final expo cip 2014 - sinergia gn-refineria-pq - proceso gtl (r)

• Combustibles Limpios

• Bio-combustibles

• SynGas o Gas de Síntesis (GTL)

• Básica, Intermedia y Final

EXPOSICION:

“SEMANA DE LA

INGENIERIA

PERUANA

JUNIO 2014 “

SINERGIA: PETRÓLEO - GAS NATURAL - BIOMASA

Expositor:

“Ricardo E. Bisso Fernández”Ing. CIP. Petroquímico

Past Profesor IPEGA-UNI

Lima, 10-06-2014

Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP. Petroquímico - Junio 2014

“ SEMANA DE LA INGENIERIA PERUANA – 8 AL 14 DE JUNIO 2014 ” SINERGIA: PETRÓLEO – GAS NATURAL – BIO MASA - PETROQUÍMICA

El año exacto del pico todavía no ha sidoestablecido con precisión.

La Agencia Internacional de la Energía(AIE) hizo público en noviembre de2010, que la producción de petróleocrudo llegó a su pico máximo en 2006

Basándose en los datos actuales deproducción, la Asociación para el Estudiodel Pico del Petróleo y el Gas (ASPO eninglés),considera que el pico del petróleohabría ocurrido en 2010mientras que eldel gas natural ocurriría algunos añosmás tarde.

Por el contrario, las estimaciones de losmás optimistas arrojan reservaspara almenos 100 años más.

http://es.wikipedia.org/wiki/Teor%C3%ADa_del_pico_de_Hubbert

� “La sinergia del griego:

syn :que significa simultaneidad, y

ergon : Que significa obra

“Es la integración de sistemas que conforman un nuevo

objeto”.



� “Acción de coordinación de dos o más causas o partes

(elementos) cuyo efecto es superior a la suma de efectos

individuales”. También recibe el nombre de propiedad

emergente.

� El concepto es : “La acción de dos o más causas que

generan un efecto superior al que se conseguiría con la

suma de los efectos individuales”.

� Sinergia suele considerarse que la sinergia supone “La

integración de partes o sistemas que conforman un nuevo

objeto”.Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP. Petroquímico - Junio 2014


� Dos elementos que se unen y generar sinergias ofrecen un

resultado que maximiza las cualidades de cada uno de los

elementos.

� El concepto, por este motivo, es muy popular en el

management, el marketing y la economía, ya que se

destacan las ventajas del trabajo asociado para conseguir

objetivos.



La Sinergia (BioREF-GN-PQ), comprende:

� La interacción tecnológica de procesos

especiales en su género

� Orientado a conseguir una armonía en el

consumo de energía y combustibles al

menor costo y con responsabilidad social.



� REFINERÍAS

� Procesamiento de Petróleo Crudo con Unidades Modernas de Desulfurización para

producción Final de Combustibles limpios.

� BIO-MASA

� Transformación química de insumos Agrícolas para la producción Final de

Combustibles limpios.

� GAS NATURAL

� Procesamiento del Gas Natural para Obtención de GNC, GNV, LPG y Condensados.

� Uso del gas Natural para Obtención de Combustibles Sintéticos

� PETROQUÍMICA

� Uso de los productos de Refinación, Bio Mas y Procesos de Gas Natural, como

Materia Prima Petroquímica.



� Existen tres Opciones de Materia Prima:� Petróleo crudo

� Bio-Masa

� Gas Natural

� Su Selección depende de factores como:� Disponibilidad

� Costo

� Necesidad de producción de PQ Fnales

� Impacto Ambiental



Entrada Operaciones Salida

Petróleo CrudoProcesamiento de Hidrocarburos Líquidos

(Separación y Conversión)

Procesamiento de Vejetales(Conversión y Separación)Bio-Masa

Procesamiento de Gases de Hidrocarburos(Separación y Conversión)Gas Natural

Procesamiento GTL(Conversión y Separación)

Combustible Limpio

Petroquímica

Combustibles Limpios

y Otras energías



Conocer:

Marco Legal Peruano de Bio-Combustibles (2 Lam)

Esquema Refinero Peruano Actual (7 Lam)

Desarrollo Gasífero Peruano Actual (9 Lam)

Modelo Integrado de Bio-Refinerías (18 Lam)

Nuevas Tecnología GTL (Gas-To-Líquid) (8 Lam)

PETROQUIMICA: Insumos y materia Prima (14 Lam)



Preparado por: Ricardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima


Fuente: © The Lubrizol Corporation 2011. All rights reserved.Preparado por: Ricardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima

Biodiesel Etanol


Fuente: © The Lubrizol Corporation 2011. All rights reserved.

Preparado por: Ricardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima


Conocer:









Cadena del Petróleo y Gas

Explorar

Explotar

Transportar

Refinar

Comercializar

Consiste en separar los hidrocarburos contenidos en elpetróleo

: Ricardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima


Capacidad Refinera Instalada vs Demanda


Gasoholes

Diesel B5 (Alto Azufre)

Asfaltos (Por Demanda)

Residuales (Excedentes)NaftasAsfaltos

Producción

Exportación

Residuales 6, 500

Turbo, kerosene

GLP

Diesel B5 S-50

Importaciones

Petróleo crudo

Bio-Etanol

Bio-Diesel B100

HOGBS 98 Octan

Diesel Bajo Azufre

Petróleo crudo

Compra Producción

Líq. Gas Natural

GLP

DEMANDACARGA


Visión Actual del Negocio

Crudos

DIESEL BAJO AZUFRE

Nafta de Exportación

Diesel B5 S-50

Asfaltos

Gasoholes,84,90,95,97 RON

Solventes

AsfaltosHOGBSNFCC

REFINACION COMERCIALIZACION

GasoholesDiesel B5

Diesel FósilProducción

Mezclado

Gestión Comercial

METANOL

BIO-DIESEL

Solventes 1, 3

Diesel B5

Residuales6 y 500

Asfaltos Exportación

Residuales Exportación

Gasolina




S-50



http://www.verinews.info 2011 2012 2013 2014 Total Gral, US$ CIF

Alcohol Carbur Desnaturalizado Etanol 19,870,764.00 77,619,981.00 79,282,933.00 29,322,841.00 206,096,519.00

