierra - Bolivia

DESCRIPCIÓN

El proyecto EPC contempla el cumplimiento de la ingeniería necesaria para la construcción, las compras correspondientes, la construcción, el montaje y el pre comisionado y comisionado de las siguientes instalaciones:

Unidad de Filtrado Unidad de Deshidratación (tres deshidratadores moleculares 5 MMBtu/h) Unidad Criogénica (Turbo-expansor 2300HP) Fraccionamiento y Estabilización. (Columna Absorvedora y Deetanizadora 8.5 MMBtu/h;

Columna Debutanizadora 6 MMBtu/h; Columna Estabilizadora 0,5 MMBtu/h) Compresión Residual (Un turbocompresor 12000HP-9000 HP) Almacenaje (GLP seis bullets 2100m3 total; Gasolina rica dos recipientes 170 m3; Gasolina

estabilizada dos tanques API 420m3) Sistema de Carga a Camiones Cisterna para GLP, Gasolina rica y Gasolina estabilizada Sistemas Auxiliares (Tratamiento de agua de producción, Aire de Instrumentos y Servicios,

Venteos y Drenajes, Gas Combustible, Aceite Térmico, Generación Eléctrica, Agua de Servicio e Industrial, Agua Contra Incendio 5200m3)

Datos de procesamiento

La capacidad de procesamiento de la planta es la siguiente:

200MMSCFD de Gas natural proveniente de los Gasoductos GASYRG y YABOG Recuperación 96% de Propano Producción:

• LPG (C3&C4) 361 TPD• Gasolina rica en pentanos 150 TPD• Gasolina estabilizada 350 TPD

Capacidad de almacenaje nuevos tanques: 3 de 18.000 m3 c/u

Período de ejecución

Enero 2011 - Julio 2013

http://www.aesa.com.ar/construccion_E04riogrande.html

Los objetivos principales de un proyecto para convertir hidrocarburo líquido sintético son:

• Obtener un combustible más limpio.

• Utilización del gas como materia prima para obtener líquidos sintéticos, maximizando el recurso.

• Generar valor agregado al gas natural.

• Cubrir la demanda insatisfecha de diesel

• Ahorro en divisas

• Excedente destinado al mercado internacional.

Situación energética actual. Obtención de combustibles

líquidos sintéticos.

El escenario energético actual, y por tanto el modelo de desarrollo, no

es sostenible ni seguro, y está condicionado por dos factores: a) los

recursos naturales son limitados; y b) el aumento de las emisiones de gases

de efecto invernadero asociado al modelo de uso de dichos recursos.

Informes de tan sólo hace 5 años [1], cuando comenzó a desarrollarse esta

Tesis Doctoral, ya señalaron que el nivel de desarrollo de la sociedad

implicará un incremento en el uso de los recursos energéticos del 50 60‐ %

hasta el año 2030, basándose este aumento en el uso de combustibles

fósiles (83 % de la energía total consumida). Este aspecto es aún más

drástico en el sector del transporte, cuyo consumo crecerá un 20 % siendo

las emisiones de CO2 asociadas un 33 % de las emisiones totales [1]. En

dicho sector, la propuesta de captura de CO2 es inviable, por lo que se hace

necesario utilizar fuentes renovables y poco contaminantes, jugando los

procesos catalíticos un papel relevante en dicho escenario [2].

Actualmente el petróleo sigue siendo la principal fuente de obtención

de productos químicos y combustibles, pero su uso no es sostenible desde

un punto de vista medioambiental. Las cada vez más exigentes legislaciones medioambientales, el elevado a la vez que volátil precio de los combustibles fósiles, la preocupación de los estados por asegurar la seguridad en el abastecimiento de combustibles fósiles, el desarrollo tecnológico y quizás más importante, la relevancia que están tomando los combustibles de origen renovable en el escenario energético y su implicación en un desarrollo sostenible, hace necesario la búsqueda de fuentes alternativas de energía. Éstas deberán abastecer el consumo mundial de energía, en continuo crecimiento debido en parte al desarrollo de países emergentes como China (en 2010 se ha convertido en el mayor consumidor de energía mundial [3]), y lograr un desarrollo sostenible que permita cumplir con los acuerdos sobre emisiones de gases de efecto invernadero establecidos hace varios años en el Convenio Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (Protocolo de Kyoto, 1997 [4]) y que se han revisado recientemente en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático celebrada en diciembre de 2009 en Copenhague [5].

La Agencia Internacional para la Energía (International Energy Agency) ha presentado recientemente un informe [5] en el que afirma que la crisis económica global que ha desestabilizado los mercados energéticos desde 2008 hace que el mundo de la energía se enfrente a una incertidumbre sin precedentes. La evolución del sector de la energía en los próximos años va a depender del ritmo al que se recupere la economía global, siendo los gobiernos y la forma en que reaccionen a los desafíos del cambio climático, y la seguridad energética, los que definirán el futuro de la energía a largo plazo.

Como ya se ha indicado, uno de los principales focos de demanda energética es el sector del transporte. A la espera de un desarrollo suficiente de tecnologías alternativas como la producción de H2 renovable y su uso en pilas de combustible, los combustibles líquidos

sintéticos son los que harán frente a este incremento de la demanda energética en el sector transporte durante el presente siglo. El reciente informe Annual Energy Outlook 2011 de la Energy Administration Information (USA) [6] señala que el consumo de combustibles líquidos para el transporte va a crecer de 13.6 millones de barriles diarios en 2009 a 14.1 millones de barriles diarios en 2025, y es en el suministro de esta cantidad de combustibles donde los procesos XTL tomarán especial relevancia. Los procesos GTL, CTL y BTL incluyen un conjunto de reacciones y operaciones químicas que transforman el gas natural, el carbón y la biomasa preferentemente en diferentes tipos de combustibles líquidos y productos químicos de gran utilidad para la industria. Sin embargo, hay que tener en cuenta que para que estos procesos sean sostenibles, es necesario utilizar otras tecnologías, como la captura y el almacenamiento de CO2. Cuando se producen líquidos sintéticos a partir de carbón sin captura ni

almacenamiento de CO2, las emisiones de CO2 son el doble de las emisiones producidas

cuando se obtienen a partir de petróleo. Cuando se captura y/o almacena el CO2, las

emisiones netas son sólo ligeramente inferiores. Respecto al proceso BTL, las emisiones netas de CO2 son menores que las emitidas por los procesos convencionales, siendo el balance de

emisiones de CO2 negativo si se captura y almacena el CO2. Sin embargo, este proceso está

limitado por la cantidad de biomasa que puede ser almacenada en un lugar específico, y además, es un recurso escaso, ya que las plantas BTL sólo pueden convertir la tercera parte del carbón contenido en la biomasa en combustibles líquidos [7]. Recientemente, el gobierno de Estados Unidos está mostrando cierto interés en un proceso combinado de producción de combustibles líquidos y electricidad a partir de carbón y biomasa lignocelulósica denominado Coal/Biomass To Liquids ‐ ‐ (CBTL) [7], cuyo esquema se muestra en la Figura 1.1.