ARCHIVO_METANOL

Procesos de Gasificación: La vía del metanol para la petroquímica en Bolivia Introducción

El metanol fue sintetizado sintetizado industrialmente industrialmente por primera vez en la planta de Leunawerk Leunawerk de la BASF 1 hace 80 años . Fue un paso importante para sustituir el Metanol que anteriormente se obtenía de la madera. Actualmente la industria del metanol tiene una producción de 36 millones de toneladas anuales. Hace aproximadamente 20 años que se van desarrollando nuevas tecnologías para la producción de metanol y sus subproductos, los mismos que han descollado en la producción como químico, así como energético y combustible, lo que lo coloca como uno de los petroquímicos estratégicos para la industrialización del gas boliviano. En Diciembre de 1986, en la Carrera de Ingeniería, el Ing Daniel Álvarez G. organizó un Seminario sobre la Industrialización del Gas, con la ponencia de METANOL2, propuso tres puntos importantes para avanzar hacia la industrialización del Gas Natura Naturall Bolivian Boliviano: o: 1) Reestru Reestructu cturac ración ión de Yacimi Yacimient entos os Petrol Petrolífe íferos ros Fiscale Fiscaless Bolivia Bolivianos nos en la pers perspe pect ctiv ivaa de su pote potenc ncia iamie mient ntoo como como empr empres esaa esta estata tal;l; 2) Crea Creaci ción ón de la Gere Gerenc ncia ia de Petroquímica como unidad que coadyuve a la implementación de la industria petroquímica en Bolivia y 3) Nueva Ley de Hidrocarburos. Como se podrá apreciar han pasado 17 años desde esa oportunidad y todas estas aseveraciones que realizo el Ing. en si se estarían haciendo realidad con los avances importantes que se tiene en algunos proyectos, constituyéndose como base de arranque de la EBIH. Considerando la cadena de valor de la petroquímica, la primera fase del desarrollo de la industria deberá apoyarse en las primeras plantas que producirán los productos de la petroquímica básica. En esta etapa es importante verificar las necesidades de gas natural de éstas plantas. Se tiene programados proyectos de exploración y explotación de nuevos pozos gasíferos, que alime aliment ntar arán án éstas éstas plant plantas as,, se prev prevee ee que que el tiem tiempo po en que que ésto éstoss pozo pozoss se desa desarr rroll ollen en,, corresponderá al tiempo de construcción de las plantas, de manera que la operación de las plantas empezará con un suministro garantizado de gas. Los financiamientos de algunos proyectos se apoyan en cartas de intención ó convenios, algunos ya firmados, con organizaciones extranjeras como ser: Pequiven, Enarsa o Braskem. Al ser la base del desarrollo de la petroquímica nacional, los proyectos prioritarios, que ya tiene cierto avance, son: • •

1 2

Planta Criogénica de Licuables en Río Grande Planta Criogénica de Licuables en Gran Chaco

Asinger; F.;Metanol: CHEMiE und Energiestoff, SpringerVerlag 1985 Álvarez G. D.; METANOL, Revista de la Facultad de Tecnología, Vol.2, Num 3, (1986)

Estrategias de Industrialización

1

Planta de Urea y Amoniaco en Carrasco. Otros proyectos se mencionan en base a cartas de intención y convenios. También se mencionan algunas otras plantas con tecnologías nuevas alternativas, con una visión a futuro para EBIH. Es importante mencionar que estos proyectos son parte del desarrollo de la petroquímica, dando continuidad a los proyectos prioritarios e implementando la segunda etapa del desarrollo de la cadena de valor de la petroquímica. •

•

• • •

Instalación de una planta de GTL (2 opciones tecnológicas) Producción de Dimetil –Éter Producción de Olefinas Producción de metanol

Existe interés por parte de la empresa alemana LURGI de invertir en un emprendimiento para la obtención de Propileno a partir de Metanol, con una inversión aproximada de 1400 millones de dólares y donde YPFB (refundado) deberá ser socio del consorcio que se forme para tal efecto y pueda intervenir en este negocio con por lo menos el 20% del paquete accionario. Por consiguiente este documento complementara a los análisis de fuentes de producción en la actualidad y los nuevos proyectos en el mundo y nuestro país referente al metanol.

