evolución del mercado de refinación los mejoradores

Market Evolution – September 2011

Evolución del mercado de RefinaciónLos Mejoradores

Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación


Contenido

1. Tendencias del mercado

2. Desafíos futuros

3. Fases de ejecución del proyecto

4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores


1. Tendencias del mercado


Resumen del mercado Onshore

Tradicionalmente, la refinación es el sector Onshore con el más elevado gasto de capital

Source: HPI Construction Boxscore

0

5

10

15

20

25

30

1995 2001 2002 2006 2008 2009 2010 2011

Bil

lio

n U

SD

Refining

Petrochemicals/chemicals

Gas Processing

Synfuels

Worldwide Capital Spending


Consumo de combustibles

Perspectiva energética a corto plazo

World Liquid Fuels Consumption

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


Producción de combustibles líquidos a largo plazoPerspectiva energética internacional de la EIA para 2010

World liquid fuels production

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

80

85

90

95

100

105

110

115

2006 2007 2008 2015 2020 2025 2030 2035

MB

PS

D

Conventional Oil Biofuels Oil sands/bitumen Extra-heavy oil Coal-to-liquids Gas-to-liquids Shale oil


... ... Y la producción petrolera convencional se está acercando al límite ...Y la producción petrolera convencional se está acercando al límite ...Oil Production in Million Barrels per DayOil Production in Million Barrels per Day

Conventional Conventional onlyonly

Adds Adds UnconventionalUnconventional

Adds Improved Adds Improved recoveryrecovery

140

120

100

80

60

40

20

0 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 2100 2120 2140 2160 2180Sources: USGS Estimates of Total Recoverable Resources: 1981 - 2000

Peter R. Odell, Erasmus University Rotterdam

Producción petrolera


Crecimiento de la demanda petrolera por región

Informe de la EIA sobre el mercado petrolero *

Growth in kBPSD in 2009 / 2010 / 2011

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

* February 2011


Tendencias del mercado: conclusión

Los fundamentos se recuperan,

La evolución a corto plazo continúa siendo incierta

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


2. Desafíos futuros


Cambios esperados en las especificaciones de combustibles

• Biocombustibles y bajo carbono toman la escena principal

• Especificación Combustible

• Demoras en mejoras de la calidad de los combustibles, excepto Brasil, Chile y Colombia

• Especificaciones urbanas• Mandatos de

biocombustibles

• Reducción de Gases de invernadero Desulfurización en los Balcanes

• Diversas mezclas de biocombustibles

•Lento progreso• nueva política rusa sobre

calidad de combustibles•Progreso en Bielorusia,

Kazajistán •Uso limitado e interés en

biocombustibles

• Región diversa• Diferentes niveles de

calidad de combustibles

• Diversas mezclas de biocombustibles en el mercado

•Mejora de las normas locales

•La reducción de azufre sigue siendo un desafío

•Armonización regional

• Región diversa• Se esperan políticas

locales más estrictas en cuanto a calidad de combustibles

• Principal exportadorFuente: IFQC


Futuras especificaciones para combustibles

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

IFQC – Enero de 2011

Gasolina Diesel


Se pronostica que a largo plazo el mercado del fuel oil cambiará del sector de generación eléctrica a la industria marítima

Mercado del fuel oil


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

Sulfur Limits, wt% Inland WatersOpen Waters - SECA

(Sulfur EmissionControl Areas)

Open Waters

2010 0.1 1.0 4.5

2012 3.5

2015

Expected-

0.1

(United States, Japan, Singapore & Australia)

-

2020 or 2025

Expected- - 0.5


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+

Zuata AR 350 °C+

Zuata VR 520 °C+

Merey AR 350 °C+

Merey VR 520 °C+

Ventana de operación típica para tecnologías de conversión de residuos


Gastos de capital esperados por región

In the next 5 years:0.5 Billion USD for new capacity

In the next 5 years:10.8 Billion USD for new capacity8.5 Billion USD for fuel quality






3. Fases de ejecución del proyecto


Ejecución delproyecto

IPC (Ingeniería-Procura-

Construcción)

Operacionesde la planta

Planificación del negocio

Estudio de pre-

factibilidad

FEL 1

Definición progresiva del proyecto (FEL)

Planificación del proyecto

Paquete

(FEED)