MANU PERU HOLDING - -

PETROPERU 9,422,834.00 55,089,121.00 58,382,102.00 25,790,866.00 148,684,923.00

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC - -

REF.LA PAMPILLA 10,447,930.00 22,530,860.00 20,900,831.00 3,531,975.00 57,411,596.00

BioDiesel B100 - 302,738,654.00 253,558,814.00 91,900,883.00 648,198,351.00

PERUANA DE COMBUSTIBLE 1,956.00 1,956.00

PETROPERU 164,406,685.00 162,302,665.00 58,866,718.00 385,576,068.00

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC 1,689,005.00 3,568,719.00 1,640,073.00 6,897,797.00

REF.LA PAMPILLA 136,641,008.00 87,687,430.00 16,363,755.00 240,692,193.00

REPSOL TRADING PERU SAC 15,030,337.00 15,030,337.00

Diesel 2 Ultra Low Sulfur 712,194,002.00 1,564,695,674.00 2,074,955,144.00 696,022,115.00 5,047,866,935.00

EURO MOTORS 3,247.00 3,247.00

MANU PERU HOLDING 166,131,638.00 265,055,427.00 255,929,001.00 20,678,369.00 707,794,435.00

PETROPERU 156,379,970.00 657,977,965.00 1,080,497,725.00 443,084,347.00 2,337,940,007.00

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC 30,098,427.00 71,570,064.00 72,927,993.00 25,619,339.00 200,215,823.00

REF.LA PAMPILLA 359,580,720.00 570,092,218.00 665,600,425.00 206,640,060.00 1,801,913,423.00

Diesel 2 Alto Azufre 774,414,529.00 145,513,504.00 92,330,587.00 1,012,258,620.00

CONSORCIO NAVIERO PERUNO 351,654.00 351,654.00

MANU PERU HOLDING 46,886,719.00 46,886,719.00

PETROPERU 529,626,132.00 145,513,504.00 92,330,587.00 767,470,223.00

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC 19,089,086.00 19,089,086.00

TRABAJOS MARITIMOS 44,436.00 44,436.00

REF.LA PAMPILLA 178,416,502.00 178,416,502.00

Total general 1,506,479,295.00 2,090,567,813.00 2,500,127,478.00 817,245,839.00 6,914,420,425.00


http://www.verinews.info 2011 2012 2013 2014 Total Gral, Barriles

Alcohol Carbur Desnaturalizado Etanol 171,987.29 743,607.80 753,484.30 237,449.72 1,906,529.11

MANU PERU HOLDING - -

PETROPERU 84,064.34 545,009.05 570,640.17 205,653.51 1,405,367.07

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC - -

REF.LA PAMPILLA 87,922.95 198,598.74 182,844.13 31,796.21 501,162.04

BioDiesel B100 - 1,738,286.58 1,695,711.16 806,992.57 4,240,990.30

PERUANA DE COMBUSTIBLE 7.15 7.15

PETROPERU 959,583.17 1,085,932.34 516,051.15 2,561,566.66

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC 9,460.40 21,582.95 14,758.25 45,801.60

REF.LA PAMPILLA 769,235.86 588,195.87 142,334.13 1,499,765.86

REPSOL TRADING PERU SAC 133,849.03 133,849.03

Diesel 2 Ultra Low Sulfur 5,457,597.93 11,585,896.56 15,770,109.24 5,322,265.32 38,135,869.06

EURO MOTORS 2.78 2.78

MANU PERU HOLDING 1,372,558.64 1,896,499.69 1,882,103.15 153,776.05 5,304,937.53

PETROPERU 1,164,498.27 4,918,938.83 8,265,810.56 3,401,564.94 17,750,812.60

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC 228,268.66 514,319.24 547,301.75 193,039.71 1,482,929.36

REF.LA PAMPILLA 2,692,269.59 4,256,138.80 5,074,893.78 1,573,884.62 13,597,186.79

Diesel 2 Alto Azufre 5,896,390.09 1,038,857.44 729,459.84 7,664,707.36

CONSORCIO NAVIERO PERUNO 3,451.81 3,451.81

MANU PERU HOLDING 378,416.02 378,416.02

PETROPERU 4,010,805.77 1,038,857.44 729,459.84 5,779,123.04

PURE BIOFUEL DEL PERU SAC 148,642.28 148,642.28

TRABAJOS MARITIMOS 212.04 212.04

REF.LA PAMPILLA 1,354,862.18 1,354,862.18

Total general 11,525,975.31 15,106,648.37 18,948,764.53 6,366,707.61 51,948,095.83




Suma de BARRILES DE CRUDO 2011 2012 2013 2014-Proy Total general

PETROPERU 9,797,752.73 7,731,116.06 8,443,615.87 2,153,191.32 28,125,675.99

Petróleo Colombia 1,374,512.93 1,374,512.93

Petróleo Ecuador 6,719,839.78 7,338,755.81 6,135,085.95 2,153,191.32 22,346,872.87

Petróleo Panama 3,077,912.95 392,360.25 934,016.99 4,404,290.19

REF.LA PAMPILLA 23,630,960.49 24,634,443.85 21,715,726.92 8,876,047.39 78,857,178.66

Petróleo Angola 6,042,332.22 3,359,456.49 1,691,148.72 11,092,937.42

Petróleo Brasil 1,689,541.55 1,744,292.86 448,157.54 3,881,991.95

Petróleo Brazil 349,263.26 426,596.53 775,859.78

Petróleo Colombia 2,230,396.46 2,363,784.74 740,122.54 364,190.67 5,698,494.40

Petróleo Ecuador 8,834,704.53 9,096,472.81 8,984,248.54 3,701,086.82 30,616,512.71

Petróleo Nigeria 2,727,409.78 6,966,492.56 8,809,140.49 2,648,082.50 21,151,125.33

Petróleo Rusia 1,381,814.87 1,381,814.87

Petróleo Trinidad Tobago 693,645.83 1,736,090.88 2,429,736.71

Petróleo Venezuela 724,761.07 1,103,944.40 1,828,705.47

Total general 33,428,713.22 32,365,559.92 30,159,342.80 11,029,238.71 106,982,854.65