2. Innovaciones en el proceso y nuevas opciones tecnológicas

El gas de síntesis es una mezcla de monóxido de carbono e hidrógeno (contiene igualmente nitrógeno), la misma se obtiene de una variedad de procesos, que pueden ser catalíticos y no catalíticos. Los procesos catalíticos son el reformado a vapor de una variedad de alimentaciones que van desde gas natural, nafta y alimentaciones de crudo liviano y pesado 3.Posteriormente el gas de síntesis reacciona sobre superficies catalíticas para producir combustibles como el diesel y/o nafta en el proceso Fischer Tropsch (FT); metanol, amoníaco o metano. Con un catalizador homogéneo que contiene cobalto o rodio, el gas de síntesis reaccionará con una molécula olefínica para formar un aldehído (síntesis oxo. La declinación de los pozos Los procesos de conversión de gas natural a productos líquidos (GTL) se pueden dividir en dos tipos claramente diferenciados: a) conversión directa y b) conversión indirecta. a) Los procesos de conversión directa utilizan catalizadores y rutas de síntesis específicas

para la transformación química de las moléculas de metano, el principal componente del gas natural, en sustancias más complejas con moléculas más pesadas. Los productos que se obtienen incluyen el metanol, las olefinas (etileno y acetileno) y los aromáticos (benceno, tolueno y naftaleno). La alta estabilidad de la molécula del metanol (CH3OH) crea una serie de problemas técnicos para que las reacciones químicas sean viables. Es por esta razón que el mayor esfuerzo en la investigación y desarrollo está centrada en la fabricación de catalizadores que permitan elucidar los mecanismos de reacción y el desarrollo del equipo para este caso (Martin, 2001) 3

En la actualidad se están utilizando en el proceso ATR y POX alimentaciones ce colas de hidrocarburos provenientes de las refinerías.


2

Figura 2.1: Uso del Gas Natural para Producción de Gas de Síntesis

Figura 2.1 Usos del Gas natural

Fuente: Liebner W; GTC: Gas to chemicals, Caracas PDVSA, 2002

b) Los procesos de conversión indirecta, son procesos técnicamente más fáciles que los

procesos de conversión directa. Las tecnologías de este tipo de procesos ha sido más estudiada y ya se encuentran en operación unas cuantas plantas piloto. Los procesos de conversión indirecta están caracterizados por una primera etapa de transformación del gas natural en el llamado gas de síntesis o syngas 4. Una vez que se produce el gas de síntesis este es convertido en hidrocarburos líquidos a través del proceso Fischer Tropsch (FT) (Vooslo, 2001).

2.1

Procesos de Gas de Síntesis para la producción de combustibles sintéticos

El transporte de los hidrocarburos gaseosos desde áreas de explotación lejanas a los centros de consumo, ha sido siempre una de las variables limitantes para que reservorios que se encuentran a más de 3.500 Km de los centros de consumo impliquen millonarias inversiones en su traslado. Es por esta razón que desde hace aproximadamente 20 años atrás se ha propuesto e implementado la conversión del Gas Natural en líquidos a través de los siguientes compuestos: 

Gas Natural Licuado (LNG)



Amoníaco



Metanol

Cada uno de los productos señalados tiene sus limitaciones, así por ejemplo en el Gas Natural Licuado (GNL) se requieren inmensas inversiones con un par de terminales que limitan la flexibilidad del producto en el mercado. Por el otro lado el impacto para la productividad y el empleo se reduce a la planta de procesamiento de gas, ya que las terminales necesitan personal limitado 4

Syngas; acepción en ingles y cuyo tema principal es el análisis del presente artículo


