ECONOMIA DE LA REFINACION/ DISEÑO DE PLANTAS
COSTOS DE INVERSION EN REFINERIAS
INTRODUCCION
En esta página web(http://www.ssecoconsulting.com/disentildeo-plantas.html) encontrarán el curso completo de diseño de Plantas que el suscrito y su esposa (Jaime Santillana & Julia Salinas) dictaron por más de un cuarto de siglo en la Facultad de Ingeniería Química de la UNI, tomando el curso de un gran ingeniero químico el Dr. Jorge Fernández, en el año 1983.
Durante este tiempo siempre ha sido difícil encontrar costos de inversión para plantas químicas y refinerías.
Cuando uno conoce el costo de inversión de un, proceso o planta de una capacidad específica en un año dado en una localización es posible llevarla a cualquier otro tamaño y a cualquier otro lado empleando un par de heurísticos, a saber:
El primero se denomina Ajustes por Tamaño de Planta. Aquí se tienen los siguientes elementos: A: Atributo (costo equipo), C: Costo compra, n : exponente de costo (a falta de mayor información tomar como 0.6), a: atributo buscado, b atributo base.
El heurístico indica:
COSTOS DE INVERSION EN REFINERIAS
INTRODUCCION
En esta página web(http://www.ssecoconsulting.com/disentildeo-plantas.html) encontrarán el curso completo de diseño de Plantas que el suscrito y su esposa (Jaime Santillana & Julia Salinas) dictaron por más de un cuarto de siglo en la Facultad de Ingeniería Química de la UNI, tomando el curso de un gran ingeniero químico el Dr. Jorge Fernández, en el año 1983.
Durante este tiempo siempre ha sido difícil encontrar costos de inversión para plantas químicas y refinerías.
Cuando uno conoce el costo de inversión de un, proceso o planta de una capacidad específica en un año dado en una localización es posible llevarla a cualquier otro tamaño y a cualquier otro lado empleando un par de heurísticos, a saber:
El primero se denomina Ajustes por Tamaño de Planta. Aquí se tienen los siguientes elementos: A: Atributo (costo equipo), C: Costo compra, n : exponente de costo (a falta de mayor información tomar como 0.6), a: atributo buscado, b atributo base.
El heurístico indica:
El segundo se denomina Inflación por Costos. Aquí se tienen los siguientes elementos: CA costo inversión año A, CB costo inversión año B, IA: índice de Inflación para el año A, IB: Índice de inflación para el año B.
El Heurístico indica:
El Heurístico indica:
Existe un muy buen Índice denominado el Marshall Swift que publica Índices de inflación específicos para refinerías. Este dejo de publicarse libremente a partir del año 2012. Aquí se empleará el Índice denominado Chemical Engineering Plant Cost Index (CEPCI), publicado mensualmente por la revista Chemical Engineering. Este índice mide la inflación en el elemento de costo de una planta de proceso químico (intercambiador de calor, tanques, maquinaria de proceso, válvulas y accesorios, instrumentos de proceso, bombas y compresores, equipo eléctrico, racks y soportes, misceláneo), mano de obra de construcción, edificios, supervisión e ingeniería. Así que resulta muy apropiado para estimar la inflación en los costos de inversión de refinerías.
Este índice ha variado según (desde el año 2000):
Este índice ha variado según (desde el año 2000):
Veamos un ejemplo:
Una planta de Coqueo Retardado con una capacidad de 40,000 barriles por día tiene un costo de inversión overnight de 440 Millones de dólares el año 2013 en el Golfo de USA. ¿Cuánto costará una Planta similar de Coqueo Retardado con una capacidad de 20,000 barriles por día el año 2015?
Primero se puede calcular en el año 2013 en el Golfo de USA el costo de Inversión Overnight de dicha planta.
Una planta de Coqueo Retardado con una capacidad de 40,000 barriles por día tiene un costo de inversión overnight de 440 Millones de dólares el año 2013 en el Golfo de USA. ¿Cuánto costará una Planta similar de Coqueo Retardado con una capacidad de 20,000 barriles por día el año 2015?
Primero se puede calcular en el año 2013 en el Golfo de USA el costo de Inversión Overnight de dicha planta.
