Technip Evolución del mercado de Refinación

Evolución del mercado de
Refinación
Los Mejoradores

Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación

Market Evolution – September 2011

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

1. Tendencias del mercado


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

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


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


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


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


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


2. Desafíos futuros


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

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


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


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


Ventana de operación típica para tecnologías de
conversión de residuos


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+

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: 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


3. Fases de ejecución del proyecto


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


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


5. Ciclo de producción


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


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


Estudio de factibilidad detallado (FEL2)
 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)


Paquete FEED (FEL3)
 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


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


Ejecución del Proyecto
“CAD 3D Model Review”


“ 3D Design to Build”


4. Procesamiento de crudo
pesado y Mejoradores


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 69.0


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


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


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



 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.



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


Horizon Oil Sands Project – Secondary Upgrading,
Canada – EDS for Phase II/III

 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 Treating


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


Upgrading Tranche 2 Project – Canada

 Gas recovery unit
 966 BPSD Butane recovery
 600 t/d Sulfur recovery unit
 Lump sum + Reimbursable US $ 91
Canada

Fort Mc Murray


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
Canada


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


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


Sincor Upgrader, Jose - Venezuela

LSTK + Incentive EPC * contract

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


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


Petrozuata Upgrader, Jose - Venezuela

LSTK EPC * contract

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


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