3

para su manipuleo. En el caso del amoníaco y el metanol, su transporte resulta muchísimo mas económico, aunque el mercado para ambos productos es igualmente limitado. Los precios de estos productos en la actualidad se encuentran en su límite de viabilidad, aunque el metanol se espera que tenga un incremento del 2,7% en los próximos años con las posibilidades que tiene para ser utilizado como carburante. 2.2 Especificaciones del gas de síntesis

En la actualidad existen dos rutas para la producción de carburantes sintéticos: a) La ruta Fischer Tropsch b) La ruta del metanol

La primera etapa para ambas rutas es la obtención del gas de síntesis, una mezcla de hidrógeno, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Las proporciones de estos componentes en la mezcla varían de acuerdo a los procesos individuales seleccionados y el producto deseado. Valores típicos utilizados para la relación H2/CO van desde 1 a 35. Figura 2.2: Las rutas para la producción de carburantes sintéticos

CO+2H2

1. Ruta FT

Gasolina Diesel Cera

Síntesis Síntesis FT FT

Gasde de Gas Síntesis Síntesis

Hidrogenación

Gas Natural

CO+2H2 Gasde de Gas Síntesis Síntesis

Síntesis Síntesis Metanol Metanol

2. Ruta Netanol

CH3OH Síntesis Síntesis ME O lefina DD ME //O lefina ss Gasolina+Diesel Oligomerización

Fuente: Älvarez G.D.; Rutas alternativas para la obtención de carburantes sintéticos©; 2003

2.3 Procesos de producción del gas de síntesis

Las reacciones químicas que se producen en el reformado catalítico con vapor de agua son innumerables, habiéndose desarrollado desde el año de 1953 una serie de mecanismos que han hecho posible la construcción de determinados reactores. Las principales reacciones serían: 5

Van der Burgt & Sie, 1984 and Supp, 1984


4

A) Reformado (fuertemente endotérmica) CH4 + H2O

CO + 3 H2

(1)

CH4 + CO2

2 CO + 2 H2

(2)

B) Combustión (fuertemente exotérmica) 2 CH4 + O2

2 CO + 4 H2

(3)

CH4 + 2 O2

CO2 + 2 H2O

(4)

C) Conversión Shift (medianamente exotérmica) CO + H2O

CO2 + H2

(5)

D) Carbon CH4

2 H2 + C

(6)

2 CO

CO2 + C

(7)

Los tres procesos industriales que han sido desarrollados comercialmente son: 

Reformado a vapor en tubos (SMR6)



Reformado catalítico auto térmico (ATR7)



Oxidación Parcial no catalítica (POX8)

En el proceso SMR de reformado a vapor en tubos; en éstos se encuentra el catalizador

y donde externamente se calienta el tubo y allí es donde se produce la reacción (1). Para evitar la coquización9 se necesita una gran cantidad de vapor de agua, aspecto que favorece la reacción (5), resultando en la formación de un gas de síntesis rico en hidrógeno. Externamente a los tubos se forma la reacción (4) hasta la completa combustión. En el reformado catalítico auto térmico (ATR), el oxígeno es adicionado a la

alimentación. El calor requerido para la reacción (1), es largamente utilizado por la 6

SMR= Steam Methane Reforming ATR= Autothermal Reforming 8 POx= Partial Oxidation 9 Formación de coque 7


5

reacción de oxidación parcial (3) que produce una relación baja en H2/CO en el producto gas de síntesis. Como en el proceso SMR se requieren grandes cantidades de vapor de agua para suprimir la formación de carbón, al igual que la utilización de altas temperaturas a fin de reducir el metano no convertido. En la oxidación parcial no catalítica, la reacción (3) es la dominante. La ausencia de un catalizador en el proceso implica necesariamente la formación de coque en mayor cantidad que otros procesos catalíticos. Es posible igualmente trabajar en ausencia de vapor de agua por lo que el producto por lo general contiene una mayor cantidad de CO. 3. La alternativa de la vía del Metanol

El metanol (CH3OH) es uno de los petroquímicos mas conocidos en la industria petroquímica y en muchas oportunidades desde finales de la década del 50 ha sido utilizado como combustible en motores de pistón de aviones y como líquido combustible y de mezcla en países como Estados Unidos y Japón. La introducción en 1992 del proceso MTP-COD en la refinería de Mossgas, ha permitido obtener destilados medios y gasolina por la ruta del metanol.