CB = 440 millones de dólares americanos
AA = 20,000 Barriles por día
AB = 40,000 Barriles por día
Aplicando la fórmula (Heurístico) se tiene CA = 290.29 millones de dólares
Llevando la Planta del Golfo de USA al año 2015 se tiene:
AA = 20,000 Barriles por día
AB = 40,000 Barriles por día
Aplicando la fórmula (Heurístico) se tiene CA = 290.29 millones de dólares
Llevando la Planta del Golfo de USA al año 2015 se tiene:
CA = 290.29 *(573.1/567.3) = 293.25 millones de dólares en el año 2015 (estimado al mes de enero 2015).
Con esta introducción se puede colocar la información del Anexo: Appendix: Estimation of Construction Costs, tomado del artículo: Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes Within the United States .
(http://www.eia.gov/analysis/studies/petroleum/lto/pdf/lightightoil.pdf)
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN
Este apéndice (del Estudio del EIA) detalla los estimados de costos de construcción de refinería para la construcción de facilidades que permitan procesar crudo ligero, condensado, corrientes intermedias, o algunas combinación de estas. Los estimados ha sido realizados por el EIA (ver al final de la presentación).
Se presentan metodologías y supuestos generales, seguidos de una descripción de las estimaciones iniciales de costos para unidades de procesos de refinerías estándar. Luego se analizan costos de inversión de capital fijo para nuevas instalaciones para refinerías que se diseñan para procesar crudo pesado y crudo ultra-ligeros (condensado). Se termina evaluando costos de inversión de capital fijo para un Splitter nuevo y los costos de construir una refinería nueva del tipo hydroskimmer.
Metodología general y suposiciones
Las estimaciones de la línea de base del Proyecto incluyen el costo de base de capacidad de cada unidad, la que después se ajusta de acuerdo a la configuración del proyecto. Cada configuración del proyecto se determinó a través de un análisis de rendimientos (yields) el que se optimiza para un assay fijo de un crudo específico, o por medio de la distribución de corrientes de destilación intermedia (1, 2).
Se emplearon tres tipos de petróleo crudo específicos en el diseño de opciones para la refinería:
• Crudo con gravedad API 19.9
• Crudo con gravedad API 45.2
• Crudo con gravedad API 55.6.
Los ajustes de capacidad sobre la base de estos tipos de crudo se utilizan para determinar el "costo overnight," de cada proyecto o el costo antes de interés. Esto incluye no sólo los costos de construcción, sino también el costo de adquisición de las cargas de catalizador inicial para aquellas unidades que lo requieran, y los costos de construcción nueva (tipo greenfield) aplicables a los equipos dentro del límite de baterías y a los offsites (2). El costo volumétrico overnight de cada proyecto es igual al costo overnight dividido entre la capacidad diaria de la planta, o también se divide entre el número de barriles de petróleo crudo que una Planta puede procesar asumiendo su carga diaria de diseño. El costo overnight volumétrico se mide en dólares por barril por día corriente ($ / Bl / sd).
El costo de capital amortizado por barril es la cantidad promedio que debe obtenerse por barril de crudo procesado para pagar el costo del proyecto más los intereses devengados durante periodo de repago del proyecto. El costo total del proyecto es mayor que el costo overnight, ya que incluye el interés que se paga durante la fase de construcción. Para los préstamos de construcción se supone que se realizan en tres tramos, siguiendo un esquema 20/30/50 empate, con un 20% del préstamo en el primer tramo un 30% en el tramo dos, y 50% en el tramo tres. El período de cada tramo y los intereses a ser pagados en el tramo anterior se ajustan al cronograma del proyecto.
Empleando el costo total de un proyecto, el costo de capital amortizado por barril se obtiene asumiendo que los gastos del proyecto se pagan a la tasa de interés anual durante el período de repago. Para fines ilustrativos, esta sección presenta el costo de capital amortizado calculado suponiendo una tasa de interés anual del 12% y un período de repago de 25 años para todos los proyectos. Los intereses devengados se añaden al costo total del proyecto para obtener el costo de capital amortizado, el cual se determina, en base de barriles, dividiendo el costo entre el número de barriles de petróleo crudo que la Planta procesaría durante el periodo de repago si se opera al 85% de la capacidad de diseño de la Planta.
