REFINERY  H2 &  CO2 MANAGEMENT: KEY  PLAYERS  IN  THE  IMMINENT  GHG COMPLIANCE

M. Pagano

Sapienza Università di Roma

Authors M. Pagano – Refining Technology Specialist – TECHNIPS. Di Pasquale – University “Sapienza Università di Roma”A. Gragnani – Refining Product Line & Technologies - TECHNIPSanjiv Ratan – H2 Chief Technology Officer – TECHNIP

Global Warming is melting the ice of the poles

Source: Norwegian Science Council

• Global warming most likely is a result of human activities

• Nevertheless for the coming years most of the energy is expected to come from non‐renewable resources to sustain the economic growth especially in the emerging countries

KYOTO PROTOCOLSIGNED AND RATIFIED

SIGNED BUT NOT RATIFIED

NOT SIGNED

World Commitment to KYOTO

NATIONS THAT ARE REDUCING THEIR CO2 EMISSIONS

NATIONS THAT ARE STABILIZING THEIR CO2 EMISSIONS

NATIONS ALLOWED TO INCREASE THEIR CO2 EMISSIONS

NATIONS NOT CALLED TO MAKE A COMMITMENT REGARDING THEIR CO2 EMISSION

NATIONS THAT HAVE NOT SIGNED THE KYOTO PROTOCOL

Kyoto protocol envisions reduction of 5% in the GHG over the period 2008‐2012 compared to 1990 level for Annex II countries

Setting cup to the GHG emitters• Large emitter scheme covers power generators, oil refining, 

cement, steel & other metals, pulp & paper + other large combustion plants, including more than 10,000 installations in 27 EU countries

• Joint Implementation(JI): emission reductions which arise from project investments in other countries when both countries have their own Kyoto emission targets (Annex II) 

• Certified Emission Reductions (CERs) can be obtained by implementing emission reduction projects in developing nations that have ratified (or acceded to) the Kyoto Protocol. 

• CO2 emissions can be regulated by two systems:– Carbon Tax– ETS with CO2 credits auctioning

• EU has selected the 2nd solution with a cap & trade system:– Emissions permits (*) correspond to a cap fixed by the EU– Industrial plant may offset their excess emissions by acquiring permits 

from other sources able or willing to emit below their established cup

(*) 1 ton of CO2 = 1 permit

TRENDS IN THE EUROPEAN UNION

NATIONS ALLOWED TO INCREASE THEIR CO2 EMISSIONS

NATIONS THAT ARE STABILIZING THEIR CO2 EMISSIONSNATIONS THAT ARE REDUCING 

THEIR CO2 EMISSIONS

NATIONS ALLOWED TO INCREASE

PORTUGAL + 27%

GREECE + 25%

ITALY ‐ 6%

NATIONS ON REDUCTION TREND

LUXEMBURG ‐ 28%

GERMANY & DENMARK ‐ 21%

Whole commitment of the EU = -8% N.A.A.P.N.A.A.P.(i.e.National Allocation Allowance Plan)

Cornerstones of EU ETS Phase III• The EU  is already  in Phase  II of  its Emissions Trading Scheme 

(ETS),  although  refiners  are  anxious  about  Phase  III,  which commences  in  2013  and  which  will  require  refiners  to purchase  20%  of  their  carbon  permits  by  auction,  gradually increasing to 100% by 2020.

• From 2013, the revised EU ETS Directive provides for Phase III:– Decrease CO2 emissions to 20% by 2020 compare to 2005 levels (part 

of so called 20‐20‐20 targets)– Introduction of a single EU‐wide cup replacing national allocation 

plans (i.e NAAP)– Auctioning of allowances will replace free allocation– Industrial sectors will be allocated allowances for free on the basis of 

product benchmarks. The benchmarks will be set on the basis of the average of the top 10% most greenhouse gas efficient installations in the EU. 

– Sectors deemed at significant risk of relocating production outside of the EU due to the carbon price (i.e. carbon leakage) will receive 100% of the benchmarked allocation for free. 

The ultimate challenge of the refining industry is to find a compromise among global increasing in energy consumption and mitigation of its environmental impact with the following task:

• Handle the financial risks of carbon dioxide emissions

• Plan for Advanced carbon capture, sequestration, and widen hydrogen‐production technologies

• Creates the technical and economics basis for use of a global energy mix with a long‐term goal of “zero emissions”.

