X CONGRESO ANUAL ASOCIACIÓN MEXICANA PARA LA …

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Ing. Rodolfo del Rosal DíazIng. Rodolfo del Rosal Díaz

Junio 19 de 2008Junio 19 de 2008

TRANSICIÓN TECNOLÓGICA PARA LASEGURIDAD ENERGÉTICA Y EL CONTROL

AMBIENTAL EN LA INDUSTRIAPETROLERA

X CONGRESO ANUALASOCIACIÓN MEXICANA PARA LA

ECONOMÍA ENERGÉTICA

2

Contenido

Industria Petrolera en México

Principales Retos de TransiciónTecnológica

PEPPRPGPBPPQ

3


PPQPPQ

Gas LP

PETRÓLEO CRUDO Y GAS ASOCIADO

Azufre

Petróleo crudo

Gas LP A PGPB

(PMI) Petróleo crudo a exportación

PEP

Gas Húmedo

Gas Seco

MetanoEtano

Gas Seco

PGPBPGPB

Prop

ileno

Nafta

s

Derivados del etano Etileno Dicloroetano Polietileno de A y B Cloruro de vinilo Propileno y derivados Acrilonitrilo PolipropilenoAromáticos yDerivados Benceno Estireno Etilbenceno Tolueno Xilenos (orto, meta, para)

Gas NoAsociado

GasolinasTurbosina / kerosina

DieselGasóleo

CombustóleoAsfalto

Coque

Derivados del metano Amoniaco CO2 Metanol

Gasolina Natural

Gas Natural

OtrosPEMEX RefinaciónPEMEX Refinación

4

Contenido



PEP PGPB

PRPPQ

5

IMPULSORES DE RETOS TECNOLÓGICOS EN LA INDUSTRIA PETROLERAIMPULSORES DE RETOS TECNOLÓGICOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

Principales Retos de Transición Tecnológica en PEP

• Campos maduros• Manejo de agua• Aguas profundas• Desarrollo sustentable.

• Crudos pesados• Gases ácidos• Yacimientos más complejos• Yacimientos más pequeños

Canadá• Crudos pesados

Mar del Norte• Complejos

HP/HT.

Mar Caspio• Desarrollo.• Gas.• Eliminación de

H2S.

Rusia• Atención a

camposgigantes degas.

Golfo de México• Desarrollo/

Exploración.• Imágenes sub-salinas. Medio Oriente

• Optimización decampos maduros.

• Gas amargo.• Carbonatos.

America del Sur• Optimización de

descubrimientosexistentes degas.

Venezuela• Crudos

pesados.

ÁfricaOccidental• Producción en

aguasprofundas.

• Mar ultraprofundo.

• Innovacionesguiadas al LNG.

• Desarrollosatelital.

Australia• Atención a

camposgigantes degas.

Fuente: Hart’s E & P Supplement, Research and Development.

IMPULSORES DE RETOS TECNOLÓGICOS EN LA INDUSTRIA PETROLERAIMPULSORES DE RETOS TECNOLÓGICOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

6

Tecnologías en la explotación petrolera

• Pozoshorizontales ymultilaterales

• Optimizaciónde desarrollo

• Medición dela producción

• Control deemisiones

• Instrumentosde seguridad

• Mejoramientode aceitepesado

• Sísmica de3D y 4D

• RecuperaciónMejorada

• Reactivaciónde CamposMaduros

TecnologíasTecnologíasque creanque crean

valorvalor

TecnologíasTecnologíasque mejoranque mejoran

eficienciaeficiencia

• Automatizaciónde instalaciones

• Pozoshorizontales ymultilaterales

• Monitoreo entiempo real

TecnologíasTecnologíasque reducenque reducen

costoscostos

TecnologíasTecnologíaspara elpara elcontrolcontrol


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• Recuperación secundaria y mejorada

• Explotación en Chicontepec

• Producción de crudos pesados

• Exploración y explotación en aguas profundas

• Tecnologías mejoradas para exploración

• Deshidratación y desalado de crudo

• Aseguramiento de Flujo

• Aceite y gas en lutitas bituminosas

• Reducción de emisiones de CO2

• Hidratos de metano

ÁreasTecnológicasmásimportantes


8

• Existe una gran cantidad detecnologías de recuperaciónsecundaria y mejorada dehidrocarburos

• La aplicación de estas tecnologías,depende en gran medida de laspropiedades del yacimiento

• A nivel mundial se estima que elpromedio de la recuperación finalde los yacimientos es del 33%

• En México, los retos principales serelacionan con la explotación deyacimientos naturalmentefracturados maduros y con losyacimientos tipo Chicontepec