Suma de BARRILES 2011 2012 2013 2014-Proy Total general

PETRÓLEO CRUDO 33,428,713.22 32,365,559.92 30,159,342.80 33,087,716.14 129,041,332.08

COMBUSTIBLES 11,525,975.31 15,106,648.37 18,948,764.53 19,100,122.83 64,681,511.05

Ratio (Fuel/Crudo) 0.34 0.47 0.63 0.58 0.50


Balanza Comercial de Hidrocarburos

Fuente: www.verinews.com 2°trim 2014




Al finalizar

el PMRT

tendremos

esto:

DieselS-50 ppm

1,500 ppm S


Servicios Industriales

Cogeneración

Otras Facilidades

Unidad de Flexicoking (FCC)

Planta de Acido Sulfúrico

Planta de Hidrógeno

Recuperación deGases

Otras Unidadesde Procesos

La Refinería Modernizada ampliará sus unidades actuales …

UnidadesDesulfurizadoras

Desulfurización de Nafta Liviana

Desulfurización de Diesel

Desulfurización de Nafta FCC

Desulfurización de Gases (Aminas)

Desulfurización de GLP

…instalará nuevas unidades

Destilación Primaria 65 a 95MBD

Destilación al Vacío 28 a 56MBD

Craqueo Catalítico 19 a 25MBD

ReformaciónCatalítica



Conclusión:La modernización ampliará las unidades actuales y co nstruirá

nuevas unidades que permitirán, entre otras cosas, desulfurizarlos combustibles y mejorar el octanaje de naftas.

También, procesará crudos mas pesados para reducir costos, mejorará el rendimiento de combustibles livianos e incluirá

facilidades para los requerimientos de la Refinería modernizada.


Conocer:









CONTRATOS PETROLEROS PERUANO

Ricardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima

24 Lotes de Explotación y 47 Lotes de Exploración


Peru LGN exportaría un total de 4.2 Tcf, (el 100% del Lote 56) y habría puesto en garantía 2 Tcf del Lote 88, lo cual empuja la necesidad de conseguir mas reservas probadas en el Lote 56 para la exportación íntegra del gas del Lote 56 y orientar el del Lote 88 al mercado nacional. Es decir, los 6.6 Tcf del Lote 88 están explorándose en San Martin, Cashiriari, kimaro y Armihuari y de similar forma en el Lote 56, se explora Mipaya, Pagoreri y Saniri



EXPLOTACION GAS DE CAMISEA



EXPLOTACION GAS DE CAMISEA - EXPORTACIÓN



Gasoducto del SurAhora se presenta el proyecto que manejaProinversión de Desarrollo del Polo Energético delSur que se licitará en algunos días adelante


Consorcio Suez-Techint-SampraEnergy busca la Concesión parallevarse el gas a Chile paraabastecer de Energía a Chile.

Quieren al Perú limitar al gas deCamisea a que sea quemadopara producir energía eléctrica,no quieren Petroquímicadefinitivamente.


Mercado Nacional

(Masificación)

• Vehículos• Comercio• Industria• Termoeléctricas

Petroquímica

• Etileno (Ica)• Nitratos (Pisco)• Fertilizantes(Ica)

Exportación • GNL

EL GASODUCTO EL SUR – GASOSUREscenarios Alternativos de Desarrollo ?



Escenarios Alternativos de Desarrollo ?

Gas domiciliario y automotrízAyacucho

Existe un yacimiento de Hierro 3 veces más grande que Marcona.Apurímac

Potencial productivo agroindustrial de la zona de Quillabamba, la industria sin chimeneas y proyectos de CEMEX y Gloria para instalar fábricas de cemento

Cusco

Ampliación de Cementos Rumi y otras industrias locales, a la cual podría sumarse la orfebrería del oro de Puno y Madre de Dios, lanera y textil exportadora.

Puno

Potencial lanero y textil exportador de Pampa Cañahuas en Sumbay, cruzando por una zona prevista para producción de Biodiesel a partir de cultivos de Canola

Arequipa

Añadir refinería incorporada, las pesqueras, la agroindustria, próspera industria vitivinícola, láctea, conservera, etc.

Moquegua

Desarrollo industrial de Tacna precisamente radica en el mercado potencial que representa su cercanía con Chile

Tacna

Fuente: Percy CastilloRicardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima


EL PROYECTO CAMISEA

1. Pluspetrol

2. Transportadora de Gas del Perú

3. Cálidda

4. Contugas

5. Kuntur

DESARROLLO GASÍFERO ACTUAL



El Proyecto CamiseaEs el más importante hito en la industria peruana de gas natural, ya que lasreservas que se encontraron en sus yacimientos son de granmagnitud para el desarrollo de nuestra economía. En el desarrollo de este proyecto participan las siguientes empresas concesionarias

1. PluspetrolEn febrero de 2000, mediante una licitación pública internacional, el Gobierno peruano adjudicó la licencia para la explotación de loshidrocarburos de Camisea al consorcio liderado por Pluspetrol Perú Corporation, Hunt Oil Company of Peru LLC, Tecpetrol del Perú SAC,SK Corporation, Sonatrach Peru Corporation SAC y Repsol Exploración Perú. El Proyecto de explotación consiste en una licencia por 40años para la extracción de gas natural e hidrocarburos líquidos.

Pluspetrol se encarga de realizar las actividades de exploración y explotación de las reservas de gas natural en Camisea y su procesamientoen la Planta de Fraccionamiento de Las Malvinas, en Cusco, donde se separan los líquidos y gas seco.

2. Transportadora de Gas del PerúEn octubre de 2000, se adjudicaron las concesiones para el transporte de líquidos y gas natural a la costa y la distribución de gas natural enLima y Callao al consorcio liderado por Tecgas N.V. (100% propiedad del Grupo Techint), con la participación de Pluspetrol ResourcesCorporation, Hunt Oil Company, SK Corporation, Sonatrach Petroleum Corporation B.V.I yGraña y Montero S.A.