Challenges of the Refining Industry (1/2)LongLong‐‐medium termmedium term

Challenges of the Refining Industry (2/2)Short termShort term

• The majority of  refinery CO2 evolves  through  hydrogen  and energy production—i.e. steam reforming and the combustion of natural gas, refinery gas, and coke. 

• Refiners face the unique dilemma of balancing GHG emissions with  the  production  of  more  ultra‐clean  fuels,  while processing increasingly heavier and sourer crudes. 

• Due to clean fuel mandates, refinery hydrogen requirements are growing, demanding increased production, which bring to a significant amounts of CO2 as by‐product. 

• This  impact of the CO2 on the Hydrogen production cost will encourage refiners to look at optimizing or re‐optimizing their hydrogen balances 

Why Managing H2 & CO2• Deep  conversion  refineries with and high  level of bottom‐of‐the‐barrel conversion can have an H2 demand up to 2.7%wt of total crude input

10

Why Managing H2 & CO2 

11

• A  modern  high  conversion  refinery produces:– 0.33÷0.4 ton CO2 per ton of crude (without residue gasification) (*)

– 0.7 ton CO2 per ton of crude (with residue or coke gasification) 

• Lots of CO2 sources in the refinery are scattered all around the plot plan making difficult the recovery

• Coupling H2 and utilities production in the HGU or IGCC can be a way of having a single source for CO2 capture

• The  impact of the EU carbon emissions & trading scheme on a refinery is very complex– Use  of  LP model  can  help  to  asses  the  impact  of  ETS  emissions  costs  on  the  refinery  operation  and 

configuration

(*) 0.21÷0.28 excluding CO2 quota for internal power production

Case study“An FCCAn FCC‐‐centric Refinerycentric Refinery””

12

Case study highlights 

13

• The Refinery  is an high conversion plant placed  in an  industrial area of  the European Community, on line since 1970.

• The conversion core is the FCC.

• More than 50% of the power generated  in the plant  is sent  to the national grid (i.e. separate regulation for power generation).

• The production strategy of the plant has moved in the time from a gasoline maximization target to a middle distillate maximization target following the well‐enstablished regional dieselization trends.

• Revamping investment strategies have been dictated in the past by:– Clean  fuel  compliance  (i.e. new HP HDS  train, new Mild Hydrocracker unit, new ETBE unit, Visbreaker re‐conversion)

• Some energy optimization projects have been carried out as side projects of  big revamping projects within the boundary limits of 3÷5 years maximum pay off time– Re‐instrumentation of obsolete DCS/PCS systems

Crude CharacterizationKirkukBlend REBCO * Arabian Lt Siberian Lt Brent

Gravity, °API 35.1 32 33.4 35.1 38.3

Specific gravity, 60°F/60°F 0.8493 0.87 0.8581 0.8486 0.835

Sulphur total, wt% 1.97 1.8 1.77 0.57 0.4

Metals (Ni + V), wt ppm 40 na 16.8 21 7

Conradson Carbon, wt% 3.8 na 3.58 2.5 2.13

TAN, mg KOH/g 0.2 na na 0.05 0.1

LPG C3+C4 yield, wt% 1.8 na 1.0 1.0 1.9

Naphtha yield (C5 -150°C), wt% 17.3 na 14.6 15.9 21.1

Kero yield (150°C - 240°C), wt% 15.0 na 16.2 14.7 15.3

Diesel yield (240°C-350°C), wt% 19.5 20.8 20.5 21.8 21.7

Reduced crude (350+ °C), wt% 46.5 50.0 47.7 46.3 40.0

(*) Russian Export Blend Crude Oil

“APP” : ADAPTATION PLANT PROGRAMThe Road‐map for an effective CO2 reduction plan

• Move the analysis from a Reliable Overall Hydrogen & Utility Balance

• Identify the step line with the horizons for the CO2 emission permits as fixed by the regulatory authority

• Rank the viable CO2 reduction solutions:– Low/Easy winning, low TIC

– Medium complexity, medium TIC

– High complexity, medium/high TIC

TIC : Total investment cost

Overall Hydrogen & UTILITY BALANCEDAILY UTILITYCONSUMPTION

POWER(KWH/D)

STEAM(T/D)

FUEL FIRED(GCAL/D)

COOLING WATER (M3/D)