Tabla 1. Opciones de expansión de Refinerías para manejar cantidades incrementales de crudos
ligeros (Light Tight Oil)
Con esta introducción se puede colocar la información del Anexo: Appendix: Estimation of Construction Costs, tomado del artículo: Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes Within the United States .
(http://www.eia.gov/analysis/studies/petroleum/lto/pdf/lightightoil.pdf)
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN
Este apéndice (del Estudio del EIA) detalla los estimados de costos de construcción de refinería para la construcción de facilidades que permitan procesar crudo ligero, condensado, corrientes intermedias, o algunas combinación de estas. Los estimados ha sido realizados por el EIA (ver al final de la presentación).
Se presentan metodologías y supuestos generales, seguidos de una descripción de las estimaciones iniciales de costos para unidades de procesos de refinerías estándar. Luego se analizan costos de inversión de capital fijo para nuevas instalaciones para refinerías que se diseñan para procesar crudo pesado y crudo ultra-ligeros (condensado). Se termina evaluando costos de inversión de capital fijo para un Splitter nuevo y los costos de construir una refinería nueva del tipo hydroskimmer.
Metodología general y suposiciones
Las estimaciones de la línea de base del Proyecto incluyen el costo de base de capacidad de cada unidad, la que después se ajusta de acuerdo a la configuración del proyecto. Cada configuración del proyecto se determinó a través de un análisis de rendimientos (yields) el que se optimiza para un assay fijo de un crudo específico, o por medio de la distribución de corrientes de destilación intermedia (1, 2).
Se emplearon tres tipos de petróleo crudo específicos en el diseño de opciones para la refinería:
• Crudo con gravedad API 19.9
• Crudo con gravedad API 45.2
• Crudo con gravedad API 55.6.
Los ajustes de capacidad sobre la base de estos tipos de crudo se utilizan para determinar el "costo overnight," de cada proyecto o el costo antes de interés. Esto incluye no sólo los costos de construcción, sino también el costo de adquisición de las cargas de catalizador inicial para aquellas unidades que lo requieran, y los costos de construcción nueva (tipo greenfield) aplicables a los equipos dentro del límite de baterías y a los offsites (2). El costo volumétrico overnight de cada proyecto es igual al costo overnight dividido entre la capacidad diaria de la planta, o también se divide entre el número de barriles de petróleo crudo que una Planta puede procesar asumiendo su carga diaria de diseño. El costo overnight volumétrico se mide en dólares por barril por día corriente ($ / Bl / sd).
El costo de capital amortizado por barril es la cantidad promedio que debe obtenerse por barril de crudo procesado para pagar el costo del proyecto más los intereses devengados durante periodo de repago del proyecto. El costo total del proyecto es mayor que el costo overnight, ya que incluye el interés que se paga durante la fase de construcción. Para los préstamos de construcción se supone que se realizan en tres tramos, siguiendo un esquema 20/30/50 empate, con un 20% del préstamo en el primer tramo un 30% en el tramo dos, y 50% en el tramo tres. El período de cada tramo y los intereses a ser pagados en el tramo anterior se ajustan al cronograma del proyecto.
Empleando el costo total de un proyecto, el costo de capital amortizado por barril se obtiene asumiendo que los gastos del proyecto se pagan a la tasa de interés anual durante el período de repago. Para fines ilustrativos, esta sección presenta el costo de capital amortizado calculado suponiendo una tasa de interés anual del 12% y un período de repago de 25 años para todos los proyectos. Los intereses devengados se añaden al costo total del proyecto para obtener el costo de capital amortizado, el cual se determina, en base de barriles, dividiendo el costo entre el número de barriles de petróleo crudo que la Planta procesaría durante el periodo de repago si se opera al 85% de la capacidad de diseño de la Planta.
Tabla 1. Opciones de expansión de Refinerías para manejar cantidades incrementales de crudos
ligeros (Light Tight Oil)
Fuente: U.S. Energy Information Administration, Independent Project Analysis, Inc.