El contrato de concesión tiene una vigencia de 33 años para realizar el transporte de líquidos y gas natural, por lo cual la empresaconcesionaria construyó un ducto para trasladar el gas natural desde los yacimientos de Camisea hasta Lima. Dicho ducto recorre 730kilómetros. El recorrido del mismo se inicia en Camisea, distrito de Echarate, provincia de La Convención, en el departamento de Cusco ycruza los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima, hasta llegaral City Gate en el distrito de Lurín.

Paralelamente al ducto que transporta el gas seco, corre otro que transporta los líquidos de gas natural. Este último recorre 540 kilómetrosdesde Camisea hasta llegar a la Planta de Fraccionamiento ubicada en Pisco.

3. CáliddaA principios de mayo de 2002, TGP S.A. seleccionó a Gas Natural de Lima y Callao(GNLC) como operador de la Compañía deDistribución de Gas. Esta empresa para fines comerciales se denomina Cálidda, y con este nombre desarrolla el servicio de distribución degas natural en Lima y Callao. Asimismo, Cálidda se convirtió en socio deTGP S.A. para el proyecto del transporte.Esta empresa se encargade la distribución de gas natural a través de las redes de ductos o tuberías instaladas para llevar el gas a los usuarios. City Gate a domicilio


4. ContugasEn el marco del Concurso Público Internacional para la entrega en Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red deDuctos en el departamento de Ica, el 25 de abril de 2008 se adjudicó la Buena Pro al consorcio EBB-TGI conformado por las empresasEnergía de Bogotá S.A. ESP y Transportadora de Gas del Interior S.A. ESP,el que conforme a las Bases del referido concurso constituyóla sociedad concesionaria denominada Transportadora Internacional del Perú S.A.C.

Mediante Resolución Suprema Nº 046-2008-EM, publicada el 22 de octubre de 2008 en el Diario Oficial El Peruano, se otorgó aTransportadora Internacional del Perú S.A.C. la concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en eldepartamento de Ica.

De acuerdo al Contrato BOOT la empresa concesionaria es responsable por el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción yoperación del Sistema de Distribución, incluyendo su mantenimiento y reparación, y por la prestación del servicio.

El proyecto se iniciará en la localidad de Humay, punto en el cual elducto principal de Camisea, que opera Transportadora de Gas delPerú (TGP), cambia de dirección para dirigirse a Lima y Callao. Este gasoducto recorrerá las localidades de Pisco, Nazca y Marcona, enel departamento de Ica. El gasoducto regional de Ica, de unos 280 kilómetros de longitud, y tendrá dos ramales, el primero de unalongitud de 40 kilómetros hacia Pisco y Chincha, y el segundo de 240 kilómetros hacia Ica, Nazca y Marcona.

5. Kuntur

El 06 de octubre de 2008 el Gobierno peruano firmó el Contrato de Concesión del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos deCamisea al Sur del país con la empresa Kuntur Transportadora de Gas. Mediante dicho contrato el concesionario tiene el derecho y laobligación de diseñar, financiar, suministrar bienes y servicios, construir, operar y mantener el sistema de transporte y prestar el serviciode transporte.

El proyecto consiste en el diseño, construcción y operación del gasoducto que transportará gas natural desde los yacimientos gasíferosubicados en la Región Cusco hasta las ciudades de Cusco, Juliaca, Arequipa, Matarani e Ilo. Este gasoducto tendría una longitudaproximada de 1085 Km. A partir de este ducto se desarrollarán las redesde distribución de gas natural a los domicilios y comercios degas natural vehicular, además significará el desarrollo de los polos petroquímicos y la instalación de centrales de generación deelectricidad.



PROYECTO AGUAYTÍA

La producción promedio del campo de Aguaytía es de 4 400 B/DC de LGN y 56 MM pies cúbicos/DC de Gas Natural Seco.

El campo cuenta con una planta de fraccionamiento, produce aprox. 1,400 barriles/dc (BPD) de GLP y 3,000 BPD de gasolinas.

- Planta de procesamiento de GN- Planta de fraccionamiento LGN- Una central termoeléctrica de

ciclo simple de 172 MW, - Una línea de transmisión de alta

tensión de 220 KV entre Aguaytía y Paramonga, operada por la empresa Eteselva

- Un sistema de transporte C/T


El yacimiento entró en operación comercial en 1998


Los pozos productores, de estos yacimientos, por su cercanía, algunas centrales eléctricas, refinerías, plantas de procesamiento y áreas urbanas utilizan su producción.

Sin embargo, los volúmenes de consumo se han mantenido debajo de los 40 MMPCD.

Así, en el año 2003, ascendieron Aprox. a 23,2 MMPCD.

La escasez de la demanda se debe, en parte, a la falta de promoción del uso del gas natural en las zonas aledañas (residencial, comercial e industrial) y a la falta de inversiones (en la zona sólo hay comprometidas inversiones por US$ 140 millones).

Las reservas de hidrocarburos probadas en la zona son pequeñas, alcanzando sólo 0,262 TPC, lo cual limita las posibilidades de una explotación a gran escala para el abastecimiento del mercado interno regional.


YACIMIENTOS COSTA NORTE


Reservas probadas del Lote 88 y Lote 56 es de 8.8 TCF (trillones de pies cúbicos); donde : El Lote 88 tiene 6.6 Tcf y Lote 56 tiene 2.2 Tcf.


YACIMIENTOS SIERRA - ORIENTE


Conocer:









Similar, en concepto, a la refinería del petróleo pero basada en la conversión de biomasa en lugar de crudo.