MicrobianaMicrobiana EstimulaciónAcústica

EstimulaciónAcústica

EstimulaciónMicroondas

EstimulaciónMicroondas

Inyección decatalizadores

Inyección decatalizadores

Recuperación de Hidrocarburos

Recuperación de Hidrocarburos

Inyección deagua

Inyección deagua

Inyección degases

Inyección degases

Químicos

Polímeros

Geles

Surfactantes

Inyección degases

Inyección deNitrógeno

Inyección deCO2

Térmicos

Inyección devapor

VaporAditivos

Inyección deaire

Nuevos procesos

Recuperación mejorada

Recuperación secundaria

RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADARECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA


9

• La mayor parte de la producción seencuentra asociada a yacimientosnaturalmente fracturados

• Por sus rasgos, son difíciles decaracterizar, modelar y simular

• No se cuenta con casos análogospara emplearlos en la documentaciónde procesos de recuperación

• Tecnologías emergentes:− Caracterización de los sistemas de

fracturas− Simuladores de yacimientos que

incluyan porosidad de matriz,vúgulo y fractura

− Perforación no convencional.− Recuperación mejorada con nuevos

procesos

Zonas fracturadas

Necesario desarrollar tecnologías paraentender mecanismos de interacciónroca–fluido y plantear procesos derecuperación específicos.

Definición de sistemas de fracturascon diversas fuentes de información

RETO EN MÉXICO: RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA ENRETO EN MÉXICO: RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA ENYACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOSYACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS


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•Ampliar el abanico deposibilidades de desarrollo decampos petroleros•Áreas de explotación petrolera:

•Desarrollo del paleocanal deChicontepec.Otros:

Exploración y desarrollo de losrecursos prospectivos en las cuencasdel sureste

Explotación de campos abandonados

Exploración y desarrollo de las aguasprofundas del golfo de México

Debido al tiempo de maduraciónque toma la óptima explotaciónde estas regiones y el riesgoasociado, es fundamentalcontemplar su desarrollo paralelo

RETO EN MÉXICO: CHICONTEPECRETO EN MÉXICO: CHICONTEPEC


• Producción requerida al 2021:~575 mbd

• Requiere desarrollo yadministración de tecnologíaespecífica que incrementesignificativamente laproductividad por pozo,controlando al máximo los costos.

• Se estima que los costos dedesarrollo y producción por barrilserán significativamentesuperiores al promedio actual

• Aumentar factor de recuperación• Implica multiplicar la actual

capacidad de ejecución― Necesidad de perforar 1,000

pozos por año― 1½ veces el total de pozos

perforados en 2007

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RETOS EN MÉXICORETOS EN MÉXICOA Nivel MundialA Nivel MundialExplotación y Procesamiento deExplotación y Procesamiento deCrudos Pesados y Crudos Pesados y UltrapesadosUltrapesados

• Una parte importante de la reserva decrudo pesado en México se localiza enyacimientos costafuera los cuales estánasociados a carbonatos fracturados (lamayoría de las tecnologías deproducción han sido desarrolladas parayacimientos de areniscas y enambientes terrestres).

• Las principales tecnologías que puedenser adaptadas para la explotación deestos yacimientos son: inyección degases, inyección de solventes ymejoramiento de crudo.

• Gran parte de las reservas mundiales serelacionan a acumulaciones dondepredominan yacimientos de aceitepesado y extra pesado:

− Difíciles de producir− Transporte y manejo complicado− Requiere procesos y tratamientos

adicionales en superficie para suaprovechamiento y comercialización

− Altos contenidos de azufre, demetales y de precursores de laformación de carbón

• Tecnologías emergentes:− Perforación no convencional− Inyección de geles-espumas− Inyección de vapor con solventes− Mejoramiento in-situ− Mejoramiento en superficie− Procesamiento de crudo pesado


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RETOS EN MÉXICORETOS EN MÉXICO

− Mejores prácticas paraplaneación y diseño para eldesarrollo de campos

− Alta eficiencia en ejecución deproyectos

− Mejores imágenes sísmicas enambientes con sal

− Detección de cuerpos delgadosde arenas

− Mejor interpretación y modeladodel subsuelo

− Mejores indicadores para inferirpropiedades de rocas y fluidosen el subsueloAguas Someras < 500 m

Aguas Profundas > 500 m

Aguas Ultraprofundas > 1500 m

Exploración y ExplotaciónExploración y ExplotaciónOportuna en Aguas Profundas delOportuna en Aguas Profundas del

Golfo de MéxicoGolfo de México

A Nivel MundialA Nivel Mundial• Los yacimientos en aguas profundas

se han convertido en la principalfuente de nuevas reservas costaafuera a nivel mundial.

• La participación de producciónproveniente de aguas profundosrespecto a la producción mundialalcanzó el 7.6% en 2006.

• Un alto porcentaje de incorporaciónde reservas provendrá de aguasprofundas (>500 m)


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Complejidad del desarrollo deComplejidad del desarrollo deYacimientos en Aguas ProfundasYacimientos en Aguas Profundas

• Altos costos de descubrimiento• Altos costos de desarrollo• Tecnología incipiente en México.