Nota: Mbbl/sd = Miles de barriles por día, o el volumen máximo que una Destiladora puede procesar en un período de 24 horas; US$/bl = dólares por barril; US$/bl/sd = dólares por barril por día; MM = millones. El Costo Overnight es el costo de un proyecto sin intereses o el costo lump sum del proyecto si se completara en un solo día. El costo de capital amortizado es el ingreso (revenue) por barril procesado necesario para pagar el costo del proyecto en un periodo de 25- años con una tasa de interés anual del 12%, con la refinería operando al 85% de capacidad de diseño.
Línea de Base – Costos de Refinerías (Tipo Brownfield).
EIA desarrolló una línea de base de costos para las unidades de proceso de una refinería que pudiera existir en una Refinería típica en el Golfo de Estados Unidos (USGC) con una capacidad de procesamiento de 250.000 barriles / sd. Esta Refinería procesa un crudo típico para una Refinería en el Golfo EUA. Los costos overnight o costos antes de interés de las unidades de proceso de la refinería se basan en estimaciones desarrolladas por análisis independiente de proyectos, Inc. (IPA). EIA encargó un estudio al IPA para validar los costos utilizados para diversas unidades de proceso de refinación modelados en el Módulo de Mercado de Combustibles Líquidos del EIA y para fines analíticos. Los costos del IPA se limitaron a ampliaciones de la refinería y no incluyen costos de preparación de áreas de producción, costo de los gastos auxiliares o costos de puesta en marcha, tales como la compra de catalizador inicial. El EIA luego añadió otras unidades y ajustó capacidades para ser consistentes con la Refinería Típica de 250.000 Bl / sd y a la vez para proteger la información de propiedad de IPA. El costo de cada unidad incremental que se agrega como parte de un revamping de una refinería existente se muestra en la Tabla 2.
Tabla 2. Costos Totales de Inversión para una Refinería (Tipo Brownfield)
Nota: Mbbl/sd = Miles de barriles por día, o el volumen máximo que una Destiladora puede procesar en un período de 24 horas; US$/bl = dólares por barril; US$/bl/sd = dólares por barril por día; MM = millones. El Costo Overnight es el costo de un proyecto sin intereses o el costo lump sum del proyecto si se completara en un solo día. El costo de capital amortizado es el ingreso (revenue) por barril procesado necesario para pagar el costo del proyecto en un periodo de 25- años con una tasa de interés anual del 12%, con la refinería operando al 85% de capacidad de diseño.
Línea de Base – Costos de Refinerías (Tipo Brownfield).
EIA desarrolló una línea de base de costos para las unidades de proceso de una refinería que pudiera existir en una Refinería típica en el Golfo de Estados Unidos (USGC) con una capacidad de procesamiento de 250.000 barriles / sd. Esta Refinería procesa un crudo típico para una Refinería en el Golfo EUA. Los costos overnight o costos antes de interés de las unidades de proceso de la refinería se basan en estimaciones desarrolladas por análisis independiente de proyectos, Inc. (IPA). EIA encargó un estudio al IPA para validar los costos utilizados para diversas unidades de proceso de refinación modelados en el Módulo de Mercado de Combustibles Líquidos del EIA y para fines analíticos. Los costos del IPA se limitaron a ampliaciones de la refinería y no incluyen costos de preparación de áreas de producción, costo de los gastos auxiliares o costos de puesta en marcha, tales como la compra de catalizador inicial. El EIA luego añadió otras unidades y ajustó capacidades para ser consistentes con la Refinería Típica de 250.000 Bl / sd y a la vez para proteger la información de propiedad de IPA. El costo de cada unidad incremental que se agrega como parte de un revamping de una refinería existente se muestra en la Tabla 2.
Tabla 2. Costos Totales de Inversión para una Refinería (Tipo Brownfield)
Fuente: U.S. Energy Information Administration, Independent Project Analysis, Inc.
Nota: Mbbl/sd = Miles barriles por día; MM = millones; US$/bl/sd = dólares por barril por día, o el costo total dividido entre el número de barriles producidos en 24 horas operando a full capacidad. El Costo Overnight es el costo de un proyecto sin intereses o el costo lump sum de un proyecto si se completara en 1 día.
Estimación de costos de capital para una refinería (Tipo Greenfield).
