Category Archives: Energia alternativa
WASTE-TO-ENERGY POWER PLANT – JGC 320
This engine generator provides economic utilization of biomass and municipal waste for power generation. One JGC 320 unit reduces annual emissions equivalent to 46,500 ton of CO2, planting 9,000 acres of forest, or averting the use of 60,000 light bulbs, while producing sufficient energy to provide 2,700 EU homes with electricity. There are more than 1,300 Jenbacher landfill gas systems in use worldwide.
Landfill gas production scheme
VISCOSITY BIOREDUCTOR
The Viscosity Bioreductor VBR was created to enhance extra-heavy oil, a sustainable model based on social, economic and environmental high Innovative 100% Mexicano.
Substantial benefits from the use of viscosity Bioreductor VBR are:
- Ensuring the flow of extra-heavy oil wells and pipeline transportation systems.
- Reducing emissions of greenhouse gases, this is accomplished by a balance of gases that absorb CO2 and plants to produce viscosity Bioreductor BRV.
Bio applications BRV Viscosity Reducer
- The Bio viscosity reducer has been used to improve the productivity of extra-heavy oil field-Panuco-Cacalilao Ebony and Avocado among others.
- It is used eventually to increase the transport capacity of the pipeline Cacalilao – Madero refinery, with good results.
- The BRV also used to clean wells, organic stimulation to enhance production in mature fields, Biodiesel-based drilling muds and interior cleaning of pipelines.
With regard to oil pipeline, the viscosity bioreductor to:
- Lower operating pressure
- Increased API
- Reduced viscosity
BIOREDUCTOR DE VISCOSIDAD
- El aseguramiento del flujo de petróleo extra pesado en los pozos y sistemas de transporte por ducto.
- Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, esto se logra al hacer un equilibrio entre los gases producidos y el CO2 que absorben las plantas para producir el Bioreductor de viscosidad BRV.
Usos del Bio Reductor de Viscosidad BRV
• El Bio Reductor de Viscosidad se ha empleado para mejorar la productividad de petróleo extrapesado en el campo Ébano-Panuco-Cacalilao y Aguacate entre otros.
• Es empleado eventualmente para incrementar la capacidad de transporte del Oleoducto Cacalilao – Refinería Madero, obteniendo buenos resultados.
• El BRV también se usa para limpieza de pozos, estimulaciones orgánicas para mejorar la producción en campos maduros, lodos de perforación base Biodiesel y limpieza interior de ductos.
Con respecto a oleductos, el bioreductor de viscosidad permite:
- Menor presión de operación
- Aumento del API
- Disminución de la viscosidad
CONVERSION DE GAS NATURAL A LIQUIDOS
A pesar de que SASOL ha estado operando las grandes instalaciones de carbón a líquidos en el sur de África desde la década de 1950, la siguiente planta comercial fue de gas de ExxonMobil a metanol y a la planta de gasolina en Nueva Zelanda en 1985. Esto fue seguido por Shell ,primer gran escala (más de 10.000 barriles diarios) planta de GTL en Malasia en 1993. De 1994 a 2005, ninguna nueva planta de GTL en gran escala se encargó, a través de una serie de proyectos piloto y las unidades fueron construidas en las refinerías de petróleo existentes. Durante ese período de tiempo, sin embargo, vio una serie de anuncios importantes sobre los proyectos en Qatar y un número de otros países ricos en gas.
Conversión de gas natural a liquidos como diesel
Los productos finales con mayor frecuencia para los proyectos GTL han sido diesel, las existencias de lubricantes base y productos petroquímicos.
Es particularmente importante en los países en desarrollo donde los camiones y autobuses – en lugar de los vehículos a gasolina privado – dominan los sistemas de transporte.
