Technip Evolución del mercado de Refinación

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Technip Evolución del mercado de Refinación

  1. 1. Evolución del mercado deRefinaciónLos Mejoradores Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinaciónMarket Evolution – September 2011
  2. 2. Contenido 1. Tendencias del mercado 2. Desafíos futuros 3. Fases de ejecución del proyecto 4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores2 Market Evolution – September 2011
  3. 3. 1. Tendencias del mercado3 Market Evolution – September 2011
  4. 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 BoxscoreMarket Evolution – September 2011
  5. 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 Consumption5 Market Evolution – September 2011
  6. 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 20356 Market Evolution – September 2011
  7. 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 Rotterdam7 Market Evolution – September 2011
  8. 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 20118 Market Evolution – September 2011
  9. 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 incierta9 Market Evolution – September 2011
  10. 10. 2. Desafíos futuros10 Market Evolution – September 2011
  11. 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. 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 Diesel12 Market Evolution – September 2011
  13. 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 marítima13 Market Evolution – September 2011
  14. 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 Expected14 Market Evolution – September 2011
  15. 15. Ventana de operación típica para tecnologías de conversión de residuos15 Market Evolution – September 2011
  16. 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. 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 quality17 Market Evolution – September 2011
  18. 18. 3. Fases de ejecución del proyecto18 Market Evolution – September 2011
  19. 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 & ENTREGA19 Market Evolution – September 2011
  20. 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 costos20 Market Evolution – September 2011
  21. 21. 5. Ciclo de producción21 Market Evolution – September 2011
  22. 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 modelados22 Market Evolution – September 2011
  23. 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 BENZENECARBONIC 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 OIL23 Market Evolution – September 2011
  24. 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. 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 no25 Market Evolution – September 2011
  26. 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 construcción26 Market Evolution – September 2011
  27. 27. Ejecución del Proyecto “CAD 3D Model Review”27 Market Evolution – September 2011
  28. 28. Ejecución del Proyecto “ 3D Design to Build”28 Market Evolution – September 2011
  29. 29. Ejecución del Proyecto “ 3D Design to Build”29 Market Evolution – September 2011
  30. 30. 4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores30 Market Evolution – September 2011
  31. 31. Caracterización de los crudos pesados desarrollados en proyectos recientes de Technip Bitumen PFT Bitumen Marlim Ural Carbonic Project Horizon Oil Sands Petrocanada Oxiteno MOH Tatarstan Diluent 50% vol cond. 28% vol cond. N.A. N.A. N.A. Gravity, °API 8.6 9.8 19.6 31 23.4 Specific gravity, 60°F/60°F 1.01 1.0011 0.9331 0.8703 0.9127 Sulphur total, wt% 4.68 4.67 0.67 1.37 3.80 Nitrogen, wt ppm 3920 3400 4300 2500 2600 Metals (Ni + V), wt ppm 292 207 50 125.0 219 Conradson Carbon, wt% 12.7 10.5 6.8 3.89 7.2 TAN, mg KOH/g 2.51 2.00 0.95 0.55 0.14 Reduced crude (350+ °C), wt% 83.6 85.5 70.6 49.1 69.031 Market Evolution – September 2011
  32. 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 61.332 Market Evolution – September 2011
  33. 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 317L33 Market Evolution – September 2011
  34. 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 world34 Market Evolution – September 2011
  35. 35. Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada35 Market Evolution – September 2011
  36. 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. 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 Sum37 Market Evolution – September 2011
  38. 38. Horizon Oil Sands Project – Secondary Upgrading, Canada – EDS for Phase II/III  Client: Canadian Natural Resources Limited  Reimbursable + Target  Completion: 2007  44,800 BPSD Gasoil hydrotreater (UOP)  Combined hydrotreater (UOP)  44,800 BPSD Gasoil  29,250 BPSD Distillate Canada  Common facilities expansion:  Wash water surge drum & pumps  Rich amine flash drum Fort Mc Murray  Interconnecting Pipe Rack  Butane Treating Unit  Mine Diesel Treating38 Market Evolution – September 2011
  39. 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 m39 Market Evolution – September 2011
  40. 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 Murray40 Market Evolution – September 2011
  41. 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 Canada41 Market Evolution – September 2011
  42. 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 CA42 Market Evolution – September 2011
  43. 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 Technip43 Market Evolution – September 2011
  44. 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 Construction44 Market Evolution – September 2011
  45. 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 Venezuela45 Market Evolution – September 2011
  46. 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 Construction46 Market Evolution – September 2011
  47. 47. Muchas Gracias www.technip.com47 Market Evolution – September 2011

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