– Involucra un plan agresivo de transferencia de tecnología

• Carencia de experiencia

Tecnología avanzada en la producciónTecnología avanzada en la producciónde aceite en aguas profundas (de aceite en aguas profundas (RisersRisers))

Los desarrollos y patentes pertenecena operadoras líderes en explotación deyacimientos en aguas profundas.

México tiene limitados recursosfinancieros y tecnológicos, y unalegislación rígida que dificultan eldesarrollo, mediante alianzas, de susyacimientos en aguas profundas


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TECNOLOGÍAS MEJORADAS PARA EXPLORACIÓNTECNOLOGÍAS MEJORADAS PARA EXPLORACIÓN

• Extender capacidades para yacimientosmás complejos

− Imágenes de mayor calidad

− Identificación más precisa de trampas

−Modelos geológicos más precisos

−Permite el análisis cuantitativo

• Detección de acumulación dehidrocarburos previo a la perforación

−Mejor caracterización del riesgo

− Incremento en el éxito exploratorio

− Innovaciones en modeladoelectromagnético 3D y de imágenesmás nítidas


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RETO EN MÉXICO: INCORPORACIÓN DE NUEVOS PATRONES DERETO EN MÉXICO: INCORPORACIÓN DE NUEVOS PATRONES DEADQUISICIÓN SÍSMICAADQUISICIÓN SÍSMICA

• Imágenes sísmicas del subsuelo.

− Mejores diseños de adquisiciónsísmica.

− Métodos avanzados demigración en profundidad queaprovechan la capacidad decómputo emergente.

− Métodos que integran datossísmicos y de otras fuentespara la definición cuerpossalinos, ej.: gravimetría,gradiometría, magnetoteluria.

− Métodos de modelado paramejorar la adquisición y elprocesamiento de datossísmicos.

Mejor resolución sísmica

Prospectos subsalinos


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•Desde 2005 y hasta la fecha, PEP ha estadobuscando soluciones para reducir elimpacto del mayor contenido de sal yagua del aceite crudo en Cantarell, debidoa que no se esperaba que la declinación delyacimiento viniera acompañada de tan fuerteproblemática.

•Se han analizado muchas iniciativas para:segregar crudo, modificar la logística detransporte y procesamiento, evaluartecnologías que permitan deshidratar ydesalar crudo en las mismas instalacionesde producción; también se ha participadoen la aditivación de productos químicospara facilitar la desemulsificación delaceite y agua, todo esto con resultados muysatisfactorios.


DESHIDRATACIÓN Y DESALADO DE CRUDODESHIDRATACIÓN Y DESALADO DE CRUDO

PLAN DE ACCIÓN ENCANTARELL

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Contenido



PEPPGPBPRPPQ

18

Principales Retos de Transición Tecnológica en PGPB

Metanol

Gas Natural

Aminas

Vapor

Condensados

Sosa Cáustica

Agua

Catalizadores yAditivos

EnergíaEléctrica Biotratamiento

Endulzamientode Gas

TratamientoCaústico

Recuperaciónde Azufre

RecuperaciónCriogénica de

C2+

Fraccionamientode

Hidrocarburos

Ductos yCompresión

Ductos yBombeo

Líquido o Sólido Azufre

Etano

Propano

LPG

Butanos

GasolinaNatural

Metano(Gas combustible)

GasCombustible

Endulzamiento deCondensados

Gas Amargo

Condensados

Sosa Cáustica

Aminas

MetanolGas ácido

C3 – C4

ENTRADASREMOCIÓN DE

IMPUREZAS TRANSPORTE Y COMPRESIÓN PRODUCTOS/SALIDAS

Emisiones al Ambiente

Emisiones Gaseosas Desechos Sólidos Líquidos/Agua de Desecho

SEPARACIÓN YRECUPERACIÓN DEHIDROCARBUROS

Oxidación, Absorción,Adsorción y Filtración

Remoción de Aceites y Grasas,Tratamiento Biológico, Incineración

Inertización, Incineración,Clasificación y Almacenamiento

A disposición final

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OfertaOferta total de gas natural, MMPCD total de gas natural, MMPCD

33

1,072 1,098 1,401 1,278 1,027 865 630 572913280

6,53

1

7,16

0

7,16

6

7,52

2

7,66

2

7,92

6

8,34

5

8,59

2

8,85

0

8,97

6

9,03

1

ExportacionesExportaciones

DemandaImportacionesProducción

mmpcd

‘16‘16‘06‘06 ‘07‘07 ‘08‘08 ‘09‘09 ‘10‘10 ‘11‘11 ‘12‘12 ‘13‘13 ‘14‘14 ‘15‘15

El balance degas natural dePemex Gasmuestra unescenario deimportación entodo el periodode análisis.