En una refinería de petróleo, el proceso de destilación de la temperatura separa largas cadenas de hidrocarburos líquidos (C15 y superiores aceites crudos) en cadenas más pequeñas, que separa diesel, gasolina, nafta, queroseno, y los gases más ligeros del petróleo crudo. Desafortunadamente, este proceso relativamente sencillo conserva la mayor parte de las impurezas del petróleo crudo original en los productos resultantes. La eliminación de estas impurezas es costosa y requiere de sofisticadas unidades de proceso. Las impurezas, especialmente de azufre, no se quitan, que son finalmente liberados a la atmósfera (como SOx y NOx) procedentes de motores diesel de los autobuses, camiones y generadores de energía.
GTL tiene como objetivo producir diesel y otros combustibles de transporte por “ir hacia otro lado”, o uniéndose a los hidrocarburos ricos en metano en la longitud requerida de los compuestos del combustible diesel y otros mediante el uso de reacciones catalizador. Los procesos GTL también pueden ser modificados para producir otros líquidos tales como la nafta (materia prima para la petroquímica), aceites lubricantes y GLP. O bien puede ser vendido a un precio premium directamente al mercado o mezclado para mejorar la calidad del producto baja en los grados superiores.
Muchos en la industria consideran al GTL como el “santo grial” de la tecnología del gas. Las principales razones de esta búsqueda son los deseos de:
- Aprovechar los aproximadamente 3.000 billones de pies cúbicos de reservas de gas del mundo de 6.100 billones de pies cúbicos considera remota o trenzado con facilidad o no económicamente de acceso a los mercados ya sea por gasoductos o GNL.
- Beneficios económicos de la gran cantidad de gas producido en asociación con líquidos de hidrocarburos, ya sea crudo o líquidos de gas natural que se pierde tiempo quemado en la atmósfera debido a la falta de opciones viables de transporte de gas.
- Producir combustibles limpios para reducir al mínimo los impactos ambientales que también puede ser mezclado para mejorar la calidad de los combustibles convencionales sin ninguna pérdida en la economía de combustible o el rendimiento del motor.
- Producir las poblaciones de lubricante de alta calidad de base exigido por los motores modernos.
- Diversificar las fuentes de energía, producción de combustibles para el transporte de gas, y en menor medida, carbón.
Todas las tecnologías GTL se basan en el proceso químico original de Fischer-Tropsch. Este proceso convierte una mezcla de gas de síntesis de hidrógeno y CO llamado gas de síntesis a los productos intermedios ya encadenado, como el combustible líquido y diversos productos petroquímicos. Esto se logra utilizando hierro-níquel,-, así como los catalizadores a base de cobalto.
Suponiendo que una planta de 2.000 b/d puede ser construido y explotado económicamente, sería necesario un campo de gas con reservas de menos de 200 millones de pies cúbicos más de 25 años. Usando un promedio de 101 MMpcd por 10.000 barriles, y suponiendo que la mayoría de la producción es diesel equivalente, el proceso de conversión GTL requiere 101,000 MMBtu para producir 58,250 MMBtu de producto. (Un barril de diesel contiene 5.825 MMBtu.) Dicho de otra manera, el 42% de la fuente de entrada de gas de la energía se consume en el proceso para fabricar el producto de energía de salida de líquido, lo que resulta en la eficiencia global de alrededor del 58%.
Los últimos años han sido difíciles para los promotores de lGTL. La mayoría de las plantas que se propone en Qatar se han cancelado (ConocoPhillips y Marathon en Qatar, y todas las plantas de Nigeria otros) o convertidos en proyectos de GNL (plantas de ExxonMobil en Qatar). Otras plantas, tales como Oryx GTL de Sasol en Qatar han tenido serios problemas de proceso y están operando muy por debajo de sus capacidades. El Proyecto de Shell Pearl es seguir adelante, pero su costo de capital puede ser mucho mayor de lo inicialmente estimado.