El EIA ha desarrollado estimaciones de costos de capital comparativos para dos tipos de petróleo crudo con la finalidad de evaluar los límites superiores del costo de construcción de una nueva refinería. El límite inferior se obtuvo de la data de la construcción de una refinería diseñada para procesar crudo Bakken gravedad API de 42,3, sin unidades adicionales de conversión profunda. El límite superior provino de una refinería diseñada para procesar crudo Maya de 19.9 gravedad API, con todas las unidades de conversión profunda requeridas. Debido a la variación en los diseños de refinería, es poco probable que todas las unidades de proceso de la Tabla 3 se encuentren en cada refinería. El presente estudio parte de los esquemas de proceso de crudo mostrados en las Figuras 1 y 2.
Tabla 3. Costos totales para una nueva Refinería (Tipo Greenfield).
Nota: Mbbl/sd = Miles barriles por día; MM = millones; US$/bl/sd = dólares por barril por día, o el costo total dividido entre el número de barriles producidos en 24 horas operando a full capacidad. El Costo Overnight es el costo de un proyecto sin intereses o el costo lump sum de un proyecto si se completara en 1 día.
Estimación de costos de capital para una refinería (Tipo Greenfield).
El EIA ha desarrollado estimaciones de costos de capital comparativos para dos tipos de petróleo crudo con la finalidad de evaluar los límites superiores del costo de construcción de una nueva refinería. El límite inferior se obtuvo de la data de la construcción de una refinería diseñada para procesar crudo Bakken gravedad API de 42,3, sin unidades adicionales de conversión profunda. El límite superior provino de una refinería diseñada para procesar crudo Maya de 19.9 gravedad API, con todas las unidades de conversión profunda requeridas. Debido a la variación en los diseños de refinería, es poco probable que todas las unidades de proceso de la Tabla 3 se encuentren en cada refinería. El presente estudio parte de los esquemas de proceso de crudo mostrados en las Figuras 1 y 2.
Tabla 3. Costos totales para una nueva Refinería (Tipo Greenfield).
Fuente. U.S. Energy Information Administration.
Nota: Mbbl/sd = Miles barriles por día; MM = millones; US$/bl/sd = dólares por barril por día, o el costo total dividido entre el número de barriles producidos en 24 horas operando a full capacidad. El Costo Overnight es el costo de un proyecto sin intereses o el costo lump sum de un proyecto si se completara en 1 día. El interés durante la construcción es del 12% anual, con el 20% del préstamo entregado el año 1, el 30% entregado en el año 2 y el 50% en el año 3. El costo volumétrico se basa en el costo total del proyecto dividido entre el número de barriles de crudo procesado suponiendo la capacidad diaria de diseño. El costo de capital amortizado es el ingreso (revenue) por barril procesado necesario para pagar el costo del proyecto en un periodo de 25- años con una tasa de interés anual del 12%, con la refinería operando al 85% de capacidad de diseño.
Para el procesado de crudo ultraligero, las unidades de destilación de petróleo crudo a vacío, el hidrocraqueador, y las unidades de coqueo retardado no son necesarios, disminuyendo el costo del proyecto de 880 millones de dólares en comparación con una refinería para crudos pesados. También se obtiene una significativa reducción de costos (100 millones dólares) por la reducción del tamaño de la unidad de la unidad de craqueo catalítico fluido en más del 50% cuando se procesa un crudo ultra ligero. El requisito de tener un sistema de eliminación de azufre integrado se reduce significativamente, estimándose una reducción de costo de 240 millones de dólares. El límite inferior del costo del Proyecto s e reduce aún más por una reducción de los intereses devengados durante la construcción por 360 millones de dólares. Sin embargo, hay algunos aumentos de costos que se producen cuando se diseña una refinería para procesar crudo ultra ligero. Aquí se incluyen 70 millones de dólares para duplicar la capacidad de hidrotratamiento de nafta y 60 millones de dólares para aumentar el tamaño del hidrotratamiento de kerosene en un poco más de 40%. Además, el costo de hidro-desulfuración para las refinerías de crudo ultra ligero se incrementa en 30 millones de dólares.