FEL 3

APROBACIÓN JUNTA

Ingeniería

Diseño de detalle

Procura

Fabricación

Construcción

Pre-Comissioning

• Puesta en servicio

Arranque

Operación

Mantenimiento

Proyectos

Mechanical Completion

&

ENTREGA

Diagramas P & I

Especificaciones de equipos

Plan de procura

Plan de ejecución

Alcance del trabajo

Análisis del cronograma

Autorización

Operaciones actuales

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

Planificación de instalaciones

Estudio de factibilidad detallado

FEL 2

Definición de recursos

Relaciones con interesados

Aplicación reglamentaria

Memorándum de la base de diseño

Evaluación económica

Estrategia de financiamiento del proyecto


Su socio a lo largo de todo el proyecto

The cost influence curve

Las fases tempranas del proyecto son el mejor momento para influir en los costos

Ab

ilit

y t

o i

nfl

uen

ce c

ost

Pro

jec

t c

ost

gen

era

ted

Capital Investment Process Stage

Low

COST GENERATED

Business Project EPC

MaintenanceAssessment Planning

Execution

DecreasingHigh

ABILITY TO INFLUENCE COST

Project Definition Project

Operation&


5. Ciclo de producción


Estudio de pre-factibilidad (FEL1)

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

Principales actividades


Plan Maestro de Rentabilidad de la Refineria – Ejemplo 1

CRUDECRUDEDISTILL.DISTILL.

UNITUNIT

VACUUMVACUUMDISTILL.DISTILL.

UNITUNIT

NAPHTHANAPHTHAHDTHDT

KEROKEROHDSHDS

DIESELDIESELHDSHDS

HYDROHYDROCRACKERCRACKER

SDASDA

HYDROGENHYDROGENUNITUNIT

SULFUR & AMINESULFUR & AMINEUNITUNIT

KERO/JETKERO/JET

DIESELDIESEL

SULFURSULFUR

CARBONIC CRUDECARBONIC CRUDE

SAT.SAT.GAS PLANTGAS PLANT

FG+LPGFG+LPG

SOUR WATERSOUR WATERSTRIPPERSTRIPPER

FUEL OILFUEL OIL

7 million t/y7 million t/y

GASIFICATIONGASIFICATION

SYNGASSYNGASCLEANINGCLEANING

COMBINED CYCLECOMBINED CYCLEPLANTPLANT

DAODAO

POWERPOWER

STEAMSTEAM

ASUASU

VACUUM VACUUM RESIDUERESIDUE

O2O2

Refinery Products SlateRefinery Products Slate

Ni, V AshNi, V Ash

ASPHALTENESASPHALTENES

Main Ancillary Main Ancillary UnitsUnits

Solvent DeSolvent De--Asphalting Asphalting Option Option

HCK ResidueHCK Residue

C3C3

C4C4

Fuel Gas

HYDROGENHYDROGENPRODUCTIONPRODUCTION HYDROGENHYDROGEN

LT LT NAPHTHANAPHTHA

CCRCCR

ISOMERIZATION ISOMERIZATION (Only in Case 1)(Only in Case 1)

AROMATICSAROMATICS

REF. RON 98REF. RON 98


HV HV NAPHTHANAPHTHA

BENZENEBENZENE

PARAXYLENEPARAXYLENE

GASOLINE AIGASOLINE AI--9595

ISOMERATE ISOMERATE C5+C5+


UNITUNIT


UNITUNIT


KEROKEROHDSHDS

DIESELDIESELHDSHDS


RESIDUERESIDUEHYD.HYD.

(LC(LC--FinerFineror Hor H--OIL)OIL)



KERO/JETKERO/JET

DIESELDIESEL

SULFURSULFUR



FG+LPGFG+LPG


FUEL OILFUEL OIL





Residue Hydrocracking Residue Hydrocracking Option Option

C3C3

C4C4

NAP.NAP.

KEROKERO

HV GASOILHV GASOIL

HC RESIDUEHC RESIDUE

LT GASOILLT GASOIL

H2H2

Fuel Gas


CCRCCR


AROMATICSAROMATICS




BENZENEBENZENE






UNITUNIT


UNITUNIT


KEROKEROHDSHDS

DIESELDIESELHDSHDS


FLEXICOKINGFLEXICOKING



KERO/JETKERO/JET

DIESELDIESEL

SULFURSULFUR



FG+LPGFG+LPG


LOWLOW BTU GASBTU GASSTEAMSTEAM





C3C3

C4C4

NAP.NAP.