Una BIO-REFINERÍA es una planta que integra procesos de conversión de biomasa y equipos para producir combustibles, energía y químicos

� Químicos � Combustibles� Solventes� Monómeros� Polímeros� Energía



TECNOLOGIAS INDUSTRIALES

PLANTAS DE BIOMASA LIGNOCELULOSAS (LC)

TECNOLOGÍA TIPO MATERIA PRIMA LUGAR CAPACIDAD COSTO

BlueFire Inc.Hidrólisis ácida y fermentación

Resíduos LC y de Madera

California-USA

90 MM gal/año 100 MM $US

POETHidrólisis

enzimática y fermentación

Resíd. Agríc. Fibra de Maíz cobs and

stalkIowa-USA 125 MM gal/año > 80 MM $US

Logen Biorefineries IncHidrólisis

enzimática y fermentación

Resíd. Agríc. De maíz, trigo y

cebadaIdaho-USA 250 MM gal/año 200 MM $US

Abengoa Bioenergy(Piloto)

Hidrólisis enzimática y fermentación

Wheat KernelsNebraska-

USA11.4 MM gal/año + ee 76 MM$US

ALICO Inc.BioefineríacelulósiaIntegrada

Yard, wood, vegetative wastes

Florida-USA13.9 MM gal/año + 6,2

Mw + 8,8 TonH2266 MM $US

Range Ful Inv.Proceso Termo

químico Resíduos de Madera

y agrícolas Georgia-USA

40 MM gal/año + 9 MM gal Metanol

> 76 MM $US

Prof. Germán Aroca, Ph.D. - Escuela de Ingeniería - BioquímicaP. Universidad Católica de Valparaíso

Seminario Internacional “Impacto de la Producción de Biocombustibles”15-17 de Abril 2009, Itajubá, SP, Brasil.

Consultor Independiente Sr. Brian Curtis del Dpto. Energía de USA



MODELO DE PLANTA INDUSTRIAL PRODUCTORA DE BIO-ETANOL POR CONVERSION QUIMICA DE LA

BIOMASA

http://www.nrel.gov/biomass/biochemical_conversion.html#pretreatment

Modelo: NREL(National Renewable Energy Laboratory)

A)- Conversión bioquímica

De la biomasa a los biocombustibles implica tres pasos:

1.Conversión2.Fermentación3.Procesamiento

Investigadores del NREL están trabajando para mejorar la eficiencia y la economía del proceso de conversión bio y termoquímica de LC a biocombustibles, centrándose en los pasos más difíciles en el proceso.

B)- Conversión Termoquímica

De la biomasa a los biocombustibles implica dos pasos:

1. Gasificación y Síntesis2. Pirólisis e Integración Termoquímica



http://www.nrel.gov/biomass/biochemical_conversion.html#pretreatment

3.Procesamiento: de la fermentación de productos para producir combustible de etanol y otros combustibles, productos químicos, calory electricidad a través de:

◦ La integración en el proceso biológico.

1.Conversión: de la biomasa como materia prima para la fermentación de azúcar :

◦ Pretratamiento◦ Acondicionado e Hidrólisis enzimático◦ Desarrollo de enzima.

2.Fermentación: de estas materias primas derivados de la biomasa que utilizan:

◦ Los microorganismos para la fermentación.

A)- LAS CAPACIDADES DE CONVERSIÓN BIOQUÍMICA

http://www.youtube.com/watch?v=OrZHsqIzSno


Agua – Acido - vapor


En el proceso BIOQUÍMICO ,la biomasa sólida es calentado a vapor en presencia de

Acido para romper la:hemicelulosaen --->Xilosas y azúcares solubles.

Durante la hidrólisis enzimática siguiente:Las enzimas especializadas se añaden para

romper la celulosa en ------> glucosa.


Los MICROORGANISMOS(Zymomonas mobilis) se añaden entonces,para fermentar el azúcar soluble a “Etanol”.

El ETANOL de la fermentación, se recupera por destilación.


B)- CAPACIDADES DE CONVERSIÓN TERMOQUÍMICA

Investigadores del NREL están desarrollando de gasificación y pirólisis para laconversión termoquímica rentablede la biomasa para biocombustibles.

Pirólysis: Calentamiento de la Biomasa enausencia de oxígeno produce un líquido bio-combustible.

Ambos, Syngas y Bio-Combustible pueden serusados directamente o pueden ser convertidos acombustibles limpios y otros químicos valiosos.• La gasificación y síntesis de combustible• La pirólisis• La integración de procesos termoquímicos

Gasificación: Calentamiento de la Biomasa concerca de 1/3 el oxígeno necesario para completarla combustión.

Se produce una mezcla de CO e H2, conocidocomo SYNGAS.



B.1 GASIFICACION:

En el proceso de gasificación termoquímica, labiomasa es adicionada a un reactor y calentado atemperaturas sobre los 800 ºC, para manejar losgases exhaustos y vapores en la forma de«alquitranes y Syngas», el cual es una mezcla deHidrógeno y CO.

«alquitranes y syngas» luego fluyen a undiferente reactor que contiene un catalizadorpara convertir «alquitranes» y otros materialeshidrocarbonosos a SYNGAS adicional.

http://bioweb.sungrant.org/Technical/Biofuels/Technologies/Biofuels+from+Syngas/Ethanol+from+Syngas/Default.htm


El Syngas secado es luego presurizado y acondicionadopara remover CO2 y otros contaminantes indeseados, yluego enviarlo al reactor de sintesis del combustible, elcual convierte el Syngas a ETANOL u otro combustiblesimilar.


B.2 PIROLISIS:

En el proceso de Pirólisis Termoquímico, labiomasa es alimentada a un reactor y escalentado a temperatura entre 500ºC y600ºC, creando productos sólidos , vaporesy gaseosos.

Los vapores son luego «quencheados» para crear un bio-oil, el cual constituye aproximadamente 70% de la masa del material iniciante.

El bio-oil puede luego ser/estar refinado dentro de gasoline de alta calidad o combustible diesel.



VISION FUTURA DE TECNOLOGÍAS PARA BIO-ETANOL

La idea de hacer combustibles líquidos a partir de biomasa celulósica no es nueva.Lo que es nuevo es la posibilidad de hacerlo a bajo costo y en gran escala.

En los últimos años, las tecnologías han estado en desarrollo para hacer frente a estos temascentrales e impulsar la industria de los biocombustibles yatravés del punto de inflexión que viene.

1º)- En la conversión de la celulosa desde hace años loscostos siguen disminuyendoyla escala comercial de proyectos de su demostración abre camino.

2º)- El desarrollo rural ha sido un factor importante en laadopción de políticas localesfavorablescon incentivos que estrían fomentando el desarrollo del sector.