Costos de Capital de Inversión Fijo para un Splitter (Costos tipo greenfield)
Una columna de destilación tipo Splitter produce cuatro corrientes de producto a partir de un crudo con una gravedad 55,6 API: gases combustibles, nafta ligera, nafta pesada, destilados (Figura 5). Los Splitters proporcionan materia prima para la industria química en los Estados Unidos o se exportan. El diseño, que selecciono el EIA, es lo suficientemente flexible como para procesar corrientes tanto de gas natural como de petróleo crudo. Los Splitters también se pueden utilizar para retirar corrientes ligeras de corrientes de entrada más pesadas, tales como crudo LTO, antes de enviar las fracciones más pesadas a las refinerías. Esto ayuda a reducir los cuellos de botella de las unidades de destilación primaria de crudo. A efectos del presente análisis, los supuestos adicionales incluyen:
• El splitter se ha diseñado para procesar crudo Eagle Ford de 55.6 API.
• No se requiere unidades adicionales para retirar azufre.
EIA estima que un Splitter de (greenfield) de 50.000 bl /día más un estabilizador tendrían un costo overnight de aproximadamente $ 140 millones, o 2.830 dólares por barril por día corriente. Esto resultaría en un costo de capital amortizado de 1.30 dólares /bl suponiendo una tasa de interés anual del 12% y un período de amortización de 25 años, y que el Splitter opera a 85% de su capacidad de diseño por día. Este costo no es directamente comparable con el costo de una refinería greenfield porque el Splitter está diseñado para procesar crudo Eagle Ford de 55.6 API, mientras que la refinería greenfield está diseñada para procesar crudo Bakken de 42.3 API. Además, el Splitter no tiene unidades de conversión, y sería construido en dos años en lugar de tres.
Costos de capital de inversión fijo para una refinería Hydroskimmer (tipo greenfield y brownfield).
Una Refinería Hydroskimmer (también conocida como una refinería con reformador) produce las corrientes básicas de producto refinado e incluye unidades de conversión que producen nafta reformada de alto octanaje y nafta ligera para mezcla de gasolina de motor, también produce jet queroseno y combustible diesel (Figura 4). La Refinería hydroskimmer está diseñada para procesar una materia prima similar a la de una refinería greenfield para crudo ultra ligero. Su capacidad es menor que una refinería de similar tamaño ya que incluye algunas, pero no todas las unidades de conversión que se diseñan para una refinería de conversión profunda.
Además de la columna de destilación una refinería del tipo hydroskimmer incluye las siguientes unidades:
• Hidrotratador de Nafta Pesada (heavy naphtha hydrotreater)
• Hidrotratador de Nafta Ligera (light naphtha hydrotreater)
• Hidrotratador de Jet Fuel (kerosene hydrotreater)
• Hidrotratador de diesel (Diesel hydrotreater)
• Reformadora de Nafta (naphtha reformer)
• Unidad Procesamiento de gas.
EIA estima que una refinería nueva del tipo hydroskimmer de 100,000-bbl/sd tendría costos de inversión en capital fijo (tipo overnight) de aproximadamente 720 millones de US$, o 7,170US$/bbl/sd. Esto resultaría en un costo de amortización de capital de 3.59 US$/bl asumiendo una tasa de interés anual del 12% para un repago en 25 años y suponiendo que la refinería opera al 85% de su capacidad de diseño. El EIA estima que una refinería del tipo brownfield hydroskimmer con una capacidad de 100,000-bbl/sd costaría 530 millones de US$ (5,280 US$/bbl/sd) o 2.64 US$/bl asumiendo una tasa de interés anual del 12% para un repago en 25 años y suponiendo que la refinería brownfield hydroskimmer opera al 85% de su capacidad de diseño.
Figura 1. Unidades para una refinería diseñada para procesar crudo ligero.