GAS TO LIQUIDS GTL
Researchers have strived to find a way to efficiently convert natural gas directly to usable liquid fuel via gas-to-liquids (GTL) processes since German scientists Fischer and Tropsch successfully converted coal to liquid fuel in the 1920s. Though large sums of money and effort have been invested in improving GTL technology, converting methane to longer chained hydrocarbon compounds remains an energy-intensive process.It is particularly important in developing countries where trucks and buses – instead of private gasoline vehicles – dominate the transportation systems.
In an oil refinery, the process of temperature distillation separates long chains of liquid hydrocarbons (C15 and higher crude oils) into smaller chains, separating diesel, gasoline, naphtha, kerosene, and lighter gases from crude oil. Unfortunately, this relatively simple process retains most of the impurities from the original crude oil in the resulting products. Removing these impurities is expensive and requires sophisticated process units. If the impurities, especially sulfur, are not removed, they are eventually released into the atmosphere (as SOx and NOx) from diesel engines of buses, trucks, and power generators.
GTL aims to produce clean diesel and other transport fuels by “going the other way,” or by joining methane-rich hydrocarbons into the required length of diesel and other fuel compounds by using catalyst reactions. GTL processes can also be modified to produce other liquids, such as naphtha (feedstock for petrochemicals), lube oils, and LPGs. They may either be sold at a premium price directly to the market or blended to upgrade lower quality product into higher grades. Keeping GTL fuels separated from conventional (and thus, dirtier) fuels would require separate storage, transportation, and retailing infrastructure, potentially reducing the price advantage.
Many in the industry consider GTL as the “holy grail” of gas technology. The main reasons for this pursuit are the desires to:
- Exploit the estimated 3,000 tcf of the world’s gas reserves of 6,100 tcf considered remote or stranded—not easily or economically accessible to markets by either pipelines or LNG.
- Monetize the vast amounts of gas produced in association with liquid hydrocarbons— either crude oil or NGLs—that are wastefully flared into the atmosphere due to lack of viable gas transportation options. One study estimates that operators release 3.5 tcf of natural gas into the atmosphere per year, most of it from African (mainly Nigerian and Angolan) and Russian oil fields. These flared gases alone could potentially produce 1 MMb/d of GTL fuels. In addition, many oil fields are not produced at full capacity due to lack of viable outlets for the associated gas that is produced with the oil.
- Produce clean burning fuels to minimize environmental impacts that also can be blended to improve the quality of conventional fuels without any loss in fuel economy or engine performance.
- Produce high-quality lubricant base stocks demanded by modern engines.
- Economically produce safe food-grade waxes.
- Diversify sources of energy, producing transportation fuels from gas, and to a limited extent, coal.
Today require extremely cheap input gas, consume 40% or more of the original energy content of gas in the process, and, in many cases, are unproven on a large commercial scale.
All of the GTL technologies are based on the original Fischer-Tropsch chemical process. This process converts a synthesis gas mixture of hydrogen and CO called syngas into longer chained intermediate products such as liquid fuel and various petrochemicals. This is accomplished using iron-, nickel-, or cobalt-based catalysts.
Assuming that a plant of 2,000 b/d can be constructed and operated economically, it would require a gas field with reserves less than 200 bcf over 25 years. Using an average of 101 MMcfd per 10,000 bbl, and assuming that most of the output is diesel-equivalent, the GTL conversion process requires 101,000 MMBtu to produce 58,250 MMBtu of product. (One barrel of diesel contains 5,825 MMBtu.) Stated differently, 42% of the input energy gas source is consumed in the process to produce the output energy liquid product, resulting in overall efficiency of around 58%.
The last few years have been tough on promoters of GTL. Most of the plants that were proposed in Qatar have been cancelled (ConocoPhillips and Marathon in Qatar, and all other Nigerian plants) or converted to LNG projects (ExxonMobil’s plant in Qatar). Other plants, such as Sasol’s Oryx GTL in Qatar have had serious process issues and are operating much below their capacities. Shell’s Pearl project is going ahead, but its capital cost may be much higher than initially estimated.