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• Modernización Tecnológica de Plantas Criogénicas

• Inspección y Mantenimiento de Ductos basados enconfiabilidad

• Aprovechamiento del Azufre producido

• Manejo del mayor contenido de Nitrógeno en elGas Asociado

• Tecnologías mejoradas para Endulzamiento de Gas

• Manejo Integral de Agua

• Reducción de emisiones



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Principales Retos de Transición Tecnológica en PGPBModernización Tecnológica de Plantas CriogénicasModernización Tecnológica de Plantas Criogénicas

Mejorar la Predicción de datos de ELV y propiedades, incluyendola predicción de formación de hielo e hidratos.

Mejorar la ubicación del sistema de deshidratación a partes masfrías del proceso, resultando en lechos mas pequeños, o bien, enciclos de operación mas prolongados.

Mejorar los esquemas de procesamiento y condiciones deoperación, permitiendo mayor flexibilidad para manejo de gas conmayor contenido de licuables, así como mayor recuperación de losmismos.

Integración térmica del proceso, con equipos de placas y de espiral,con la consecuente disminución de refrigeración externa, o bien, depotencia requerida para la recompresión del gas residual.

Fundamentos básicos de soporte de la tecnología

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Principales Retos de Transición Tecnológica en PREF

Inspección y Mantenimiento de Ductos basados en confiabilidadInspección y Mantenimiento de Ductos basados en confiabilidad

Censo y DatosTécnicos

Segmentación Zona de AltaConsecuencia ZAC’s

EvaluacionesSubsecuentes

Evaluación deRiesgo

ProcesosComplementarios

Planes y Programas demantenimiento y mitigación

Evaluación de Integridad

¿Se evaluaron todaslas amenazas?NO

Proceso del Plan de Mantenimiento de Integridad y ConfiabilidadOperativa en Ductos

Debido a su antigüedad una parte importante de las instalaciones y ductos de Pemexha sufrido un deterioro gradual y eventualmente puede representar serios riesgos ensu integridad

Los escasos recursos económicos y la competencia global han impulsado el desarrollode técnicas que permiten evaluar la confiabilidad de las instalaciones con un altogrado de certidumbre; estas técnicas coadyuvan a la toma de decisiones, priorizandolos ductos e instalaciones en los que es necesario invertir en inspección ymantenimiento preventivo.

23


Aprovechamiento del Azufre producidoAprovechamiento del Azufre producido

Para evitar que la producción de azufre se vuelva uncuello de botella en la operción de los complejos de gasy las refinerías, es necesario buscarle usos alternos:

Materiales de construcción.Fabricación de azufre micronizado ypeletizado para usos agrícolas.Para producción de Fertilizantes.Producción de ácido sulfúrico para la lixiviaciónde minerales.Química fina (Xantatos, Ditiocarbamatos, etc)

AZUFRE PARA NUTRIENTESAGRICOLAS Y

ACIDIFICADORES DE SUELOSDE CULTIVO.

AZUFRE PARA MATERIALES DECONSTRUCCION Con respecto al uso de gas amargo para obtener

ácido sulfúrico, se tienen opciones para la conversióndirecta a ácido sulfúrico, su costo y los procesosaccesibles a nivel nacional e internacional, quepudiesen adaptarse a la producción del ácido sulfúricoa partir del gas ácido (H2S), por ejemplo, el proceso“Sulfox” de Air Science Technologies Inc., y elproceso WSA (Wet Sulfuric Acid) de Haldor Topsoe

24

Contenido



PEP PGPB

PRPPQ

25

COMBINADA

200 MBPDHDS DIESEL

(45,000)

REFORMADORA(26,000)

HDS NAFTASDE COQUER

(90,000)

FCC

(71,000)

Gasolinas

Turbosinas

Querosinas

Diesel

Gasóleo

Residuo de vacío

Pentanos y Hexanos

Nafta pesada

Nafta

Gasóleopesado

Propano

Coque

Nafta a Isomerización

LPG

Reformado

Isomero

Nafta a HDS Nafta

Diesel

Turbosina

A Combustóleo

MTBE

C4

Alquilado

PTA. H2(110 MMPCSD)

ISOMERIZADORAC5/C6

(16,000)

COQUIZADORA(50,000)

Coque

C4/C4

HDS NAFTAS(37,000)

ALQUILACIÓN(15,000)

HDT SELECTIVODE BUTANOS

(17.000)

MTBE(2,400)HDS TURBO/

QUERO(25,000)

Nafta a HDS Nafta

Gasóleosa FCC

HDS GASÓLEOS

(90,000)

A HDS Nafta

Diesel

Nafta a Reformación

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

GasesAmargos

Gas DulceENDULZAZADORADE GAS AMARGO

77 MMPCSDGas Combustible

Azufre

Combustóleo

Gas Ácido

AZUFRE660 T/D

Diluentes

Crudo

Gasolina Catalítica

C4/C4

Gas Natural


ESTRUCTURA DEESTRUCTURA DEUNA REFINERÍAUNA REFINERÍA

26

Producción y Consumo de Productos de Refinación en 2006

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

México

Venez

uelaAra

bia S

audita

Canad

aBra

silChin

a

India

Japó

nFr

ancia

Aleman

ia

Mile

s de

Bar

riles

por

Día

.

