Avances tecnológicos del siglo XXI y ejemplos de estos
Technip Evolución del mercado de Refinación
1. Evolución del mercado de
Refinación
Los Mejoradores
Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación
Market Evolution – September 2011
2. Contenido
1. Tendencias del mercado
2. Desafíos futuros
3. Fases de ejecución del proyecto
4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores
2 Market Evolution – September 2011
4. Resumen del mercado Onshore
Tradicionalmente, la refinación es el sector Onshore con el más
elevado gasto de capital
Wolrdwide Capital Spending
Worldwide Capital Spending
30
Refining
25
Petrochemicals/chemicals
Gas Processing
Synfuels
20
Billion USD
15
10
5
0
1995 2001 2002 2006 2008 2009 2010 2011
Source: HPI Construction Boxscore
Market Evolution – September 2011
5. Consumo de combustibles
Perspectiva energética a corto plazo
Retorno a 86,7 millones de bbl/d
Crecimiento de 2,4 millones de bbl/d en 2010
Segundo aumento anual más grande al menos en 30 años
World Liquid Fuels Consumption
5 Market Evolution – September 2011
6. Producción de combustibles líquidos a largo
plazo
Perspectiva energética internacional de la EIA para 2010
Se espera que la producción petrolera sigua creciendo a largo plazo
Se espera una producción general de casi 110 MBPSD en 2035
Con alrededor de 22 MBPSD de capacidad adicional de refinación por ser
instalada, equivalente a casi dos refinerías de 400.000 BPSD cada año
World liquid fuels production
115
Conventional Oil Biofuels
110 Oil sands/bitumen Extra-heavy oil
Coal-to-liquids Gas-to-liquids
105 Shale oil
MBPSD
100
95
90
85
80
2006 2007 2008 2015 2020 2025 2030 2035
6 Market Evolution – September 2011
7. Producción petrolera
... Y la producción petrolera convencional se está acercando al límite ...
Oil Production in Million Barrels per Day
140
120
Adds Improved
100 recovery
80 Adds
Unconventional
60 Conventional
only
40
20
0 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 2100 2120 2140 2160 2180
Sources: USGS Estimates of Total Recoverable Resources: 1981 - 2000
Peter R. Odell, Erasmus University Rotterdam
7 Market Evolution – September 2011
8. Crecimiento de la demanda petrolera por región
Informe de la EIA sobre el mercado petrolero *
2010 ha visto crecer la demanda petrolera en casi todas las regiones,
menos en Europa
En 2011, se espera que continúe el crecimiento, pero en menor grado
Se espera que solamente África tenga un mejor desempeño que en 2010
Growth in kBPSD in 2009 / 2010 / 2011
* February 2011
8 Market Evolution – September 2011
9. Tendencias del mercado: conclusión
EIA espera que el consumo de combustibles líquidos a escala
mundial crezca 1,5 millones de bbl/d en 2011 y otros 1,7 millones de
bbl/d en 2012
La EIA espera un ajuste continuado de los mercados petroleros
mundiales durante los próximos dos años
Particularmente a la luz de los acontecimientos recientes en el Norte de África y
el Medio Oriente, la región con la mayor producción del mundo
Los incentivos para la conversión de residuos están regresando
lentamente
Los márgenes de refinación se recuperan progresivamente
Los fundamentos se recuperan,
La evolución a corto plazo continúa siendo incierta
9 Market Evolution – September 2011
11. Cambios esperados en las especificaciones de
combustibles
• Lento progreso
• Reducción de • nueva política rusa sobre
• Biocombustibles y bajo Gases de invernadero calidad de combustibles
carbono toman la Desulfurización en los • Progreso en
escena principal Balcanes Bielorusia, Kazajistán
• Especificación • Diversas mezclas de • Uso limitado e interés en
Combustible biocombustibles biocombustibles
• Demoras en mejoras de la
calidad de los
combustibles, excepto
Brasil, Chile y Colombia
• Especificaciones urbanas
• Mandatos de
biocombustibles
• Región diversa
• Diferentes niveles de
• Mejora de las normas calidad de combustibles
locales • Región diversa • Diversas mezclas de
• La reducción de azufre • Se esperan políticas biocombustibles en el
sigue siendo un desafío locales más estrictas mercado
• Armonización regional en cuanto a calidad de
combustibles Fuente: IFQC
• Principal exportador
11 Market Evolution – September 2011
12. Futuras especificaciones para combustibles
IFQC – Enero de 2011