CDU/VDU 74020,8 907,2 2469,6 94953,6SAT GAS PLANT AND ANCILLARIES

44553,6 2116,8 19891,2

ISOM C4 2080,0 52,0 2600,0ISOM C5-C6 27043,3 1377,1 13,3 19193,1NAPHTA HYDROTREATER

60248,4 551,1 638,2 1102,3

CATALYTIC REFORMER

210812,9 -379,4 1804,6 40238,7

KERO HYDROTREATER

46388,8 157,9 178,1 3014,7

DIESEL HYDROTREATER

79413,0 270,3 304,9 5160,8

MILD HYDROCRACKER

355254,9 212,6 1919,1 65357,0

CATALYTIC CRAKER

243608,8 -657,2 355,0 67983,9

DELAYED COKER 123068,9 264,7 1080,5 32999,0UNSATURATED GAS PLANT

67901,2 238,3 23911,9

ALKYLATION 51194,0 496,5 24,5 42133,4ETBE UNIT 3708,4 117,6 2543,1H2 PLANT 42483,0 -1462,7 1514,1 4299,8SRU 25989,1 -671,8 428,5 15731,7

TOT PROCESS UNITS 1457769,0 3591,1 10730,5 441114,1

UNITÀ UTILITIES & OFF-SITES

162523,2 1579,2 3202,1 39648,0

TOT REFINERY 1620292,2 5170,3 13932,5 480762,1

MWe T/H MWt M3/H67,5 215,4 675,1 20031,8

DAILY UTILITYCONSUMPTION

POWER(KWH/D)

STEAM(T/D)

FUEL FIRED(GCAL/D)

COOLING WATER (M3/D)

CDU/VDU 74020,8 907,2 2469,6 94953,6SAT GAS PLANT AND ANCILLARIES

44553,6 2116,8 19891,2

ISOM C4 2080,0 52,0 2600,0ISOM C5-C6 27043,3 1377,1 13,3 19193,1NAPHTA HYDROTREATER

60248,4 551,1 638,2 1102,3

CATALYTIC REFORMER

210812,9 -379,4 1804,6 40238,7

KERO HYDROTREATER

46388,8 157,9 178,1 3014,7

DIESEL HYDROTREATER

79413,0 270,3 304,9 5160,8

MILD HYDROCRACKER

355254,9 212,6 1919,1 65357,0

CATALYTIC CRAKER

243608,8 -657,2 355,0 67983,9

DELAYED COKER 123068,9 264,7 1080,5 32999,0UNSATURATED GAS PLANT

67901,2 238,3 23911,9

ALKYLATION 51194,0 496,5 24,5 42133,4ETBE UNIT 3708,4 117,6 2543,1H2 PLANT 42483,0 -1462,7 1514,1 4299,8SRU 25989,1 -671,8 428,5 15731,7

TOT PROCESS UNITS 1457769,0 3591,1 10730,5 441114,1

UNITÀ UTILITIES & OFF-SITES

162523,2 1579,2 3202,1 39648,0

TOT REFINERY 1620292,2 5170,3 13932,5 480762,1

MWe T/H MWt M3/H67,5 215,4 675,1 20031,8

Hydrogen Consumption(98000 Nm3/h)

CO2 forecast permits “step line”

• The specific emission factor “FEM” has been selected as  regulatory  factor  to  fix  the  curve  with  the emission limit:– FEM = ton of CO2/ton of crude input

• The legislation will assign to the refinery the CO2permits proportionally to the weight of the plant capacity within the related national refining sector as part of the  total country emission allowed along with the NAAP :Qtn = Qt refining x Xn

CO2 forecast permits “step line”

Permits after 2020Permits after 2020

Hystorical Baseline emissions 2005Hystorical Baseline emissions 2005--20082008

Permits for 2008Permits for 2008--20202020

Phase IIPhase II Phase IIIPhase III

? further -20%

-30%

Phase IPhase I

ENERGY SAVING SOLUTIONSS uddivis ione emis s ioni di CO2 

C AS O  2IMP  H2 21,0%

C OMBUS TIB IL IBR UC IATI 70,1%

FC C  C OKE  8,9%

S uddivis ione emis s ioni di C O2 C AS O  3

C OMBUS TIB IL IBR UC IATI63,1%

IMP  H2 24,6%

FC C  C OKE  12,3%

Switch to a full firing with Switch to a full firing with low carbon fuellow carbon fuel(Improving by 3(Improving by 3÷÷5% heaters efficiency)5% heaters efficiency)

Refinery fuels = NG, FG, Fuel oilRefinery fuels = NG, FG, Fuel oil

Refinery fuels = NG, FG, Fuel oilRefinery fuels = NG, FG, Fuel oil

--15% CO15% CO22 emissions avoidedemissions avoided

FEM = 0,253 ton of CO2/ton of crude (*)FEM = 0,253 ton of CO2/ton of crude (*)