Nota: Mbbl/sd = Miles barriles por día; MM = millones; US$/bl/sd = dólares por barril por día, o el costo total dividido entre el número de barriles producidos en 24 horas operando a full capacidad. El Costo Overnight es el costo de un proyecto sin intereses o el costo lump sum de un proyecto si se completara en 1 día. El interés durante la construcción es del 12% anual, con el 20% del préstamo entregado el año 1, el 30% entregado en el año 2 y el 50% en el año 3. El costo volumétrico se basa en el costo total del proyecto dividido entre el número de barriles de crudo procesado suponiendo la capacidad diaria de diseño. El costo de capital amortizado es el ingreso (revenue) por barril procesado necesario para pagar el costo del proyecto en un periodo de 25- años con una tasa de interés anual del 12%, con la refinería operando al 85% de capacidad de diseño.
Para el procesado de crudo ultraligero, las unidades de destilación de petróleo crudo a vacío, el hidrocraqueador, y las unidades de coqueo retardado no son necesarios, disminuyendo el costo del proyecto de 880 millones de dólares en comparación con una refinería para crudos pesados. También se obtiene una significativa reducción de costos (100 millones dólares) por la reducción del tamaño de la unidad de la unidad de craqueo catalítico fluido en más del 50% cuando se procesa un crudo ultra ligero. El requisito de tener un sistema de eliminación de azufre integrado se reduce significativamente, estimándose una reducción de costo de 240 millones de dólares. El límite inferior del costo del Proyecto s e reduce aún más por una reducción de los intereses devengados durante la construcción por 360 millones de dólares. Sin embargo, hay algunos aumentos de costos que se producen cuando se diseña una refinería para procesar crudo ultra ligero. Aquí se incluyen 70 millones de dólares para duplicar la capacidad de hidrotratamiento de nafta y 60 millones de dólares para aumentar el tamaño del hidrotratamiento de kerosene en un poco más de 40%. Además, el costo de hidro-desulfuración para las refinerías de crudo ultra ligero se incrementa en 30 millones de dólares.
Costos de Capital de Inversión Fijo para un Splitter (Costos tipo greenfield)
Una columna de destilación tipo Splitter produce cuatro corrientes de producto a partir de un crudo con una gravedad 55,6 API: gases combustibles, nafta ligera, nafta pesada, destilados (Figura 5). Los Splitters proporcionan materia prima para la industria química en los Estados Unidos o se exportan. El diseño, que selecciono el EIA, es lo suficientemente flexible como para procesar corrientes tanto de gas natural como de petróleo crudo. Los Splitters también se pueden utilizar para retirar corrientes ligeras de corrientes de entrada más pesadas, tales como crudo LTO, antes de enviar las fracciones más pesadas a las refinerías. Esto ayuda a reducir los cuellos de botella de las unidades de destilación primaria de crudo. A efectos del presente análisis, los supuestos adicionales incluyen:
• El splitter se ha diseñado para procesar crudo Eagle Ford de 55.6 API.
• No se requiere unidades adicionales para retirar azufre.
EIA estima que un Splitter de (greenfield) de 50.000 bl /día más un estabilizador tendrían un costo overnight de aproximadamente $ 140 millones, o 2.830 dólares por barril por día corriente. Esto resultaría en un costo de capital amortizado de 1.30 dólares /bl suponiendo una tasa de interés anual del 12% y un período de amortización de 25 años, y que el Splitter opera a 85% de su capacidad de diseño por día. Este costo no es directamente comparable con el costo de una refinería greenfield porque el Splitter está diseñado para procesar crudo Eagle Ford de 55.6 API, mientras que la refinería greenfield está diseñada para procesar crudo Bakken de 42.3 API. Además, el Splitter no tiene unidades de conversión, y sería construido en dos años en lugar de tres.
Costos de capital de inversión fijo para una refinería Hydroskimmer (tipo greenfield y brownfield).
Una Refinería Hydroskimmer (también conocida como una refinería con reformador) produce las corrientes básicas de producto refinado e incluye unidades de conversión que producen nafta reformada de alto octanaje y nafta ligera para mezcla de gasolina de motor, también produce jet queroseno y combustible diesel (Figura 4). La Refinería hydroskimmer está diseñada para procesar una materia prima similar a la de una refinería greenfield para crudo ultra ligero. Su capacidad es menor que una refinería de similar tamaño ya que incluye algunas, pero no todas las unidades de conversión que se diseñan para una refinería de conversión profunda.
