Transcript technip - almuerzo conferencia

Evolución del mercado de
Refinación
Los Mejoradores
Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación
Market Evolution – September 2011
Contenido
2
1.
Tendencias del mercado
2.
Desafíos futuros
3.
Fases de ejecución del proyecto
4.
Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores
Market Evolution – September 2011
1. Tendencias del mercado
3
Market Evolution – September 2011
Resumen del mercado Onshore
 Tradicionalmente, la refinación es el sector Onshore con el más
elevado gasto de capital
Wolrdwide Capital Spending
Worldwide Capital Spending
30
Refining
Petrochemicals/chemicals
Gas Processing
Synfuels
25
Billion USD
20
15
10
5
0
1995
2001
2002
2006
2008
2009
Source: HPI Construction Boxscore
Market Evolution – September 2011
2010
2011
Consumo de combustibles
Perspectiva energética a corto plazo
 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
World Liquid Fuels Consumption
5
Market Evolution – September 2011
Producción de combustibles líquidos a largo
plazo
Perspectiva energética internacional de la EIA para 2010
 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
World liquid fuels production
115
110
MBPSD
105
Conventional Oil
Oil sands/bitumen
Coal-to-liquids
Shale oil
Biofuels
Extra-heavy oil
Gas-to-liquids
100
95
90
85
80
2006 2007 2008 2015 2020 2025 2030 2035
6
Market Evolution – September 2011
Producción petrolera
... Y la producción petrolera convencional se está acercando al límite ...
Oil Production in Million Barrels per Day
140
120
Adds Improved
recovery
100
Adds
Unconventional
80
60
Conventional
only
40
20
0 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060 2080 2100 2120 2140 2160 2180
Sources:
7
USGS Estimates of Total Recoverable Resources: 1981 - 2000
Peter R. Odell, Erasmus University Rotterdam
Market Evolution – September 2011
Crecimiento de la demanda petrolera por región
Informe de la EIA sobre el mercado petrolero *
 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
Growth in kBPSD in 2009 / 2010 / 2011
* February 2011
8
Market Evolution – September 2011
Tendencias del mercado: conclusión
 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
Los fundamentos se recuperan,
La evolución a corto plazo continúa siendo incierta
9
Market Evolution – September 2011
2. Desafíos futuros
10
Market Evolution – September 2011
Cambios esperados en las especificaciones de
combustibles
•
•
•
•
•
•
Biocombustibles y bajo
carbono toman la
escena principal
Especificación
Combustible
•
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
Demoras en mejoras de la
calidad de los
combustibles, excepto
Brasil, Chile y Colombia
Especificaciones urbanas
Mandatos de
biocombustibles
• Mejora de las normas
locales
• La reducción de azufre
sigue siendo un desafío
• Armonización regional
•
•
•
•
•
11
Market Evolution – September 2011
Región diversa
Se esperan políticas
locales más estrictas
en cuanto a calidad de
combustibles
Principal exportador
•
Región diversa
Diferentes niveles de
calidad de combustibles
Diversas mezclas de
biocombustibles en el
mercado
Fuente: IFQC
Futuras especificaciones para combustibles
IFQC – Enero de 2011
 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
Gasolina
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Market Evolution – September 2011
Diesel
Mercado del fuel oil
 Se pronostica que a largo plazo el mercado del fuel oil cambiará
del sector de generación eléctrica a la industria marítima
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Market Evolution – September 2011
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 Waters
Open Waters - SECA