3.1

El proceso Mega Methanol®

El proceso de la Lurgi Mega Methanol® es un proceso de tecnología avanzada para convertir Gas Natural en Metanol a bajo costo y en grandes cantidades. Esta basado en el desarrollo de un tren especial de diseño, que le permite alcanzar capacidades de más de 1 millón de toneladas por año. Las principales ventajas que tiene el proceso Lurgi Mega Methanol® son las siguientes:    

Alta eficiencia de conversión en Gas de Síntesis Alta eficiencia energética para la síntesis del Metanol Bajos costos de inversión Alta capacidad en un solo

Figura 3.1: El proceso Mega Methanol®


6

Fuente: Lurgi Oel CHEMIE; 2003

La primera etapa hacia el Mega Methanol® es la producción de Gas de Síntesis basado en la tecnología del proceso SMR-ATR de la Lurgi en un solo tren y con aplicación del reformado del gas natural auto térmico.

3.1.1 Economía del proceso Mega metanol

Las ventajas que ofrece la ruta del gas de síntesis – metanol, es que esta ruta puede construirse en forma paulatina dependiendo de la estrategia desarrollada por cada país o grupo empresarial o ambos en conjunto. Para el caso boliviano tenemos que deberá desarrollarse una estrategia que permita construir el posible Complejo Petroquímico Boliviano (CPB) teniendo en cuenta la irrupción de las nuevas tecnologías de segunda generación que se vienen implementando a nivel global. Un tema a ser investigado exhaustivamente es aquel de las firmas de licenciamiento.

Sobre los retos que plantea la economía basada en el conocimiento, existen ya investigaciones efectuadas sobre las estrategias en las cuales las grandes compañías han intervenido en el licenciamiento de las nuevas tecnologías y cómo pueden los países en desarrollo aprender de esta experiencia.


7

A continuación se analiza la economía del proceso Mega methanol:

Figura 3.2: Economía del proceso Mega Methanol

Fuente: Lurgi Oel CEIME, 2003

La Figura 3.2 , nos muestra las alternativas que se proponen para la instalación de una planta de Mega metanol en una comparación con el proceso de reformado a vapor convencional y el reformado combinado. Claramente se puede ver que una planta de Mega metanol de 5.000 toneladas por día compite con la tecnología de primera generación con capacidades que no pueden exceder de las 2.500 toneladas por día de capacidad. La demanda de gas natural como alimentación a la planta es de 28,5 millones de pies cúbicos al día (MPCD), una capacidad similar a lo acordado en el contrato de exportación de gas al Brasil. La emisión de gases de la planta de Mega metanol es de 0,1 kg/t de Nox frente a 0,2 y 0,8 de las tecnologías convencionales. Inicialmente se puede elegir la construcción de una planta de Mega metanol de 5.000 toneladas día de capacidad para lo cual se necesita una inversión de 300 millones de dólares con un valor de producto de $us 79 la tonelada. La parte crítica es la comercialización del producto a condiciones ventajosas de los compradores en USA, Europa, China y/o Japón. A todas luces se necesita un puerto en la costa para poder competir en mercados emergentes por ejemplo de la China o Corea. MTP® 10: El uso del metanol como alimentación para la producción de olefinas es una de las aplicaciones más prometedoras en la industria petroquímica actual. Este proceso constituye la incorporación de una tecnología simple, costo efectiva y altamente selectivo, 10

Proceso MTP= Metanol a Propileno; Ver la Figura 1


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muy recomendado para la utilización de reservas abundantes de gas natural como es el caso de Bolivia. Se ha escogido la ruta del propileno en vista de que la demanda de estas olefinas para el año 2000 fue de 53.5 millones de toneladas. El polipropileno es de lejos el petroquímico mas demandado a nivel mundial y consume el 58% de la producción de propileno. Otros petroquímicos que demandan el propileno son: acrilonitrilo, oxo-alcoholes, óxido de propileno y cumeno. El crecimiento anual en el próximo quinquenio para el propileno es del 6%.