(Por ejemplo, en comparación con el maíz como fuente de materia prima, la biomasa celulósica tiene una huella muchomás amplia en los EE.UU., lo que permite a las comunidades para construir la industria local en formas que antes noestaban disponibles).

3º)- La infraestructura para el etanolha sido impulsado por la industria de etanol de maízexistente, lo que permitirá un rápido despliegue de la tecnología y su escala comercial.

4º)- Hay unavoluntad significativa legislativo y político para avanzar en energías renovables.(Por ejemplo en USA con ley en diciembre de 2007, se fijaron metas para llegar a 16 bgpy de etanol celulósico en2022, lo que es más del doble la capacidad actual de etanol de maíz. El compromiso también se hace claro a través delos $ 1 mil millones en fondos federales a disposición de los programas de biomasa avanzadas).



La Tecnología de etanol celulósico se puededividir en 2 categorías principales:

• bioquímicos y• termoquímicos

El principal motor de cualquier tecnologíaen un mercado de materias primases elcosto, el cual se puede descomponer paraincluir:

• El costo de capital para construir unaplanta y

• El costo operativo para ejecutar laplanta.

Los procesos bioquímicos y termoquímicosrequieren los diferentes equipos y categoríasde gastos de funcionamiento.

Como se ilustra en la siguiente figura, lasvías bioquímicas y termoquímicas requierenlos diferentes equipos y categorías de gastosde funcionamiento.



� La figura muestra que la estructurade costos de energía se orienta a lomejor de la tecnología de clase paralos procesos, tanto bioquímicos ytermoquímicos.

� El 0.82/gal $ aparece aquí estábasada en la tecnología de avanzadaque aún no se ha desplegado a escalacompleta y no incluye la materiaprima. Tecnologías actuales puedentomar varios años para llegar a estospuntos de costes en un entorno deproducción.

CURVA DE COSTOS:En contraste con las tecnologías de procesamiento de maíz deetanol que se encuentran en lafase de continuas mejoras incrementales realmente novedoso, las tecnologías de conversiónde etanol de celulosa están haciendo mejoras de costos a medida que avanzan desde ellaboratorio a la demostración y, en última instancia, a escala comercial completa.



Las figuras siguientes A y B muestran los costos actuales de proceso y de su trayectoria ala baja esperada en los próximos cinco años.

Los procesos bioquímicoshan dado importantes mejoras en los costos de la enzima en losúltimos años yse están convirtiendo ahora a mejoras en los sistemas generales.

En general, es difícil evaluar las curvas de costos de tecnología sobre una base agregada, ya que cadatecnología tiene diferentes ventajas de ser probadas / refutado en gran escala.

Como punto de referencia,el costo promedio para producir etanol de maíz en 2007 fue de $1.69/gal yha subido por encima de 2,00 dólares a principios de 2008.

Si el costo de materia prima neta se resta del Costo para producir etanol de maíz, el costo es de aproximadamente $ 0.74/gal, que es más barato que la meta de $ 0.82/gal para las tecnologías celulósicas.



Sin embargo, cuando los costos de materias primas se consideran las proyecciones de los costos decelulosa son muy inferiores a US $ 1.33/gal en 2012.

La buena noticia es que, a diferencia del maíz, la biomasa celulósica no es (todavía) muy sujeta a losvaivenes de los productos básicos y los factores externos.

Esta comparación, sin embargo, pone de relieve la importancia de cómo el mercado de materias primascelulósicas se desarrolla.

Combustibles de Próxima Generación

Existen varios ejemplos de biocombustibles avanzados que se están desarrollando que tienen el potencialpara complementar o incluso sustituir el etanol como el biocombustible dominante en los EE.UU.

Si bien todavía está en fase de desarrollo temprana, estos combustibles se están creando con el fin demejorar las propiedades del combustible y / o evitar los cuellos de botella en la obtención producto almercado.

Los ejemplos incluyen las tecnologías utilizadas para producir alcoholes alternativos para ser mezcladocon la gasolina.

BP y DuPont han estado trabajando juntos en butanol. Y, nuevas empresas, como AmyrisBiotechnologies está trabajando con la biología sintéticapara producir combustibles alternativos.

Propiedades importantes de combustible a considerar son:

• Densidad de energía, • Octane, • Presión de vapor y • Miscibilidad con aguaRicardo Bisso Fernández - Ing. CIP. Petroquímico - Capítulo de Petróleo y Petroquímica – CD CIP Lima


• Análisis de alto rendimiento basado en espectroscopia de infrarrojo y espectrometría de masas para evaluar la producción de lípidos de las microalgas.

• Small-scale lipid extraction, quantification, and analysis as well as high-throughput fatty acid derivatization for analysis by fast gas chromatography

• Análisis mediante cromatografía de gases con espectrometría de masas y ultra cromatografía líquida, lo que permite el seguimiento detallado del metabolito “fingerprinting” en algas y otras especies microbianas

• Expresión del gen digital para análisis de cepas microbianas que se utiliza para la producción de biocombustibles

• Medición de la eficiencia fotosintética miras abajo-selección de especies de algas y cepas con alta eficiencia de conversión de energía solar, captura de dióxido de carbono y la producción de biocombustibles

• Ingeniería de vías destinada a mejorar la síntesis de la próxima generación de Biocombustibles renovables utilizando el modelo de una plataforma de cianobacterias unicelulares

• El cultivo de microalgas en 1 m2 en estanques” raceway” en instalaciones de invernadero del NREL, así como en fotobiorreactores a escala de laboratorio bajo condiciones controladas

• Alta performance para la exploración y la optimización de rendimiento de la ruta metabólica

• Medición de parámetros fotosintéticos críticos tales como evolución de oxígeno, la absorción de dióxido de carbono, eficiencia fotosintética, parciales reacciones de la fotosíntesis y la producción de biomasa.//

Las capacidades del NREL en biocombustibles microalgales R&D incluyen: • Aislamiento, purificación e identificación de

cepas de microalgas novela de muestras obtenidas de los ambientes acuáticos únicos mediante fluorescencia celular activado clasificación

• Criopreservación de microalgas aísla en nitrógeno líquido para almacenamiento a largo plazo de la diversidad biológica

Bio-combustibles de Microalgas:


Conocer:









La tecnología GTL permite la producción de máscombustibles limpios, ambientalmente seguros.

