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Market Evolution – September 2011
Evolución del mercado de RefinaciónLos Mejoradores
Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación
Market Evolution – September 20112
Contenido
1. Tendencias del mercado
2. Desafíos futuros
3. Fases de ejecución del proyecto
4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores
Market Evolution – September 201133
1. Tendencias del mercado
Market Evolution – September 2011
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
Market Evolution – September 20115
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
Market Evolution – September 20116
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
Market Evolution – September 20117
... ... 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
Market Evolution – September 20118
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
Market Evolution – September 20119
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
Market Evolution – September 201110
2. Desafíos futuros
Market Evolution – September 201111
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
Market Evolution – September 201112
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
Market Evolution – September 201113
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
Market Evolution – September 201114
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
Market Evolution – September 201115
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
Market Evolution – September 201117
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
In the next 5 years:8.1 Billion USD for new capacity2.1 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:11.6 Billion USD for new capacity4.3 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:16.5 Billion USD for new capacity11.0 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:2.4 Billion USD for new capacity7.9 Billion USD for fuel quality
Market Evolution – September 201118
3. Fases de ejecución del proyecto
Market Evolution – September 201119
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
Market Evolution – September 201120
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&
Market Evolution – September 201121
5. Ciclo de producción
Market Evolution – September 201122
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
Market Evolution – September 201123
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
REF. RON 102REF. RON 102
HV HV NAPHTHANAPHTHA
BENZENEBENZENE
PARAXYLENEPARAXYLENE
GASOLINE AIGASOLINE AI--9595
ISOMERATE ISOMERATE C5+C5+
CRUDECRUDEDISTILL.DISTILL.
UNITUNIT
VACUUMVACUUMDISTILL.DISTILL.
UNITUNIT
NAPHTHANAPHTHAHDTHDT
KEROKEROHDSHDS
DIESELDIESELHDSHDS
HYDROHYDROCRACKERCRACKER
RESIDUERESIDUEHYD.HYD.
(LC(LC--FinerFineror Hor H--OIL)OIL)
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
VACUUM VACUUM RESIDUERESIDUE
Refinery Products SlateRefinery Products Slate
Main Ancillary Main Ancillary UnitsUnits
Residue Hydrocracking Residue Hydrocracking Option Option
C3C3
C4C4
NAP.NAP.
KEROKERO
HV GASOILHV GASOIL
HC RESIDUEHC RESIDUE
LT GASOILLT GASOIL
H2H2
Fuel Gas
LT LT NAPHTHANAPHTHA
CCRCCR
ISOMERIZATION ISOMERIZATION (Only in Case 2)(Only in Case 2)
AROMATICSAROMATICS
REF. RON 98REF. RON 98
REF. RON 102REF. RON 102
HV HV NAPHTHANAPHTHA
BENZENEBENZENE
PARAXYLENEPARAXYLENE
GASOLINE AIGASOLINE AI--9595
HCK ResidueHCK Residue
ISOMERATE ISOMERATE C5+C5+
CRUDECRUDEDISTILL.DISTILL.
UNITUNIT
VACUUMVACUUMDISTILL.DISTILL.
UNITUNIT
NAPHTHANAPHTHAHDTHDT
KEROKEROHDSHDS
DIESELDIESELHDSHDS
HYDROHYDROCRACKERCRACKER
FLEXICOKINGFLEXICOKING
HYDROGENHYDROGENUNITUNIT
SULFUR & AMINESULFUR & AMINEUNITUNIT
KERO/JETKERO/JET
DIESELDIESEL
SULFURSULFUR
CARBONIC CRUDECARBONIC CRUDE
SAT.SAT.GAS PLANTGAS PLANT
FG+LPGFG+LPG
SOUR WATERSOUR WATERSTRIPPERSTRIPPER
LOWLOW BTU GASBTU GASSTEAMSTEAM
7 million t/y7 million t/y
VACUUM VACUUM RESIDUERESIDUE
Refinery Products SlateRefinery Products Slate
Main Ancillary Main Ancillary UnitsUnits
C3C3
C4C4
NAP.NAP.
HV GASOILHV GASOIL
COKECOKE
LT GASOILLT GASOIL
AIRAIR
COKECOKE
FLEXYGASFLEXYGAS
FUEL OILFUEL OIL
Fuel Gas
LT LT NAPHTHANAPHTHA
CCRCCR
ISOMERIZATION ISOMERIZATION (Only in Case 3)(Only in Case 3)
AROMATICSAROMATICS
REF. RON 98REF. RON 98
REF. RON 102REF. RON 102
HV HV NAPHTHANAPHTHA
BENZENEBENZENE
PARAXYLENEPARAXYLENE
GASOLINE AIGASOLINE AI--9595
HCK ResidueHCK Residue
POWER POWER PLANTPLANT
POWERPOWER
ISOMERATE ISOMERATE C5+C5+
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
Market Evolution – September 201124
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)
Principales actividades
Market Evolution – September 201125
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
Principales actividades
Market Evolution – September 201126
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
Market Evolution – September 201127
Ejecución del Proyecto“CAD 3D Model Review”
Market Evolution – September 201128
Ejecución del Proyecto “ 3D Design to Build”
Market Evolution – September 201129
Ejecución del Proyecto “ 3D Design to Build”
Market Evolution – September 201130
4. Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores
30
Market Evolution – September 201131
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
Market Evolution – September 201132
Caracterización de los crudos pesados para el proyecto de expansión de la refinería de Cartagena
Market Evolution – September 201133
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
Market Evolution – September 201134
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
Market Evolution – September 201135
Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
Market Evolution – September 201136
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
A very challenging mega-project executed in extremely harsh climate.
Fort Mc Murray
Canada
Market Evolution – September 201137
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 – Primary Upgrading, Canada
Market Evolution – September 201138
Horizon Oil Sands Project – Secondary Upgrading, Canada – EDS for Phase II/III
Client: Canadian Natural Resources Limited
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
Market Evolution – September 201139
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
Market Evolution – September 201140
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
Fort Mc Murray
Canada
Market Evolution – September 201141
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
Market Evolution – September 201142
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
Market Evolution – September 201143
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
Market Evolution – September 201144
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
Market Evolution – September 201145
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
Market Evolution – September 201146
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
Market Evolution – September 201147
www.technip.com
Muchas Gracias