(Sulfur Emission
Control Areas)
Open Waters
2010
0.1
1.0
4.5
2012
2015
Expected
2020 or 2025
Expected
14
Market Evolution – September 2011
3.5
0.1
-
(United States, Japan, Singapore &
Australia)
-
-
-
0.5
Ventana de operación típica para tecnologías de
conversión de residuos
15
Market Evolution – September 2011
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+
Gastos de capital esperados por región
In the next 5 years:
2.4 Billion USD for new capacity
7.9 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:
0.5 Billion USD for new capacity
In the next 5 years:
11.6 Billion USD for new capacity
4.3 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:
8.1 Billion USD for new capacity
2.1 Billion USD for fuel quality
In the next 5 years:
10.8 Billion USD for new capacity
8.5 Billion USD for fuel quality
17
Market Evolution – September 2011
In the next 5 years:
16.5 Billion USD for new capacity
11.0 Billion USD for fuel quality
3. Fases de ejecución del proyecto
18
Market Evolution – September 2011
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
Definición progresiva del proyecto
(FEL)
Planificación
del negocio
Planificación de
instalaciones
Planificación del
proyecto
Estudio de
prefactibilidad
Estudio de
factibilidad
detallado
Paquete
FEL 1
FEL 2
Definición de recursos
Ejecución del
proyecto
Operaciones
de la planta
IPC (IngenieríaProcuraConstrucción)
(FEED)
FEL 3
 Diagramas P & I
 Ingeniería
 Especificaciones de equipos
• Puesta en servicio
 Diseño de detalle
Plan de procura
 Arranque
 Procura
Plan de ejecución
 Operación
 Fabricación
Alcance del trabajo
 Mantenimiento
 Construcción
Evaluación económica
Análisis del cronograma
 Proyectos
 Pre-Comissioning
Estrategia de
financiamiento del
proyecto
Autorización
Relaciones con
interesados
Aplicación reglamentaria
Memorándum de la base
de diseño
Mechanical
Completion
APROBACIÓN JUNTA
&
ENTREGA
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Market Evolution – September 2011
Operaciones
actuales
Su socio a lo largo de todo el proyecto
The cost influence curve
Ability to influence cost
Project cost generated
High
Decreasing
Low
ABILITY TO
INFLUENCE COST
COST
GENERATED
Business
Assessment
Project
Planning
Project
Definition
EPC
Project
Execution
Operation
&
Maintenance
Capital Investment Process Stage
Las fases tempranas del proyecto son el mejor momento
para influir en los costos
20
Market Evolution – September 2011
5. Ciclo de producción
21
Market Evolution – September 2011
Estudio de pre-factibilidad (FEL1)
Principales actividades
 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
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Market Evolution – September 2011
Plan Maestro de Rentabilidad de la Refineria –
Ejemplo 1
Fuel Gas
SAT.
GAS PLANT
FG+LPG
NAPHTHA
HDT
Solvent DeDe-Asphalting
Option
C3
C4
ISOMERIZATION
(Only in Case 1)
LT
NAPHTHA
HV
NAPHTHA
CCR
CARBONIC CRUDE
7 million t/y
Main Ancillary
Units
SOUR WATER
STRIPPER
DIESEL
FG+LPG
HYDROGEN
PRODUCTION
DAO
COMBINED CYCLE
PLANT
Fuel Gas
C3
SAT.
GAS PLANT
CRUDE
DISTILL.
UNIT
Main Ancillary
Units
LT
NAPHTHA
HV
NAPHTHA
ISOMERIZATION
(Only in Case 3)
CCR
ISOMERATE
C5+
REF. RON 98
Residue HCK
ARO +
ARO +
Gasoline
Gasoline
MM US$
Flexicoking
SDA +
Residue HCK
Flexicoking
ARO +
Gasification
ARO - no
ARO – no
Gasoline
ARO – no
Gasoline
Gasoline
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
POWER
POT
STEAM
y/m
6/4
7/5
6/3
6/5
7/1
6/2
HYDRO
CRACKER HCK Residue
VACUUM
RESIDUE
GASOLINE AIAI-95
NAPHTHA
HDT
FUEL OIL
LOW BTU GAS
STEAM
LT GASOIL
7 million t/y
FLEXYGAS
AIR
COKE
Market Evolution – September 2011
POWER
PLANT
POWER
COKE
CRUDE
DISTILL.