“TECNOLOGIA GTL (“Gas-To-Liquid”)


1°gasificación, es una oxidación parcial y controlada de un combustible sólido donde la materia prima es gasificada, resultando en un gas de síntesis (Syn-Gas).

2° Proceso Fischer-Tropsch (FT), donde el Syn-Gas, utilizado como entrada, se convierte en hidrocarburos líquidos.

3° Hidroprocesamiento, Se produen subproductos tales como nafta, diesel y parafina.

Esta tercera etapa es responsable de la actualización de hidrocarburos líquidos que se transforman en alta calidad de productos (Souza-Aguilar etal.,2005).

Se divide en tres etapas:


(Reactor) (Reactor) (Calor, P)



Fuente:Luis Carlos Kinn - Foro de Integración Energética Regional - FIER México DFSOCIEDAD ANONIMA MIXTA ENTRE YPFB Y GTL BOLIVIA S.A .YPFB Y GTL BOLIVIA S.A.



ESTUDIO ECONOMICO – IMPLEMENTACION DE UNA PLANTA DE TECNOLOGIA GTL (“Gas-To-Liquid”) EN COLOMBIA

Fuente:Jesús Archila Castro, Yamil Yubran Tobías, Manuel Cabarcas, Julio Pérez Angulo - 2006

Proceso Ventajas Desventajas

REFORMADO DE VAPOR

(SR)

CH4+H2O-H2

Catalizadores de Ni y Al a

bajas temperaturas.

Al separar el H2 en exceso

del gas de síntesis

(Syngas) puede ser

comercializado

Alta fracción de

H2/CO2 disminuye el

crecimiento de la

cadena.

Reacción ligeramente

endotér,ica. Muy

costosa.

OXIDACION PARCIAL

(POX)

CH4+2O2CO+2H2

Reacción ligeramente

exotérmica.

Fracción de H2/CO (2:1)

ideal para la síntesis de

Fisher-Tropsh

Sin catalizador, se

requiere alta presión y

teepratura.

Planta de separación de

hidrógeno.

REFORMAO DE CO2

CH4+CO2 2CO+2H2

Disminución de la

contaminación en la

Planta.

Campos con alto

contenido de CO2

Alta temperaura y

presión.

Baja fracción H2/CO.

Proceso endotérmico

REFORMADO

AUTOTERMICO

(ATR)

Se une la oxidación

parcial y el reformado de

vapor.

Presiones y temepraturas

moderadas

Reacciones mas

grandes si se usa aire

directamente, pero se

disminuye el alto costo

de la planta separación

de aire.

PLASMA

La reacción se lleva a

cabo por la ionización del

gas.

A alta temperatura no se

requiere oxígeno

Alto contenido de

energía, por lo cual solo

es comercial a pequeña

escala.

Baja eficiencia

Principales Procesos de Obtención de Gas de Sintesis

Proceso Ventajas Desventajas

C2 C4 (GAS +GLP) 05-oct* Alimento Petroquímico

* Combustibles

C5 - C9 (NAFTA) 15 - 20

* Cargas a Pta de Olefinas

* Carga a Reformado Catalítico y

produir Aromáticos

C12 C15 (QUEROSENO) 20 - 30* Jet Fuel

* Parafinas Normales

C17 C22 (DIESEL) 15 - 15* Combustible Diesel

* Ceras

C22 +

(CERAS) 30 - 40 * Lubricantes Sintéticos

Costo GN, US$/MM BTU Ventajas Desventajas

0.5 - 1.0 15 - 20Oportunidades reales para

trabajar y desarrollar tenologías

1.0 - 1.5 20 - 25Viabilidad para proyectos a gran

escala

1.5 - 2.0 25 - 32

Se necesitan cambios en el

costo o el soporte

gubernamental

Productos Fisher-Tropsch y su Mercado

Impacto del Precio del GN sobre el Proyecto GTL

“ SEMANA DE LA INGENIERIA PERUANA – JUNIO 2014 ” SINERGIA: PETRÓLEO – GAS NATURAL – BIO MASA - PETROQUÍMICA


ESTUDIO ECONOMICO – IMPLEMENTACION DE UNA PLANTA DE TECNOLOGIA GTL (“Gas-To-Liquid”) EN COLOMBIA




PRINCIPALES PLANTAS TECNOLOGIA GTL PROYECTADAS EN E L MUNDO


Conocer:









Gas Seco� Metano (CH4)

� Gas Natural

Líquidos de Gas Natural y Gases Licuados

� GPL (Gas Licuado de Petróleo: propano/butano)

� GNL (Gas Natural Licuado)

� Condensados del GN (Naftas y Gasóleos)

� Productos de Refinerías de Petróleo(Olefinas)



El proyecto consideró la instalación de las Plantas siguientes:

•§ Olefina............................................. 200 Mil Ton/año

•§ Cloruro de vinilo................................. 90 Mil Ton/año

•§ Policloruro de vinilo............................. 90 Mil Ton/año

•§ Polietileno de alta y baja densidad......... 160 Mil Ton/año

•§ Acrilonitrilo...................................... 60 Mil Ton/año


QUE PASÓ ?????


� Incrementan ganancias desde ciertos Hidro-carburosproducidos a Boca de Pozo, ya sea a partir del Gas o del Petróleo.

� Existen otras interacciones entre ellas:

� Producción de Hidrógeno excedente en Plantas PQ quepueden utilizarce en procesos de Hydrocraqueo.

� La optimización de la recuperación de Olefinas y GLP de FCC para uso PQ.

� El caso de Aromáticos



� Factores que determinan a usarlo como MP:Disponibilidad de volúmenes económicos determinados por :

� Saturación de gas del crudo (API) y

� Volumen de crudo producido

� Precio determinado por valor Absoluto comoMateria Prima o cómo Combustible



•El GN como insumo para la industria petroquímica requiere de grandesinversiones y representa grandes posibilidades en nuestro País al mercadeoexterno, vale decir a la exportación.