ConsumoProducción

México NOlo hace

China e Indiatienen planes

muy agresivosen Refinación

Latendenciamundial entodos lospaíses, esproducir almenoslosenergéticospara suMercadoInterno


IMPULSORES DE RETOS TECNOLÓGICOS EN REFINACIÓNIMPULSORES DE RETOS TECNOLÓGICOS EN REFINACIÓN

27

Con 400 MBPD adicionales de capacidad de refinación, se lograríaCon 400 MBPD adicionales de capacidad de refinación, se lograríaautosuficiencia en gasolina en 2013autosuficiencia en gasolina en 2013


Minatitlán más los proyectos de conversión de residuales en Salamanca, Salina Cruzy Tula reducirán las importaciones de gasolinas.

(miles de barriles diarios)

Oferta

Demanda

423

1003

423

489

553

734

502

531

718 816

905

350

450

550

650

750

850

950

1,050

1995 2000 2006 2009 2012 2015

3.9%

3.9%

1.4%

8.3% SalamancaSalina Cruz 181Tula

Minatitlán: 64Incluye 5 mbd de otras corrientes

Nueva 200Refinería13.9%

28

Programa de la norma ambiental NOM - 086Programa de la norma ambiental NOM - 086

parte

s po

r milló

n

ZM = Zonas metropolitanas: Valle de México, Guadalajara y Monterrey.RP = Resto del país.ZF = Zona fronteriza norte.

2011

15 máxRP

ZM

ZF

RP

ZM 30 prom/80 máx

30 prom / 80 máx

15 máx300 máx

500 máx

500 máx

15 máx500 máx

30prom/80máx1,000 máx

250 / 300

2012201020092008200720062005

PemexPremium

PemexPremium

PemexMagna

PemexMagna

PemexDiesel

PemexDiesel

Oct

Oct

Ene

Ene

Ene

Sep

Fecha establecida por la Norma publicadaen el DOF el 30 de enero de 2006.

Adicionalmente hay otras especificaciones para gasolina:Aromáticos, 30% vol en Magna y 25% vol en Premium(benceno 2 y 1 % vol respectivamente); Olefinas, 15 % volen Magna y 20 % vol en Premium; y (R+M)/2 de 87 enMagna y 92 en Premium.Para diesel se requiere además un No. de Cetano de 48mínimo


29

• Aumento de la capacidad de producción

• Procesamiento de crudos pesados

• Combustibles limpios

• Conversión de gas a líquidos

• Prevención de la contaminación y la remediaciónambiental

• Aprovechamiento del Azufre producido

• Inspección y Mantenimiento de Ductos basados enconfiabilidad

• Manejo Integral del Agua



30


Aumento de la capacidad de producciónAumento de la capacidad de producción

• Mejoras operacionales• Mejora del Factor de Utilización• Expansión de unidades existentes• Reconfiguración de refinerías

existentes• Nuevos trenes de refinación

Acciones DirectasAcciones Directas Acciones IndirectasAcciones Indirectas• Incrementar la presencia de Diesel

en el Mercado Mexicano

1.541.36

1.020.82

00.20.40.60.8

11.21.41.61.8

EU-2005 MEX-2005 UE-2005 UE-2015

RELACION DE PRODUCCION GASOLINA / DIESEL

La Tesis El motivo El ImpactoLa implicación

Modificar el Balance Gasolina/ Diesel y la Configuración de plantas en las nuevas refinerías

Aún con nuevas refinerías la demanda supera a la oferta de gasolina y hay excedentes de diesel

Se requiere un Acuerdo Nacional con fabricantes de autos para cambiar el balance de motoresgasolina/ diesel

1 Menor presión de demanda e importación de gasolina2 Combustible de menor costo3 Bonos de Carbón por rendimiento de motor

La configuración de refinerías en EstadosUnidos se orienta a maximizar el rendimiento agasolina, mientras que en la Unión Europea aldiesel.

México ha tomado el modelo de Estados Unidos.

