Retos tecnologicos en E&P de la industria petrolera mexicana · PDF filesuperan las fronteras...
Transcript of Retos tecnologicos en E&P de la industria petrolera mexicana · PDF filesuperan las fronteras...
1
Portada
Ing. Juan Javier Hinojosa Puebla
Subdirector de Desarrollo de Campos
Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C.Foro: “Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana”
México, D.F. 5 de Noviembre de 2013
Retos tecnológicos en E&P de
la Industria Petrolera Mexicana
2
Contenido
1
2
3
4
5
6
3
Antecedentes
El agotamiento de los yacimientos en tierra y aguas someras, ha provocado que con objeto de
restituir las reservas de hidrocarburos, las actividades de exploración y producción se amplíen a
distancias mas lejanas de la costa, profundidades mayores (aguas profundas y ultraprofundas), en
ambientes geológicos mas extremos y complejos (HP/HT) y yacimientos con características
petrofísicas y fluidos no convencionales (gas shale, oil shale y aceites extra pesados).
Hasta ahora, en Exploración y Producción ha preferido la utilización de tecnologías probadas por
los riesgos, costos e incertidumbre que implica el desarrollo de nuevas tecnologías.
Algunos de los futuros desarrollos de Exploración y Producción, se encuentran en los límites o
superan las fronteras alcanzadas por la industria petrolera internacional; por lo que ciertas
tecnologías necesarias para la explotación de estos campos no han sido utilizadas en las
condiciones que Exploración y Producción enfrenta, por lo que en el futuro debe ser una empresa
que invierta, utilice y asimile nuevas tecnologías más intensivamente.
4
Factores clave:
Acceder oportunamente a la tecnología .
Cierre de brechas tecnológicas y de
conocimiento
Difusión y Promoción del uso de las
tecnologías
Transferencia, asimilación, aprendizaje y
aplicación de nuevas tecnologías.
Maduración de nuevas tecnologías
Innovación
Oportunidad Estratégica
Actualmente se trabaja en el desarrollo de la estrategia tecnológica de Exploración y Producción y la
adecuada administración de la tecnología, lo que permitirá crear una ventaja competitiva.
Esta estrategia se basa en el ciclo de vida que experimenta un nuevo desarrollo tecnológico.
Identificar y evaluar
Adquirir o desarrollar
Integrar e implementar
Asimilar y madurar
Disponer
5
Ciclos de vida de tecnologías
Para que Exploración y Producción se mantenga en el mercado competitivo, se ve obligada a
reinventar su propuesta de valor mediante la innovación. Para ello puede aplicar varias estrategias:
Generar nueva propuesta de valor (bien con la misma tecnología o bien creando nuevas
tecnologías adaptadas a la nueva situación).
Optimización: fomentando la innovación incremental (en proceso) buscando la optimización
de la propuesta de valor. El factor limitante es el propio rendimiento de la tecnología.
Para que una nueva tecnología tenga éxito es importante que otras se queden obsoletas
6
Principales retos tecnológicos de E&P
Exploración
Obtención de imágenes de y por debajo de la sal.
Mejoramiento de la imagen del subsuelo
Predicción de carga y propiedades de hidrocarburos
Predicción de roca almacén y fluidos a partir de atributos sísmicos
Mapeo estructural complejo y restauración
Modelado petrofísico de saturación de hidrocarburos para caracterización.
Mapeo de secuencia de alta resolución y facies
Predicción, caracterización, modelado estático y dinámico de yacimientos de arena,
turbiditicos y naturalmente fracturados
Producción
Explotación de aceite en campos de baja permeabilidad
Explotación de yacimientos convencionales y no convencionales
Explotación de yacimientos de aceite volátil y de gas y condensado en condiciones
críticas
Explotación de yacimientos de crudos pesados y extra pesados
Recuperación secundaria y mejorada
Explotación de campos de aceite y gas en aguas profundas y ultraprofundas
Diseño de perforación, terminaciones o intervenciones en pozos no convencionales
Control de agua y gas
Manejo, proceso y transporte de crudos pesados y extra pesados
Explotación de yacimientos de alta presión, alta temperatura y mayores profundidades.
Fuente: Desarrollo técnico y tecnológico en PEMEX Exploración y Producción
Dr. Pedro Silva López. Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos de Exploración y Producción
7
Principales retos para el desarrollo de campos
Aseguramiento de flujo
Uno de las principales preocupaciones en todo
desarrollo en aguas profundas es el
taponamiento de la línea de flujo con hidratos y/o
parafinas que se forman debido a las bajas
temperaturas del medio ambiente marino (-2 °C
a 10 °C dependiendo del área geográfica).