Además de la columna de destilación una refinería del tipo hydroskimmer incluye las siguientes unidades:
• Hidrotratador de Nafta Pesada (heavy naphtha hydrotreater)
• Hidrotratador de Nafta Ligera (light naphtha hydrotreater)
• Hidrotratador de Jet Fuel (kerosene hydrotreater)
• Hidrotratador de diesel (Diesel hydrotreater)
• Reformadora de Nafta (naphtha reformer)
• Unidad Procesamiento de gas.
EIA estima que una refinería nueva del tipo hydroskimmer de 100,000-bbl/sd tendría costos de inversión en capital fijo (tipo overnight) de aproximadamente 720 millones de US$, o 7,170US$/bbl/sd. Esto resultaría en un costo de amortización de capital de 3.59 US$/bl asumiendo una tasa de interés anual del 12% para un repago en 25 años y suponiendo que la refinería opera al 85% de su capacidad de diseño. El EIA estima que una refinería del tipo brownfield hydroskimmer con una capacidad de 100,000-bbl/sd costaría 530 millones de US$ (5,280 US$/bbl/sd) o 2.64 US$/bl asumiendo una tasa de interés anual del 12% para un repago en 25 años y suponiendo que la refinería brownfield hydroskimmer opera al 85% de su capacidad de diseño.
Figura 1. Unidades para una refinería diseñada para procesar crudo ligero.
Figura 2. Unidades para una Refinería diseñada para procesar crudo pesado
Figura 3. Diseño de un Splitter
Figura 4. Diseño de una Refinería Hydroskimmer
Bibliografía
1. Perry’s Chemical Engineer’s Handbook, E. Ackers, D. Green, and R. Perry, McGraw-Hill Publication, 8th ed., 2007.
2. Plant Design and Economics for Chemical Engineers, M. Peters, K. Timmerhaus, and R. West, McGraw-Hill Higher Education, 4th edition, 1990.
3. Initial catalyst feed, project area setup, and auxiliary equipment costs are assumed to be equal to 5%, 12%, and 25% of the base overnight cost for each unit, respectively.
Data de la publicación:
Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes within the United States. April 2015.
Independent Statistics & Analysis. www.eia.gov. U.S. Department of Energy. Washington, DC 20585. U.S. Energy Information Administration.
Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes within the United States
http://www.eia.gov/analysis/studies/petroleum/lto/pdf/lightightoil.pdf
This report was prepared by the U.S. Energy Information Administration (EIA), the statistical and analytical agency within the U.S. Department of Energy. By law, EIA’s data, analyses, and forecasts are independent of approval by any other officer or employee of the United States Government. The views in this report therefore should not be construed as representing those of the Department of Energy or other federal agencies.
Terminemos colocando un video sobre Refinería Talara, no necesariamente de quien conoce bien el negocio de refinación. De cualquier manera lo coloco para escuchar y poder rebatir o apoyar como ingenieros.
1. Perry’s Chemical Engineer’s Handbook, E. Ackers, D. Green, and R. Perry, McGraw-Hill Publication, 8th ed., 2007.
2. Plant Design and Economics for Chemical Engineers, M. Peters, K. Timmerhaus, and R. West, McGraw-Hill Higher Education, 4th edition, 1990.
3. Initial catalyst feed, project area setup, and auxiliary equipment costs are assumed to be equal to 5%, 12%, and 25% of the base overnight cost for each unit, respectively.
Data de la publicación:
Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes within the United States. April 2015.
Independent Statistics & Analysis. www.eia.gov. U.S. Department of Energy. Washington, DC 20585. U.S. Energy Information Administration.
Technical Options for Processing Additional Light Tight Oil Volumes within the United States
http://www.eia.gov/analysis/studies/petroleum/lto/pdf/lightightoil.pdf
This report was prepared by the U.S. Energy Information Administration (EIA), the statistical and analytical agency within the U.S. Department of Energy. By law, EIA’s data, analyses, and forecasts are independent of approval by any other officer or employee of the United States Government. The views in this report therefore should not be construed as representing those of the Department of Energy or other federal agencies.
Terminemos colocando un video sobre Refinería Talara, no necesariamente de quien conoce bien el negocio de refinación. De cualquier manera lo coloco para escuchar y poder rebatir o apoyar como ingenieros.