UNIT
Main Ancillary
Units
HV
NAPHTHA
ISOMERIZATION
(Only in Case 2)
CCR
SULFUR & AMINE
UNIT
SOUR WATER
STRIPPER
H2
Refinery Products Slate
GASOLINE AIAI-95
PARAXYLENE
AROMATICS
BENZENE
KERO/JET
DIESEL
HDS
VACUUM
RESIDUE
ISOMERATE
C5+
REF. RON 98
KERO
HDS
VACUUM
DISTILL.
UNIT
HYDROGEN
UNIT
HV GASOIL
FLEXICOKING
LT
NAPHTHA
REF. RON 102
CARBONIC CRUDE
DIESEL
Residue Hydrocracking
Option
C4
BENZENE
SULFUR
NAP.
Fuel Gas
C3
SAT.
GAS PLANT
Refinery Products Slate
KERO/JET
DIESEL
HDS
SOUR WATER
STRIPPER
FG+LPG
PARAXYLENE
AROMATICS
KERO
HDS
SULFUR & AMINE
UNIT
23
Inv. Cost
Flexicoking
Option
C4
VACUUM
DISTILL.
UNIT
HYDROGEN
UNIT
SDA+ Gasification
Ni, V Ash
REF. RON 102
7 million t/y
HYDROGEN
GASIFICATION
NAPHTHA
HDT
CARBONIC CRUDE
Case 6
FUEL OIL
HCK Residue
SYNGAS
CLEANING
O2
Case 5
Gasoline
%
HYDRO
CRACKER
ASPHALTENES
ASU
BENZENE
SULFUR
SDA
Case 4
KERO/JET
VACUUM
RESIDUE
SULFUR & AMINE
UNIT
AROMATICS
DIESEL
HDS
VACUUM
DISTILL.
UNIT
HYDROGEN
UNIT
Case 3
GASOLINE AIAI-95
PARAXYLENE
KERO
HDS
Case 2
Refinery Products Slate
REF. RON 98
REF. RON 102
CRUDE
DISTILL.
UNIT
ISOMERATE
C5+
Case 1
DIESEL
HYDRO
CRACKER HCK Residue
SULFUR
NAP.
RESIDUE KERO
HYD. LT GASOIL
(LC(LC-Finer HV GASOIL
or HH-OIL)
HC RESIDUE
FUEL OIL
Estudio de factibilidad detallado (FEL2)
Principales actividades
 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)
24
Market Evolution – September 2011
Paquete FEED (FEL3)
Principales actividades
 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
25
Market Evolution – September 2011
Fase de ejecución del proyecto (Ingeniería,
Procura, Puesta en servicio)
Reglas de oro
 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
26
Market Evolution – September 2011
Ejecución del Proyecto
“CAD 3D Model Review”
27
Market Evolution – September 2011
Ejecución del Proyecto
“ 3D Design to Build”
28
Market Evolution – September 2011
Ejecución del Proyecto
“ 3D Design to Build”
29
Market Evolution – September 2011
4. Procesamiento de crudo
pesado y Mejoradores
30
Market Evolution – September 2011
Caracterización de los crudos pesados desarrollados
en proyectos recientes de Technip
Bitumen
Project
Diluent
31
PFT Bitumen
Marlim
Ural
Carbonic
Horizon Oil Sands Petrocanada
Oxiteno
MOH
Tatarstan
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 2011
Caracterización de los crudos pesados para el
proyecto de expansión de la refinería de Cartagena
Anode Base Case
High Sulfur case
Cartagena
Cartagena
21.5
20.7
0.9249
0.9295
Sulphur total, wt%
0.7
2
Nitrogen, wt ppm
3000
3000
Metals (Ni + V), wt ppm
77
195
Conradson Carbon, wt%
7.3
9.9
TAN, mg KOH/g
1.127
0.44
Reduced crude (350+ °C), wt%
60.1
61.3
Project
Gravity, °API
Specific gravity, 60°F/60°F
32
Market Evolution – September 2011
Corrosión por ácido nafténico
Enfoque de Technip
 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
33
Market Evolution – September 2011
Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
1 outstanding EPC contract
2 FEED projects
&
EPCM for Upgrading
Tranche 2 Project
for
Canadian Natural Resources
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
34
Market Evolution – September 2011
Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
35
Market Evolution – September 2011
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
Canada
Fort Mc Murray
A very challenging
mega-project executed in
extremely harsh climate.