Los problemas de aseguramiento de flujo pueden solventarse de forma diversa, desde el punto de
vista del flujo, controlando sus condiciones termodinámicas y/o su cinética lo cual tiene
implicaciones en la selección del concepto de desarrollo o la elección de soluciones que requieran
calificación de equipos y/o materiales a nuevas (mas severas) condiciones de operación y
ambientales.
8
Principales retos para el desarrollo de campos
Procesamiento submarino
El procesamiento submarino se presenta como una solución necesaria a problemas de
desarrollo de campos en localizaciones cada vez más profundas y/o alejadas de la
costa.
El procesamiento submarino puede ser una opción para:
• Aseguramiento de flujo.
Mediante la disminución de la contrapresión y la eliminación de agua y solidos de la
corriente, lo cual puede permitir el desarrollo de tie-backs cada vez más profundos y más
largos.
• Dar viabilidad económica al desarrollo de campos pequeños o económicamente
marginales.
Evitando la necesidad de utilizar un SFP y por ende disminuyendo el CAPEX de los
proyectos.
• Extender la vida de yacimiento y el volumen de recuperación.
9
Principales retos para el desarrollo de campos
Procesamiento submarino (compresión)
La tecnología de procesamiento disponible actualmente incluye bombeo (monofásico y
multifásico), inyección, y sistemas de separación.
La compresión submarina aún no se encuentra disponible, el primer sistema de compresión
submarino se desarrolla para el proyecto Aasgard (Statoil) y tiene programado iniciar operaciones
en el primer trimestre de 2015.
Åsgard subsea gas compression
•New volumes: 280 million barrels of oil equivalent from the Mikkel
and Midgard reservoirs
•Solution: two gas compressors (2x10 MW) together with a scrubber,
pump and cooler
•Depth: 325 metres. Distance from platform: 40km
•Start-up: 2015
•Structure size: 75m x 45m x 20m Weight: 4,800 tonnes
•Boosting pressure capacity: 60 bar
10
Principales retos para el desarrollo de campos
Control y suministro de energía y potencia hidráulica a distancias
mayores que 100 km
a. Transmisión de potencia en alto o medio voltaje. Para disminuir las perdidas por skin
effect y ser más eficiente con el área transversal efectiva de cobre necesaria para el
transporte.
b. Utilización de transformadores submarinos (AC)
c. Conexiones submarinas en alto o medio voltaje
d. Caída de presión en las líneas de potencia hidráulicas y de químicos inhibidores.
e. Largos tiempos de respuesta del sistema hidráulico, aun utilizando acumuladores
submarinos.
f. Transmisión de datos/comunicación vía fibra óptica (evita atenuación del cobre y mayor
ancho de banda).
11
Principales retos para el desarrollo de campos
Sistemas flotantes de producción en aguas ultra-profundas
Los Sistemas Flotantes de Producción (SFPs) pueden ser la única alternativa de solución cuando
se desarrollan campos en localizaciones ultra profundas y remotas; sin embargo algunos de los
retos a superar bajo estas condiciones son:
• A mayor profundidad:
• Se incrementa el peso de risers, umbilicales y moorings (líneas de amarre).
El record para un SCR de producción son 10”Ø de la plataforma Independence
Hub. El sistema de amarre más profundo en el GoM lo tiene esta misma
plataforma con una profundidad de 2,414 m.
• A mayor distancia de la costa:
• Se comienzan a presentar problemas de tipo logístico por la autonomía de los
helicópteros o el tiempo que puede tomar los movimientos en embarcaciones.
12
Instalaciones de
Producción
Productividad de
Pozos
Perforación y
Terminación
de Pozos
Ingeniería
de Yacimientos
Caracterización de
Yacimientos
Clasificación y codificación de necesidades técnicas en proyectos de aceite
extrapesado.