HV GASOILHV GASOIL

COKECOKE

LT GASOILLT GASOIL

AIRAIR

COKECOKE

FLEXYGASFLEXYGAS

FUEL OILFUEL OIL

Fuel Gas


CCRCCR


AROMATICSAROMATICS




BENZENEBENZENE




POWER POWER PLANTPLANT

POWERPOWER


FlexicokingFlexicokingOption Option

Case 1

SDA+ Gasification

ARO +

Gasoline

Case 2

Residue HCK

ARO +

Gasoline

Case 3

Flexicoking

ARO +

Gasoline

Case 4

SDA +

Gasification

ARO – no

Gasoline

Case 5

Residue HCK

ARO - no

Gasoline

Case 6

Flexicoking

ARO – no

Gasoline

Inv. Cost

MM US$6,455 6,211 5,782 6,428 6,422 5,828

IRR

%10.64 8.62 11.00 10.58 9.17 11.05

NPV

MM US$289 - 572 406 259 - 359 430

POT

y/m6 / 4 7 / 5 6 / 3 6 / 5 7 / 1 6 / 2


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)

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

Reglas de oro


Ejecución del Proyecto“CAD 3D Model Review”


Ejecución del Proyecto “ 3D Design to Build”


4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores

30


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


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

Corrosión por ácido nafténico

Enfoque de Technip


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

Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada

1 outstanding EPC contract 2 FEED projects

&EPCM for Upgrading

Tranche 2 Projectfor

Canadian Natural Resources



Client: Canadian Natural Resources Limited

292,400 BPSD Diluent Recovery Unit / 123,000 BPSD Delayed Coking Unit

Value: US$ 726 million

Completion: 2008

A very challenging mega-project executed in extremely harsh climate.

Fort Mc Murray

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

* Lump Sum

The delayed coker and the diluent recovery units



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


Reimbursable + Target

Completion: 2007

Fort Mc Murray

Canada

44,800 BPSD Gasoil hydrotreater (UOP)

Combined hydrotreater (UOP) 44,800 BPSD Gasoil

29,250 BPSD Distillate

Common facilities expansion: Wash water surge drum & pumps

Rich amine flash drum

Interconnecting Pipe Rack

Butane Treating Unit

Mine Diesel Treating


Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading – Canada

G1° Diluent Tower : Capacity =292,400 BPSD (DilBit, Phase I)

ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 m

Top Head and shell material:

KCS with 6 mm CA

Bottom Head and shell material:

CS cladded with 3 mm SS 317L

Diluent Recovery Unit

Diluent Tower Feed Heaters 2x400GJ/h: Process Coils (Convection/Radiant):

SS 317L with 1.25 mm CA ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 m

Vacuum Tower : Capacity =242,000 BPSD (Phase III)

ID > 14 m; H (TL-TL) > 40 m

Top Head and shell material:

KCS with 6 mm CA

Bottom Head and shell material:

CS with 3 mm cladding SS 317L

Vacuum Tower Feed Heaters 150GJ/h Process Coils (Convection/Radiant):

SS 317L with 1.25 mm CA


Upgrading Tranche 2 Project – Canada


Gas recovery unit

966 BPSD Butane recovery

600 t/d Sulfur recovery unit

Lump sum + Reimbursable US $ 91

Completion: 2012

Fort Mc Murray

Canada


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

Canada

Reimbursable

Completion: 2008


The primary feed to the DRU is diluted bitumen (DilBit) with a diluent to bitumen volume ratio of 0.4 to 1

Diluted bitumen comes from the bitumen production facility (PFT, Paraffinic Froth Treatment) about 500 km from Sturgeon Upgrader site

Bitumen feed contains up to 1.0 wt% of fine solids (clay, etc).

Project Context

Diluted Bitumen Design Unit highlights: Four-year run length

Expected stream factor is 0.94

The turndown capacity is 50% of design capacity

Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada

Diluent Recovery Unit

Diluent Tower : ID > 5 m; H (TL-TL) > 33 m

Top Head and shell up to tray 22 material: CS with 3 mm C-276 HASTELLOY cladding

Tray 22 material down to the bottom head: 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

A challenging extra heavy crude upgrader executed with Parsons-KBR and Proyecta under the leadership of Technip

Jose

Venezuela


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

The project has been executed by Technip, B&R, Parsons, Ditech and Proyecta

Jose

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


www.technip.com

Muchas Gracias

evolución del mercado de refinación los mejoradores

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