Los programas de mejoramiento de combustibles casi están por finalizar en
el noreste de Europa y en América del Norte
Los mandatos con respecto a biocombustibles aumentarán la proporción de
biocomponentes en los combustibles derivados de petróleo
CIS, América del Sur, Asia-Pacífico, África y el Medio Oriente son algunas de
las regiones en donde será necesario invertir en refinación para cumplir con
las especificaciones más exigentes en cuanto a combustibles
Gasolina Diesel
12 Market Evolution – September 2011
13. Mercado del fuel oil
Se pronostica que a largo plazo el mercado del fuel oil cambiará
del sector de generación eléctrica a la industria marítima
13 Market Evolution – September 2011
14. Calidad del producto – combustibles marinos
También se espera una reducción de los niveles de azufre de los
combustibles tipo bunker
Esto podría conducir a cambios importantes en las configuraciones de
fondo de barril
Dependiendo del tipo de crudo, podría ser necesario destruir la fracción
de fuel oil
Open Waters - SECA
Sulfur Limits, wt% Inland Waters (Sulfur Emission Open Waters
Control Areas)
2010 0.1 1.0 4.5
2012 3.5
0.1
2015
- (United States, Japan, Singapore & -
Expected
Australia)
2020 or 2025
- - 0.5
Expected
14 Market Evolution – September 2011
15. Ventana de operación típica para tecnologías de
conversión de residuos
15 Market Evolution – September 2011
16. Ventana de operación típica para tecnologías de
conversión de residuos
ZUATA (8.4° API)
AR 350°C+
VR 520°C+
MEREY (16.0° API)
AR 350°C+
VR 520°C+
17. Gastos de capital esperados por región
In the next 5 years:
2.4 Billion USD for new capacity
7.9 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:
0.5 Billion USD for new capacity
In the next 5 years:
11.6 Billion USD for new capacity
4.3 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:
8.1 Billion USD for new capacity
2.1 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years: In the next 5 years:
10.8 Billion USD for new capacity 16.5 Billion USD for new capacity
8.5 Billion USD for fuel quality 11.0 Billion USD for fuel quality
17 Market Evolution – September 2011
18. 3. Fases de ejecución del proyecto
18 Market Evolution – September 2011
19. Technip es un socio de probada solidez en las fases de
ejecución de proyectos –Proceso controlado por compuertas
(gated process) hasta la operación de la planta
Definición progresiva del proyecto
(FEL)
Planificación Planificación de Planificación del
Ejecución del
del negocio instalaciones proyecto
proyecto
Estudio de Estudio de Paquete Operaciones
pre- factibilidad IPC (Ingeniería- de la planta
(FEED)
factibilidad detallado Procura-
FEL 3 Construcción)
FEL 1 FEL 2
Definición de recursos
Diagramas P & I Ingeniería
Relaciones con • Puesta en servicio
Especificaciones de equipos Diseño de detalle
interesados Arranque
Plan de procura Procura
Aplicación reglamentaria Operación
Plan de ejecución Fabricación
Memorándum de la base Mantenimiento
de diseño Alcance del trabajo Construcción Proyectos
Evaluación económica Análisis del cronograma Pre-Comissioning
Estrategia de Autorización
financiamiento del Operaciones
proyecto Mechanical actuales
Completion
APROBACIÓN JUNTA &
ENTREGA
19 Market Evolution – September 2011
20. Su socio a lo largo de todo el proyecto
The cost influence curve
High Decreasing Low
Ability to influence cost
Project cost generated
ABILITY TO
INFLUENCE COST
COST
GENERATED
Business Project Project EPC Operation
Assessment Planning Definition Project &
Execution Maintenance
Capital Investment Process Stage
Las fases tempranas del proyecto son el mejor momento
para influir en los costos
20 Market Evolution – September 2011
21. 5. Ciclo de producción
21 Market Evolution – September 2011
22. Estudio de pre-factibilidad (FEL1)
Principales actividades
Ejecución o validación del análisis de mercado
Estudio de configuración de varios esquemas de proceso que usan
PIMS (Process Industry Modelling System), un software con licencia
de AspenTech que utiliza ampliamente Technip para realizar estos
estudios. Este estudio investigará diferentes opciones tecnológicas
sobre la base de los resultados del análisis de mercado (por
ejemplo, diferentes soluciones para el “fondo del barril”,
procesamiento de destilados intermedios, etc.)