Figura 3.3: Producción de DME por deshidratación del metanol

Fuente: Lurgi Oel CHEIME, 2003

Como se puede apreciar de la Figura3.2, la flexibilidad del proceso Mega metanol y el MtSynfuels de la Lurgi, permite la obtención del Dimetil éter (DME) producto que en la actualidad posee las siguientes ventajas: Muy bajas emisiones de CO2/CO Alimentación para generación eficiente y limpia de electricidad  Propiedades similares al GLP (almacenamiento y transporte)  Proceso MTP-COD® 11: En este proceso, las dos tecnologías desarrolladas por la Lurgi MTP (Metanol to Propylene) y COD (Conversión of Olefins to Destillates), se combinan para producir carburantes para el transporte en una manera eficiente y medioambiental. En el proceso MTP el metanol crudo es convertido a DME y luego a olefinas de bajo peso molecular. En los reactores COD, las olefinas de bajo peso 

11

Proceso MTP-COD= Tecnologías de Gas to Chemicals de la Luegi


9

molecular son oligomerizadas en hidrocarburos con números de carbono en el rango de gasolinas y diesel. El proceso Lurgi MTP-COD tiene una alta eficiencia de conversión de productos que alcanza entre el 85-88% (alimentación de metanol a productos). La ruta vía Metanol ofrece buenas posibilidades de implementar la industrialización del gas natural boliviano en las condiciones ya previstas y con una alta flexibilidad para poder competir en un mercado altamente volátil. Figura 3.4: Proceso MtSynfuels®

Figura 3.3 : Proceso para la obtención de carburantes

Fuente: Lurgi Oel CHEIME, 2003

4. Nuevas tecnologías

El desarrollo de las tecnologías de gasificación y las cada vez más estrictas disposiciones en cuanto a contaminación ambiental han conducido a que los fabricantes lleven a cabo investigaciones más específicas, así como a los refineros les haya conducido a redimensionar sus refinerías petroquímicas para amoldarse a una normativa y competitividad cada vez más severa. Es por esta razón que si un país en desarrollo está interesado en instalar una planta petroquímica, es necesario que arme en todo su contexto la cadena productiva, así como establezca una estrategia para construir una economía del conocimiento que será a la larga la que eleve en el futuro la calidad de vida de sus habitantes.


10

En la Figura 4.1 se compilan las principales tecnologías que tendrán preeminencia en los próximos 25 años. Es obvio pensar que la mayoría de estas tecnologías estarán maduras y comercialmente viables hasta el año 2010. Un horizonte razonable si es que se decide por la construcción de estos mega complejos entre el 205-2006. Figura 4.1: Maduración de procesos comerciales MERCADOS DE EXPORTACIÓN