31


Rendimiento neto 2/

Mejoras operativas-30.3

13.4

-1.91.18.0

0.41.5

3.5

13.9

Eficiencia en operación de

plantas 3/

Productividad laboral

Energía

Comercial 6/

Utilización flota mayor

Otros 4/

Rendimiento con mejoras operativas

Rendimiento potencial

Reconfiguración y modificación

del perfil de demanda 5/

9.4 20.9

Presupuesto de operación Inversión financiada

Nuevo tren de refinación

Ampliación producción y reconfiguración

Rendimiento neto 2/

Mejoras operativas-30.3

13.4

-1.91.18.0

0.41.5

3.5

13.9

Eficiencia en operación de

plantas 3/

Productividad laboral

Energía

Comercial 6/

Utilización flota mayor

Otros 4/

Rendimiento con mejoras operativas

Rendimiento potencial

Reconfiguración y modificación

del perfil de demanda 5/

9.4 20.9

Presupuesto de operación Inversión financiada

Nuevo tren de refinación

Ampliación producción y reconfiguración

Captura de valor porinfraestructura nueva:

MMM$22.8

Periodo 2008-2015

Fuente: “Elementos para el Desarrollo de la Estrategia de Pemex Refinación”, PEMEX, Julio de 2007; Página 9

Captura de valor poreficiencia y ahorro deenergía: MMM$17.4

3.99

13.26

10.92

DeerPark

Cad Min

7.34

SNR

7.39

Tul

5.796.05

Sal SCr

11.18

Mad

6 USD/Bbl

La diferencia en las utilidades estádeterminado en gran medida por laconfiguración tecnológica de la refinería.

Deer Park está configurada para procesarcrudos pesados hasta el fondo del barril

Mejoras operacionalesMejoras operacionales

32


Procesamiento de crudos pesadosProcesamiento de crudos pesados

La función de la planta es la remociónde los compuestos metálicos, deazufre, de nitrógeno y asfaltenospresentes en crudos y residuospesados, y la hidrodesintegración delas fracciones pesadas para obtenerun crudo mejorado con menorcontenido de contaminantes y mayorrendimiento de destilados.

El proceso consiste en un hidrotratamientocatalítico a condiciones de operaciónmoderadas para disminuir el contenido decompuestos contaminantes e incrementar laproducción de destilados.

FUNCION DEL PROCESO TIPO DE PROCESO

Producción de Hidrógeno

Producción de Hidrógeno

Gas Natural

Planta deHidrotratamiento

Planta deHidrotratamiento

Crudo pesado Endulzamiento dehidrógeno de recirculación

Endulzamiento dehidrógeno de recirculación

Gas rico en H2 (purga)

A sección de PSA

Hidrógeno

Endulzamiento de

gas amargode bajapresión

Endulzamiento de

gas amargode bajapresión

Tratamiento deAguas amargas

Tratamiento deAguas amargasAgua amarga

Agua desflemada

Plantade Azufre

Plantade AzufreGas

Ácido

Azufre

Gas combustible

Gas amargo

H2 amargo

H2 dulce

Crudomejorado

33

Principales Retos de Transición Tecnológica en PREFCombustibles LimpiosCombustibles Limpios

Instalación de nuevas plantas de tratamiento de gasolina de FCC y dehidrotratamiento de gasóleos para cumplir con 30 ppm de azufre en gasolinasModernización de unidades existentes de diesel y construcción de nuevasunidades para alcanzar 10 ppm de S en diesel, así como la adición de unidadesde endulzamiento con aminas en el gas de recirculación y nuevas plantas dehidrógeno y de recuperación de azufre.

Refinería

Planta Plantas CapacidadMBPD

Plantas CapacidadMBPD





Revamp mod HDS Diesel 1 14 1 25 1 25 2 41.5 2 25Revamp mayor HDS Diesel 2 39 1 49.7 3 75 2 25 1 35Nueva HDS Diesel 1 25 1 45 3 50 1 40Tratamiento de gasolina FCC 1 25 2 45 2 40 2 60 2 50 2 62.5Revamp FCC 1 46 1 90Nueva FCC 1 30Isomerización de C4's 1 3Alquilación 1 3.4 1 12.7Reductora de ViscosidadH-Oil a HDS de gasóleo 1 50HDS de gasóleos 1 60 1 32 1 72Hidrógeno, MMPCD 1 23.5 1 42 1 42 1 9.2 1 42PSA Hidrógeno, MMPCD 2 31.8Coquización 1 40 2 40 1 76HDS Naftas de Coquer 1 7 1 13 1 15.2Azufre, T/D 1 100 1 150 1 15 1 80 2 120 3 240

Desaparece

Salina Cruz Cadereyta

Desaparece Desaparece

Salamanca Minatitlán Madero Tula

34


Conversión de Gas a Líquidos (GTL)Conversión de Gas a Líquidos (GTL)

Factores que impactan en su viabilidad técnica y económica:

• Disponibilidad y precio de carbón mineral o coque.• Altos costos de inversión (2 a 3 veces más que una refinería).

• Costos de operación muy altos, tanto por las condiciones deoperación como el tipo y cantidad de catalizador utilizado.