Estimación de costos
Análisis económico (IRR y NPV sobre el flujo de caja del proyecto) y
clasificación de los esquemas de procesamiento modelados
22 Market Evolution – September 2011
23. Plan Maestro de Rentabilidad de la Refineria –
Ejemplo 1 Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case 5 Case 6
Fuel Gas
SAT. Solvent De-Asphalting
De- SDA+ Gasification Residue HCK Flexicoking SDA + Residue HCK Flexicoking
Option
FG+LPG C3
GAS PLANT C4 ARO + ARO + ARO + Gasification ARO - no ARO – no
ISOMERIZATION ISOMERATE Gasoline Gasoline Gasoline ARO – no Gasoline Gasoline
LT (Only in Case 1) C5+ Refinery Products Slate Gasoline
NAPHTHA NAPHTHA
HDT HV
REF. RON 98 GASOLINE AI-95
AI-
CCR
NAPHTHA
PARAXYLENE
REF. RON 102 AROMATICS Inv. Cost
BENZENE 6,455 6,211 5,782 6,428 6,422 5,828
CRUDE MM US$
CARBONIC CRUDE DISTILL. KERO KERO/JET
7 million t/y UNIT HDS
DIESEL
HDS DIESEL IRR
10.64 8.62 11.00 10.58 9.17 11.05
Main Ancillary %
VACUUM
Units HYDRO
DISTILL.
HYDROGEN UNIT CRACKER HCK Residue FUEL OIL
UNIT
VACUUM SULFUR NPV
RESIDUE 289 - 572 406 259 - 359 430
HYDROGEN MM US$
SULFUR & AMINE
PRODUCTION HYDROGEN
UNIT DAO
SDA
SOUR WATER ASPHALTENES
STRIPPER SYNGAS COMBINED CYCLE POWER POT
6/4 7/5 6/3 6/5 7/1 6/2
CLEANING PLANT y/m
STEAM
O2
GASIFICATION
ASU
Ni, V Ash
Fuel Gas
FG+LPG SAT. C3 Flexicoking
Option
Fuel Gas
GAS PLANT C4 SAT. C3 Residue Hydrocracking
Option
FG+LPG
GAS PLANT C4
ISOMERIZATION ISOMERATE
LT (Only in Case 3) C5+
Refinery Products Slate ISOMERIZATION ISOMERATE
NAPHTHA NAPHTHA
HDT REF. RON 98
LT (Only in Case 2) C5+
Refinery Products Slate
HV CCR GASOLINE AI-95
AI- NAPHTHA NAPHTHA
NAPHTHA HDT REF. RON 98
PARAXYLENE HV CCR GASOLINE AI-95
AI-
REF. RON 102 NAPHTHA
AROMATICS PARAXYLENE
BENZENE
CRUDE REF. RON 102 AROMATICS
KERO BENZENE
CARBONIC CRUDE DISTILL. KERO/JET
HDS CRUDE KERO
7 million t/y UNIT CARBONIC CRUDE KERO/JET
DIESEL DISTILL. HDS
7 million t/y UNIT
HDS DIESEL DIESEL
Main Ancillary HDS DIESEL
VACUUM
Units
DISTILL. HYDRO Main Ancillary
VACUUM
HYDROGEN UNIT CRACKER HCK Residue FUEL OIL Units HYDRO
DISTILL.
UNIT CRACKER HCK Residue
VACUUM HYDROGEN UNIT
RESIDUE SULFUR UNIT
SULFUR & AMINE VACUUM
NAP. RESIDUE SULFUR
UNIT LOW BTU GAS
SULFUR & AMINE
LT GASOIL STEAM UNIT NAP.