•La gama de productos a obtenerse por medio de la petroquímica son:

Del ETANOse obtiene:

�Alcohol Etílico�Dicloruro de Etileno�Polietileno�Etilen Glicol�Oxido de Etileno�Alcohol Etílico�Estireno�Etil Benceno�Poliestireno

Del GLPse obtiene:

•Polipropileno

•Cumeno•Acrilonitrilo•Detergentes•Caucho Butyl•Butadieno•Caucho SBR•Resina ABS, Isopreno, MEK•Anhídrido Maleico, etc

PROCESOS PETROQUÍMICOS



Cargas de Alimentación y Productos Petroquímicos

Metano (CH4)

Gas Natural Líquidos de GN• Etano • Propano• Butano• Condensados (C5+)

Gases de Refinería

Naftas

Gasóleos

Petróleo Crudo

Metanol

• Etileno• Propileno• Butadieno• Butileno

BencenoToluenoXileno

• Plásticos y resinas

• Fibras

• Elastómeros

• Solventes

• Agentes de Superficie Activa

• Recubrimiento de Super-ficies

AGRICULTURA

EDIFICIOS Y CONSTRUCCION

TRANSPORTE

RECUBRIMIENTOS Y ADHESIVOS

TINTAS

MUEBLERIA CABADOS

OTROS

Combustibles limpiosBio-Masa

Sinergia Refinación-Petroquímica-Bio Masa



Producción de Gas Natural & Procesamiento

Extracción Etano & Propano

Gas-Basico para Petroquímica

•Metano MetanolAmoniaco

•Etane EtilenoHidrógeno

•LPG+ EtilenoPropilenoAromaticosHidrogenoOlefinas

Procesos Auxiliares (Gases)• Separación de Aire• O2 por Oxidación Parcial Gas de Reforming• Recuperación de CO2 • Purificación de Hidrógeno

Químicamente Convertidos

Materiales Directos Intermediates Fuels* Polietileno * Paraxylene * MTBE* Polipropileno * EDEG * TAME* Olefinas Elastómeros * EBEstyreno* Jebes Sintéticos * Oxo Alcoholes

Producción de CrudoCrudos Pesados

Refinación de Petróleos • Hidrógeno suplemento para refinación de crudo pesado• Maximización y Recuperación de Olefinas and LPG para procesamiento Catalíticos• Aromáticos



Mercado Nacional

(Masificación)

Petroquímica

• Etileno (Ica)• Nitratos (Pisco)• Fertilizantes(Ica)

Exportación

EL GASODUCTO EL SUR – GASOSUREscenarios Alternativos de Desarrollo Petroquímico


En nuestra vida cotidiana, usamos gasolina,gasóleo, plásticos, gomas sintéticas, ynumerosos productos químicos obtenidos apartir del petróleo, mediante procesos derefinería-petroquímica.

Sin embargo, esto no es sostenible debido ala naturaleza limitada de los recursosfósiles.

Además, nuestro mundo se enfrenta aproblemas asociados con el cambioclimático y a otros problemas ambientalespor culpa del creciente uso de recursosfósiles.

Para convertir la biomasa en losproductos de interés se utilizanmicroorganismos comobiocatalizadores.

Sin embargo, cuando losmicroorganismos son aislados de suentorno natural, es bastante baja laeficiencia con que producen esosproductos químicos de interés.

En la Figura la investigación se centra en la etapacatalítica, encaminada a la obtención dearomáticosBTX y de olefinas ligeras C2-C4.Se propone que la valorización de laligninapirolítica esté encaminada a la obtención de metanol,que se coalimentaría con elbio-oil, para mejorar suspropiedades, lo cual es solo una alternativa, ya que lalignina posee un gran potencial de valorización.



LA PRIORIZACIÓN PARA EL CONSUMO PERUANO

En un mundo dependiente de la energía, concebir la exportación de GN : ignorancia!

Resultará necesario demostrar la existencia de un mercado de consumo interno paraestablecer su prioridad y la ilegalidad de la exportación.

Tomando como referencia los objetivos del país de cambiar lamatriz energética hastaconseguir una gasificación de la «tercera parte de la llamada matriz energética» y tomandocomo aspiraciones de desarrollo alcanzar el consumo promedio a nivel latinoamericano,ascendiente a 1.1 TEP/h/año, para una población actual de 28millones de habitantes yun índice de crecimiento poblacional mínimo de 2% anual, para un periodo futuro de 20años tendremos una población promedio de 34.8 habitantes.

En esta forma, el consumo total de energía anual será de 38.28MM TEP; la tercera parte deesta energía sería aportada por el gas natural,requiriéndose un consumo anual de 12.76MM TEP.

Tomando un poder calorífico inferior de 9242 Kcal/MCS para el gas de Camisea, elconsumo promedio anual será de 0.475 TPCS y para un periodo de20 años el requerimientode Gas Natural de Camisea será de 9.5 TPCS (Trillones de Pies únicos Estándar); siendo lasreservas probadas y certificadas ascendientes a 8.7 TPCSla exportación no resulta unaopción aceptable.



(Publicado: Domingo 13 de octubre del 2013 |Columnistas y Colaboradores|)


Conclusión:No existe una política clara de Desarrollo Energético en el Perú.

No existen evidencias que demuestre que en el Perú haya un Plan Estratégico Integrado de la Industrias Petrolera con Bio Masa y la Petroquímica.

Ejemplo actual: (Referencia Artículo La república - Carlos Bessombes)

Mientras el presidente de la República, Ollanta Humala, anunciaba ayer públicamente a los medios de comunicación la firme decisión del Estado de fortalecer a Petróleos del Perú (Petroperú), una Resolución del Ministerio de Energía y Minas (Nº 300-2013-MEM/DM) dejaba el mismo día sin efecto los objetivos anuales y quinquenales (2013-2017) publicados tan solo 48 horas antes.

Humala aseveró que habría un trabajo conjunto con las empresas presentes actualmente en el mercado de la exploración petrolera. "Debe irse fortaleciendo sin grandes riesgos", explicó.



Gracias !!

[email protected]@ciplima.org.pehttp://defensadepetroperu.blogspot.com



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