Fuel Substitution (the 1Fuel Substitution (the 1st st action to undertake)action to undertake)

(*) excluding CO2 for internal power productionPower plant is a NG fired combined cycle with net export to the grid

CO2 emissions by process & utility units

R ipartiz ione emis s ioni di CO2 per unità

H2 S MR 24,58%

OTHE RS  5,90%

H2 P LANT 6,85%

DCU 4,89%

MHC 8,69%

NHT+CCR  11,06%

CDU/VDU 11,18%

FCC  COK E  12,35%

U & O  14,50%

STEAM LOSSES MINIMIZATIONSTEAM LOSSES MINIMIZATION

ENERGY SAVING SOLUTIONS

Source : UOPSource : UOP

DESCRIPTION of “APP” SOLUTIONSDescription Complexity TIC Remarks

APP0 Fuel Substitution LOW LOW Easy winning

APP1 Heat recovery improvement onCDU/VDU, MHC, DCU, CCR

HIGH HIGH Air preheating. Heat integration Pinch analysis, High flux HEs

APP3 BAT & new generation catalysts forNHT, KHT, DHT, MHC

LOW HIGH

APP4 H2 Management LOW/MEDIUM LOW H2 pinch analysis

APP5 CO2 capture in the SMR& CCS

LOW HIGH/(VERY HIGH ?)

APP2 Utilities optimizationFlaring reduction; steam recovery &

optimization

LOW/MEDIUM LOW/MEDIUM

APP6 CO2 capture from boilers stack(postcombustion & CCS)

MEDIUM HIGH(VERY HIGH ?)

Economic factors for CO2 reduction

• Stream factor = 333 days• Equity = 30% of the investment• Amortization = 12÷20 years• Discount rate = 8%• For the economic analysis it has been assumed:

Price of CO2 avoided = Price of CO2 captured via CCS (*)• From  costs  stand  point  it  has  been  also  assumed  that  each 

non  captured/avoided  CO2 emission  exceeding  the  allowed cup has a penalty of 40 USD per Ton of CO2 emitted

(*) CCS should also includes additional costs related to pipeline trasportation, compression/re‐compression drilling etc. which are still not yet defined at this stage of ETS. 

HYDROGEN & CO2 MANAGEMENT

YEAR

EMISSION TRENDS

YEAR Femsp

AdaptationProgram

P.O.T.

2005÷2008 0,253

2008÷2012 0,245 APP 4 3

2008÷2012 0,192 APP 5 5,5

2008÷2012 0,184 APP 2 7,4

After 2020 0,168 APP 3 7,9

After 2020 0,157 APP 1 12,6

After 2020 0,128 APP 6 16

CURVE 1 CURVE 2

GOM ($/bbl) 4 4+2sen(2πt/6+π/2)

CO2 Price ($/T) 30 30

CURVE 1

CURVE 2

TECHNICAL & ECONOMICAL SUMMARY

(*) The Net Refining Margin has been assumed equal to 4 USD/BLL

Adaptation step lineAdaptation step line

Permits step linePermits step line

Conclusions• The  imminent GHG  compliance will  lead  the Refining  Industry  to  face  the onerous 

task  of  cleaner  products  with  lower  quality  crudes  involving  a  substantial  CO2 emission reduction

• The  challenge will  open  to  revamping  opportunities  to  address  the  objectives  for extended  energy  efficiecy  programs, which  in  the  past were  neglected  due  to  the economic viability criteria  of maximum “3÷5 years  pay‐out time”

• The analysis has shown that the cost for the CO2 reduction can range from 0,9 to 2,5 USD/BLL with an erosion of the Net Operating Margin within the range of 22,5% to 65%.

• Considering  the  current  economy  downturn  and  possible  future worsening  of  the refining margin,  the  erosion of  the net operating margin due  to  the  CO2 reductioncould lead the european refining industry to the margins of the middle 1990 decade unless reverting CO2 costs on consumers.

• Anyway  there will be  strong  incentives  for Residue Gasification and  for  centralized steam & power production  through H2  technology  coupled with CO2 sequestration and H2 over the fence distribution.

• The forthcoming CO2 auctioning will bring into a volatile market for the acquisition of CO2 permits  which  impact  on  the  european  refining  industry  is  at  moment unpredictable

Questions?

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