36
Market Evolution – September 2011
Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada
A LS * + Target contract
Unit
Capacity
Licensor
Diluent recovery unit
292,400 BPSD
TECHNIP
Dry bitumen capacity
145,200 BPSD
Delayed coking unit
123,000 BPSD
ABB LUMMUS
The delayed coker and the diluent recovery units
* Lump Sum
37
Market Evolution – September 2011
Horizon Oil Sands Project – Secondary Upgrading,
Canada – EDS for Phase II/III
 Client: Canadian Natural Resources Limited
 Reimbursable + Target
 Completion: 2007
 44,800 BPSD Gasoil hydrotreater (UOP)
 Combined hydrotreater (UOP)
 44,800 BPSD Gasoil
 29,250 BPSD Distillate
Canada
 Common facilities expansion:
 Wash water surge drum & pumps
 Rich amine flash drum
Fort Mc Murray
 Interconnecting Pipe Rack
 Butane Treating Unit
 Mine Diesel Treating
38
Market Evolution – September 2011
Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading – Canada
Diluent Recovery Unit
 G1° Diluent Tower :
 Capacity =292,400 BPSD (DilBit, Phase I)
 Capacity =242,000 BPSD (Phase III)
 ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 m
 ID > 14 m; H (TL-TL) > 40 m
 Top Head and shell material:
 Top Head and shell material:
 KCS with 6 mm CA
 KCS with 6 mm CA
 Bottom Head and shell material:
 Bottom Head and shell material:
 CS cladded with 3 mm SS 317L
 CS with 3 mm cladding SS 317L
 Diluent Tower Feed Heaters 2x400GJ/h:
39
 Vacuum Tower :
 Vacuum Tower Feed Heaters 150GJ/h
 Process Coils (Convection/Radiant):
 Process Coils (Convection/Radiant):
 SS 317L with 1.25 mm CA ID > 6 m; H (TL-TL) > 30
m
 SS 317L with 1.25 mm CA
Market Evolution – September 2011
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
Canada
Fort Mc Murray
40
Market Evolution – September 2011
Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada
 Client: Fort Hills Energy L.P. For PetroCanada 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
 Reimbursable
Fort Hills
 Completion: 2008
Canada
41
Market Evolution – September 2011
Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada
Project Context
Diluted Bitumen



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).
 Diluent Recovery Unit
 Design Unit highlights:
 Four-year run length
 Expected stream factor is 0.94
 The turndown capacity is 50% of design capacity
 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
42
Market Evolution – September 2011
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
Jose
Venezuela
43
Market Evolution – September 2011
A challenging extra heavy crude
upgrader executed with
Parsons-KBR and Proyecta
under the leadership of Technip
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
44
Market Evolution – September 2011
Petrozuata Upgrader, Jose - Venezuela
 Client: Petrozuata C.A
(Conoco / Maraven)
 175,000 BPSD diluent recovery unit
 Execution: Technip and partners
 Start up: 2000
Jose
Venezuela
45
Market Evolution – September 2011
The project has been executed
by Technip, B&R, Parsons,
Ditech and Proyecta
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
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
* Lump Sum Turn Key Engineering Procurement and Construction
46
IFP
Market Evolution – September 2011
Sulfreen
Muchas Gracias
www.technip.com
47
Market Evolution – September 2011