H2
SOUR WATER
STRIPPER HV GASOIL
SOUR WATER RESIDUE KERO
FLEXICOKING FLEXYGAS POWER POWER STRIPPER HYD. LT GASOIL
AIR PLANT (LC-Finer HV GASOIL
(LC-
COKE or H-OIL)
H-
COKE HC RESIDUE FUEL OIL
23 Market Evolution – September 2011
24. Estudio de factibilidad detallado (FEL2)
Principales actividades
Evaluación y pre-selección del proveedor de la licencia (a través de
investigación, análisis técnico y comercial)
Actualización del estudio de configuración sobre la base de los
datos de rendimiento del proceso del otorgante de la licencia (por
PIMS)
Encuesta en el sitio y recolección de datos principales
Datos preliminares para evaluación del impacto ambiental
Estimación de costos de inversión en un intervalo de precisión que
será determinado sobre la base del tipo y la extensión de la
documentación comercial del otorgante de la licencia y el diseño
preliminar ejecutado por Technip Italia sobre el balance de la planta
Análisis financiero y económico detallado (IRR, NPV tanto sobre el
proyecto como los flujos de caja de capital, relación servicio de la
deuda-cobertura, evaluación financiera preliminar)
24 Market Evolution – September 2011
25. Paquete FEED (FEL3)
Principales actividades
Validación de la base de diseño
Finalización de acuerdos con los proveedores de licencia
seleccionados e inicio de la preparación del paquete de diseño del
proceso
Supervisión de las actividades de los proveedores de la licencia
Diseño complementario del proceso sobre la unidades otorgadas
en licencia
Preparación del paquete de diseño del proceso para las unidades
no otorgadas en licencia (incluyendo servicios e instalaciones fuera
del sitio)
Homogenización del diseño para todas las unidades ya sea
otorgadas en licencia o no
25 Market Evolution – September 2011
26. Fase de ejecución del proyecto (Ingeniería,
Procura, Puesta en servicio)
Reglas de oro
Ninguna concesión en cuanto a Salud y Seguridad (SHA)
Cultura de “hagámoslo suceder”
Hacerlo bien la primera vez
Procura y entrega enfocada hacia la construcción
Garantizar que documentación, materiales, mano de obra y equipos
estén siempre en servicio de los frentes del trabajo de construcción
Asignar riesgos del proyecto a la parte correcta
Planificar, organizar, monitorear y controlar la fase de
construcción
26 Market Evolution – September 2011
32. Caracterización de los crudos pesados para el
proyecto de expansión de la refinería de Cartagena
Anode Base Case High Sulfur case
Project Cartagena Cartagena
Gravity, °API 21.5 20.7
Specific gravity, 60°F/60°F 0.9249 0.9295
Sulphur total, wt% 0.7 2
Nitrogen, wt ppm 3000 3000
Metals (Ni + V), wt ppm 77 195
Conradson Carbon, wt% 7.3 9.9
TAN, mg KOH/g 1.127 0.44
Reduced crude (350+ °C), wt% 60.1 61.3
32 Market Evolution – September 2011
33. Corrosión por ácido nafténico
Enfoque de Technip
Technip ha desarrollado una vasta experiencia con la Corrosión por
Ácido Nafténico (NAC) a través de proyectos recientes y anteriores
Se presta particular atención a:
Crudo con un alto TAN y bajo contenido de azufre
Análisis adecuado de la distribución de TAN asociada con el perfil de temperatura
Alta velocidad / áreas de turbulencia
Áreas de evaporación/condensación
Ejemplos de áreas de preocupación
Hornos
Líneas de transferencia
Fondo de las torres de destilación
Technip especifica aleaciones que contienen molibdeno para mejorar
la resistencia a NAC. Para condiciones severas, se usa acero
inoxidable grado 317L
33 Market Evolution – September 2011
34. Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
1 outstanding EPC contract
2 FEED projects
&
EPCM for Upgrading
Tranche 2 Project
for
Canadian Natural Resources
TECHNIP ITALY plays a key role in the challenging 'HORIZON
Project' producing Synthetic Crude Oil
from the Athabasca Oil Sands, in the Province of Northern
Alberta, Canada, which is likely to be the most important key
reserve of unconventional
energy in the world
34 Market Evolution – September 2011
36. Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
Client: Canadian Natural Resources Limited
292,400 BPSD Diluent Recovery Unit /
123,000 BPSD Delayed Coking Unit
Value: US$ 726 million
Completion: 2008
Canada
Fort Mc Murray
A very challenging
mega-project executed in
extremely harsh climate.