• Importante cantidad de subproductos (azufre y cenizas, porejemplo) que presentarían el problema de disponer de ellos.

• Existen 4 plantas para la producción de combustibleslíquidos y olefinas ligeras a partir de carbón.

Planta Piloto enBurgenland, Austria

Producto

Upgrade

Nafta

Diesel

Turbosina

UCGGasificación

UCGGasificación

Limpieza de Gas

Metano,Alcoholesy Diesel

Productos gaseosos

Reactor FISCHER-TROPSCH

Generación de Vapor

Productos parafínicos (líquidos)

Suspensión

Carbón

Producto

Upgrade

Nafta

Diesel

Turbosina

UCGGasificación

UCGGasificación

Limpieza de Gas

Metano,Alcoholesy Diesel

Productos gaseosos

Reactor FISCHER-TROPSCH

Generación de Vapor

Productos parafínicos (líquidos)

Suspensión

Carbón

Producir crudo a partir de fuentes alternas decarbón es factible técnicamente usando elProceso Fisher-Tropsch, que consiste en unareacción química catalítica en la que el CO y elhidrógeno se convierten en hidrocarburoslíquidos de varias formas, produciendo crudosintético o lubricantes y combustibles sintéticos.

(2n+1) H2 + nCO CnH2n+2 + nH2O

35


Prevención de la contaminación y la remediación ambientalPrevención de la contaminación y la remediación ambiental• Reciclo total del agua• Modelo complejo mexicano para la

formulación de gasolinas• Reducción de benceno en gasolinas de

reformación• Ingeniería de combustión para reducir las

emisiones al ambiente• Determinación y mitigación de impactos en

las instalaciones y transporte en ductos• Recuperación de catalizadores de las

guardas de sílice• Uso de antiespumantes sin sílice• Alternativas para la producción de gasolinas

de Cero Azufre• Uso de Biocombustibles (incluye su uso

como aditivos)• Evaluación de alternativas para

aprovechamiento de residuos peligrosos

36

Contenido



PEP PGPB

PRPPQ

37

Principales Retos de Transición Tecnológica en PPQ

38

49,12440,750 39,400 36,000

27,679 23,318 23,020 22,22814,117 12,803 11,839 10,623 2,492

Dow Shell ExxonMobil

Ineos Sinopec Total Sabic Lyondell Basf Basell ChevronPhilips

Hunstman PPQ

ArabiaSaudita

Rusia EstadosUnidos

Irán China México Canadá EmiratosA. U. Venezuela Noruega Kuwait Nigeria

Actualmente, Pemex es un actor relevante en el mercado mundialActualmente, Pemex es un actor relevante en el mercado mundialde crudo, pero no en petroquímica de crudo, pero no en petroquímica (1)(1)

Países Productores de Petróleo 2006/1(MM de Barriles por día)

Ventas del Sector Químico 2006/2(Millones de Dólares)

Fuente: EIA Energy Information Administration online (11-06-07) /2 Fuente: Reportes anuales 2006 de cada compañía, incluye únicamente ventas delas divisiones químicas.


(1) Comparación de modelos de desarrollo petroquímico, Abraham Klip – Pemex Petroquímica y Jorge Cantú – A.T. Kearney COLOQUIO DE ESPECIALIDADES, III CONGRESO NACIONAL DE LA ACADEMIA DE INGENIERÍA. 2007

39

La evolución de la petroquímica en México ha pasado por variasLa evolución de la petroquímica en México ha pasado por variasetapas etapas (1)(1)

Fuente: 1)Informe de Gobierno (2005, 1990), 2) Martínez Laguna, Norma, Evolución y expansión territorial de la Industria Petroquímica en México, Boletíndel Instituto de Geografía, UNAM, Num. 46m 2001

1.9 3.67.2

11.9

17.922.9

14.8 14.7

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Producción de petroquímicos (PPQ e IP) 1)

MMTon

Re-estructuraContracciónRecesiónExpansiónCrecimientoInicio ?

• 4 productos• Objetivo

sustitución deimportación

• Limitacionesfinancieras

• Falta de claridad enparticipación de IPy PEMEX

• 16 productos• Política de precios

favorables

• Objetivo capitalizar el augepetrolero

• Plan Nacional deDesarrolloIndustrial – Polosde desarrollo,incentivos fiscales,precios favorables

• #1 en amoniaco• Colaboración de la

iniciativa privada

• Reclasificación depetroquímicosbásicos se abrela puerta para laprivatización

• Disminución deinversiones

• División de PEMEXen 4 organismossubsidiarios

• Procesos de venta• Precios de

transferenciabasados en costode oportunidad

• Creación deempresas filiales

• Incremento delprecio del gas

• Consolidación deempresas filiales

• Intento dereactivación

1950 1960 1975 1985 1995 2005

Etapas de la Industria Petroquímica en México 2)

CAC= 13.6%CAC= 12.7%

CAC= 6.8% CAC= -4.3%



40

1997

6,4895,631

El 88% de la reducción en laproducción en PPQcorresponde a amoniaco

En el mismo período, lasimportaciones de petroquímicosse han duplicado, ya que elmercado petroquímico nacionalcrece a un ritmo del 5% anual

Fuente: SENER, Anuario Estadístico de la Industria Petroquímica 2005 y Base de datos institucional de Petróleos Mexicanos.