2007 Gasoductos de bajo costo

2014 Plantas de LNG bajo costo

2008 Gas a Líquidos (GTL) 2008 De alta Eficiencia CCGT

GAS PARA ELECTRICIDAD Y CALOR

2013 Cogeneración Combinada 2008 DME para Electricidad

2018 Secuestración de C

2014 Célula de combustible est.

2003 MegaMethanol/DME

GAS A QUÍMICOS

2012 Methanol/DME a Aromáticos

1980-2000 Metanol (LPM)-Amoníaco 2004 MTO/MTP

GAS PARA TRANSPORTE

2004 Aditivos Oxigenados 2000 GNC/GLP

2018 Gas para la economía H2 2011 Vehículos con Célula

2004 Diesel vía MTP/DME

2000

2005

2010

2015+

Fuente: Álvarez G. D; Rutas Alternativas, 2003

En el cuadro se muestran los cuatro bloques a los cuales deberá tomar en cuenta el Estado boliviano, vale decir: a) mercados de exportación; b) Gas para electricidad y calor; c) gas a químicos (GTC) y 4) Gas para transporte. De hecho la tecnología del mega metanol se encuentra madura y al momento se encuentran en funcionamiento dos plantas: una en Trinidad y Tobago y la otra en Irán. La tecnología del Fischer Tropsch para la obtención de Diesel a partir de gas natural estará madura para el año 2008, mientras que la de propileno y del Dimetiléter estarán igualmente a disposición comercial para ese año. No hay que perder de vista que cuando se dé la luz verde para la instalación de una planta de Mega metanol se necesitarán 5 años para ponerla en marcha, tiempo suficiente para la maduración de los proyectos planteados como para la capacitación y formación de recursos humanos en la tecnología de segunda generación.

4.1 El complejo Petroquímico Boliviano (CPB)


11

Bajo este nuevo contexto, se hace necesario plantear un nuevo complejo petroquímico boliviano tomando en cuenta el desarrollo de las nuevas tecnologías y los mercados emergentes en base al gas natural. En la figura 4.2, se compila una probable configuración, la misma que deberá ser discutida lo más ampliamente posible con el objetivo de instalar un complejo petroquímico trinacional en las costas del Pacífico. Figura 4.1: Procesos Básicos del Gas Natural


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Gas Natural Húmedo C1,C2,C3,C4,C5+

C3,C4

Planta de GLP

GLP

GAS DE EXPORTACIÓN

Procesos de Separación y Purificación CO Y N2

C1

GAS NATURAL SECO (METANO) Gasolina Natural, C5+

Reformación a vapor del GN (SMR)

GAS DE SÍNTESIS (CO + 2H2)

Etano/ Propano

Craqueo Térmico con vapor

ETILENO PROPILENO

Figura 4.2: Posible configuración del Complejo Petroquímico


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Schlichting H; Lurgi Oel Chemie, (11) 2003

Como se puede ver los procesos que se encuentran mucho más cercanos a ser producidos son el Mega metanol, Fischer Tropsch y el Megamonnia, los mismos que solucionarían los problemas de mercado interno que tiene el país con el aditamento de exportación a mercados emergentes en América del Sur y el Asia en los próximos cinco años. Mientras tanto se puede estar planificando la instalación de una planta de MTP para la producción de propileno y polipropileno en el horizonte del año 2008, paralelamente se puede estar considerando la fabricación del DME para los mercados asiáticos en el 2010. A partir del proceso MTP se puede considerar la construcción de una planta de ácido acrílico en el año 2012. Finalmente la construcción de una planta de Hidrógeno a partir de gas natural puede concretarse a partir del año 2015 o 2018 que permita suplir las demandas del mercado norteamericano y chino.

4.3 Una estrategia para la petroquímica Boliviana El Etileno y el propileno son, en la actualidad, ponderalmente las sustancias fundamentales más importantes de la Química Orgánica. Así, el etileno es el producto básico de partida para alrededor de un 30% de todos los productos petroquímicos.


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En años venideros se prevé que la tasa de crecimiento será mayor para el propileno que para el etileno, ya que un mayor empleo de hidrocarburos de temperatura de ebullición alta en los procesos de disociación desplaza a favor del propileno la proporción de olefinas producidas. Se prevé que el crecimiento del Propileno será de un 6% anual. Está claro que la elaboración de una estrategia a largo plazo en cuanto a la implementación de la petroquímica en Bolivia se hace una necesidad. De hecho nuestro petroquímico básico ya no es el etileno, sino (ver cuadro) el metanol se constituye en un elemento clave para este desarrollo. Deberá igualmente plantearse la necesidad de incrementar nuestras reservas de hidrocarburos para desarrollar la industria petroquímica basada en el benceno


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Fuente: SRI, Chemicals Origins and Markets, (1978)

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