36 Market Evolution – September 2011
37. Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
A LS * + Target contract
Unit Capacity Licensor
Diluent recovery unit 292,400 BPSD TECHNIP
Dry bitumen capacity 145,200 BPSD
Delayed coking unit 123,000 BPSD ABB LUMMUS
The delayed coker and the diluent recovery units
* Lump Sum
37 Market Evolution – September 2011
39. Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading – Canada
Diluent Recovery Unit
G1 Diluent Tower : Vacuum Tower :
Capacity =292,400 BPSD (DilBit, Phase I) Capacity =242,000 BPSD (Phase III)
ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 m ID > 14 m; H (TL-TL) > 40 m
Top Head and shell material: Top Head and shell material:
KCS with 6 mm CA KCS with 6 mm CA
Bottom Head and shell material: Bottom Head and shell material:
CS cladded with 3 mm SS 317L CS with 3 mm cladding SS 317L
Diluent Tower Feed Heaters 2x400GJ/h: Vacuum Tower Feed Heaters 150GJ/h
Process Coils (Convection/Radiant): Process Coils (Convection/Radiant):
SS 317L with 1.25 mm CA ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 SS 317L with 1.25 mm CA
m
39 Market Evolution – September 2011
40. Upgrading Tranche 2 Project – Canada
Client: Canadian Natural Resources Limited
Gas recovery unit
966 BPSD Butane recovery
600 t/d Sulfur recovery unit
Lump sum + Reimbursable US $ 91
Completion: 2012
Canada
Fort Mc Murray
40 Market Evolution – September 2011
41. Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada
Client: Fort Hills Energy L.P. For Petro-
Canada Oil Sands Inc
219,800 BPSD Diluent Recovery Unit
(cap. 157,000 BPSD bitumen only)
141,000 BPSD Delayed coking unit
(Licensor Foster Wheeler)
Gas recovery unit
Coke handling unit
Fort Hills
Reimbursable
Completion: 2008
Canada
41 Market Evolution – September 2011
42. Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada
Project Context Diluent Recovery Unit
Diluted Bitumen Design Unit highlights:
The primary feed to the DRU is diluted Four-year run length
bitumen (DilBit) with a diluent to Expected stream factor is 0.94
bitumen volume ratio of 0.4 to 1 The turndown capacity is 50% of design capacity
Diluted bitumen comes from the
bitumen production facility (PFT, Diluent Tower :
Paraffinic Froth Treatment) about 500 ID > 5 m; H (TL-TL) > 33 m
km from Sturgeon Upgrader site Top Head and shell up to tray 22 material:
CS with 3 mm C-276 HASTELLOY cladding
Bitumen feed contains up to 1.0 wt% of
Tray 22 material down to the bottom head:
fine solids (clay, etc). CS with 3 mm SS 317 Cladding
Diluent Tower Feed Heaters 2x90
MW
Process Coils material (Convection/Radiant):
9Cr1Mo, 4.5 mm CA
42 Market Evolution – September 2011
43. Sincor Upgrader, Jose - Venezuela
Client: SINCOR C.A
(TOTAL / PDVSA / STATOIL )
285,000 BPSD diluent recovery unit
Execution: Technip and partners
Value: US$ 1050 million
Start up: 2001
Jose
A challenging extra heavy crude
upgrader executed with
Parsons-KBR and Proyecta
Venezuela
under the leadership of Technip
43 Market Evolution – September 2011
44. Sincor Upgrader, Jose - Venezuela
LSTK + Incentive EPC * contract
Unit Capacity Licensor
Atm. Distillation 285,000 BPSD TECHNIP
Vac. Distillation 146,00 BPSD TECHNIP
Naphtha & Gasoil HDT 93,000 BPSD AXENS
Mild Hydrocraker (124 Bar) 69,000 BPSD AXENS
Delayed Coker Unit 89,000 BPSD FW
Sulfur 900 TPD -
Hydrogen - KRUPP UHDE
* Lump Sum Turn Key + Incentive Engineering Procurement and Construction
44 Market Evolution – September 2011
45. Petrozuata Upgrader, Jose - Venezuela
Client: Petrozuata C.A
(Conoco / Maraven)
175,000 BPSD diluent recovery unit
Execution: Technip and partners
Start up: 2000
Jose
The project has been executed
by Technip, B&R, Parsons,
Ditech and Proyecta
Venezuela
45 Market Evolution – September 2011
46. Petrozuata Upgrader, Jose - Venezuela
LSTK EPC * contract
Unit Capacity Licensor
Atmospheric distillation 175,000 BPSD CONOCO
Vacuum distillation 90,000 BPSD CONOCO
Delayed coker 52,000 BPSD CONOCO
LPG recovery 3,200 BPSD
Naphtha hydrotreater 10,200 BPSD IFP
Hydrogen purification PSA
LPG caustic UOP Merox
Amine treatment/regeneration 1,200 GPM DEA
Sulfur Recovery 2 x 100 t/d COMPRIMO
Tail Gas Treatment Sulfreen
* Lump Sum Turn Key Engineering Procurement and Construction
46 Market Evolution – September 2011
47. Muchas Gracias
www.technip.com
47 Market Evolution – September 2011