12,92412,193

2006

8,549

2001

3,143

11,117

2003

3,438 3,154

Importación nacionalde petroquímicos

1999

4,016

6,938

2005

3,057

Derivadosdel etano

Derivadosdel metano

Aromáticos yderivados

Propileno yderivados

Otros

En los últimos 10 años, el volumen de ventas de PPQ haEn los últimos 10 años, el volumen de ventas de PPQ hadisminuido en 45%, mientras que las importaciones se handisminuido en 45%, mientras que las importaciones se han

duplicado duplicado (1)(1)

Evolución de ventas e importaciones de Petroquímicos1997-2006 – Miles de toneladas



41

• Propiciar sinergias con refinación (RefineríaPetroquímica)

• Propiciar sinergias con productoras de gas desíntesis (Metanol y Amoníaco)

• Implementación de nuevas rutas tecnológicas paraobtener petroquímicos básicos

• Prevención de la contaminación y la remediaciónambiental

• Manejo Integral del Agua



42

ESTRUCTURA DEESTRUCTURA DEUNA REFINERÍAUNA REFINERÍAPETROQUÍMICAPETROQUÍMICA

ENDULZADORA DE GASAMARGO

ETILENO

Combustóleo

ETILBENCENO-ESTIRENO

COMBINADA

HDS

DIESEL

REFORMADORA

BTX

HDSNAFTASCOQUER

FCC

Gasolinas

Turbosinas

Querosinas

Diesel

Gasóleo

Residuo de vacío

NaftaLigera

Nafta pesada

Nafta

Gasóleopesado

Propano

Nafta a Etileno

LPG

Reformado

Isómero

Nafta a HDS Nafta

Diesel

Turbosina

A Combustóleo

MTBE

C4

Alquilado

PTA. H2

ISOMERIZADORAC5/C6

COQUIZADORA

Coque

C4/C4

HDSNAFTAS

ALQUILACIÓN

HDT DEBUTANOS

MTBEHDS

TURBO/

QUERO

Nafta a HDS Nafta

Gasóleosa FCC

HDS

GASÓLEOS

A HDS Nafta

Diesel

Nafta a Reformación

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

Gas aEndulz.

GasesAmargos

Gas Dulce

ENDULZADORA DE GASAMARGO Gas Combustible

Azufre

Gas Ácido

AZUFRE

Diluentes

Crudo

Gasolina Catalítica

C4/C4

Gas Natural

TAME TAME

Gas aEndulz.

H2

a Polietileno

Benceno

Tolueno

Estireno

Butanos

a Polipropropileno

Nafta

Gasóleo-Combustóleo

EXTRACCIÓNDE

AROMÁTICOS

Rafinado

Xilenos

Extracto

HIDRODEALQUILACIÓN

DE TOLUENO

Etileno

Propileno

FRACCIONAMIENTO DE

AROMÁTICOS

O-Xileno

Aromáticos

Tolueno

H2

GasComb

Pesados a Gasolina

Xilenos aCriztalización yXilenos Plus

Aromáticos

Benceno


43

CONDENSADO

COQUE

AIRE

H2

EE

VAPOR

GAS DESÍNTESIS

PLANTANH3

CFE

N2

EE

AMONIACO

PRODUCTORINDEPENDIENTE

IGCC

(126 MMPCD de GS)

O2 GAS YTRATAM.

CC

REFINERÍAREQUERIMIENTOS *

PROCESO

VAP (ton/h) 207

VMP (ton/h) 356

EE 59 MW

* Operación típica en Salamanca

1,437 Ton/D

OPCIONES DE INTEGRACIÓN CON CFE Y PETROQUÍMICOSOPCIONES DE INTEGRACIÓN CON CFE Y PETROQUÍMICOS


44

Implementación de nuevas rutas tecnológicas para obtenerImplementación de nuevas rutas tecnológicas para obtenerpetroquímicos básicospetroquímicos básicos


• Etileno a partir de naftas

• Etileno por deshidrogenación catalíticade etano

• Pirólisis oxidativa de parafinas C4 y C5

• Estireno a partir de etano

• Olefinas a partir de metanol• Tecnologías emergentes:

− Producción de PEBD vía metalocenos− Desarrollo de compuestos

nanoestructurados− Obtención de acrilonitrilo a partir de

parafinas− Desarrollo de materiales bio y foto

degradables

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