Predecir la distribución y
propiedades de las fracturas
con mayor detalle
Estimar la distribución de
las facies y calidad de la
roca (Cretácico y Jurásico
Kimmeridgiano)
Realizar estudios
sísmicos especiales
Obtener, preservar y
analizar núcleos en YNF
Caracterización estática
de triple porosidad en el
Cretácico
Caracterización
fisicoquímica y desarrollo de
correlaciones aplicables a
crudos pesados y
extrapesados
Modelos de simulación
que reproduzcan los
fenómenos de recuperación
mejorada para aceites
pesados y extrapesados
Procesos de
recuperación mejorada para
YNF y de crudo pesado
Control de la producción
de agua en yacimientos
naturalmente fracturados de
aceite pesado y extrapesado
Maximizar el contacto del
pozo con el yacimiento
Obtención de información
de registros geofísicos y
poder de navegación
durante la perforación
Sistema integral de
diseño de pozos
Optimizar el
comportamiento de
operación de equipo BEC en
crudos extrapesados
Monitorear condiciones de
operación de pozos y
procesos de manera remota
y/o continua en la etapa
productiva
Manejar, procesar,
almacenar y comercializar
crudos pesados y
extrapesados costa afuera
en tirantes de agua mayores
a 100 m
• Reducción de la
viscosidad del crudo
extrapesado
• Deshidratar y desalar
crudos pesados y
extrapesados Costa Afuera
• Tratamiento de agua
congénita
• Realizar medición
Multifásica para crudos
pesados y extrapesados
Manejar fluidos con altas
concentraciones de H2S y
CO2
• Manejar y acondicionar el
gas amargo con altas
concentraciones de H2S y
CO2
Controlar producción con
instalación submarina
La mayoría de las necesidades se identificaron con base a los
requerimientos específicos de los especialistas de Ayatsil Tekel.
Listado de necesidades técnicas asociadas a las soluciones ya definidas por Ayatsil Tekel
CY1
CY2
CY3
CY4
CY5
IY1
IY2
IY3
IY4
PT1
PT2
PT3
P1
P2
IP1
IP2
IP3
Principales retos para el desarrollo de campos
13
Bajo Medio Alto
Objetivos
estratégicos
Urg
en
cia
pa
ra s
u a
ten
ció
n
Co
rto
Pla
zo
(<3
añ
os)
La
rgo
Pla
zo
(> 5
añ
os)
Me
dia
no
Pla
zo
(3 –
5 a
ño
s)
Alta (No Aplicada)Baja (Madura) Media (Incipiente)
Brecha tecnológica en el Activo
Necesidades por
calificar
Instalaciones de
Producción
Productividad de
Pozos
Perforación y
Terminación
de Pozos
Ingeniería
de Yacimientos
Caracterización de
Yacimientos
Predecir la distribución y
propiedades de las fracturas
con mayor detalle
Modelos termodinámicos y
métodos de caracterización
fisicoquímica para crudos
pesados y extrapesados
Modelos de simulación que
reproduzcan los fenómenos de
recuperación mejorada para
aceites pesados y
extrapesados
Procesos de recuperación
mejorada para YNF y de crudo
pesado
Optimizar el
comportamiento de
operación de equipo BEC
en crudos extrapesados
Manejar, procesar, almacenar y
comercializar crudos pesados y
extrapesados costa afuera en
tirantes de agua mayores a 100 m
• Reducción de la viscosidad del
crudo extrapesado
• Deshidratar y desalar crudos
pesados y extrapesados Costa
Afuera
• Tratamiento de agua congénita
• Realizar medición Multifásica
para crudos pesados y
extrapesados
1ª
pri
ori
dad
Necesidades tecnológicas de segunda prioridad
Descripción de los criterios de jerarquización
Maximizar el contacto del
pozo con el yacimiento
CY3
CY2 IY4
IP1CY5
CY1
CY1
IY1
IY2
IY3
P1
IP1
IY1
IY2
IY3
P1IP1
PT1
PT2 PT3
CY4 IP2
P2
PT1
Principales retos para el desarrollo de campos
14
Principales retos para el desarrollo de campos
Herramienta direccional, prácticas y procedimientos especiales para operar en HT.
Barrenas de diseño especial para perforar formaciones de alta compresibilidad y
alta abrasividad.
Fluidos estables a HT.
Cementación de pozos.
Hidráulica mayor a 1200 gpm y tuberías de perforación de 5 7/8 pg.
Tecnología MPD ( Managed Pressure Drilling).
Tecnología de cassing running y cementación dinámica.
Aplicación de lodos base agua de mar.
Empacadores hinchables para aislar zonas productoras.
Retos tecnológicos para perforar y terminar pozos HP (Mayor a 10,000
psi) HT (Mayor a 150 °C) HD (Mayor a 5500 m)
15
Factores de éxito
La Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos debe asegurar el
cumplimiento de la estrategia de gestión de tecnología, talento y conocimiento
técnico para las actividades de su cadena de valor.
Sus principales actividades y funciones se
orientan al cumplimiento de los objetivos
estratégicos de la empresa a través de tres
procesos generales: Gestión de Talento
Técnico, gestión de Conocimiento e
Información Técnica y Gestión de Proyectos
Tecnológicos.
Fuente: http://intranet.pemex.com/os/Exploración y Producción/sgrt/Paginas/Default.aspx
16
La gestión del talento técnico en Exploración y Producción se lleva a cabo a través de
seis procesos principales.
Identificación e incorporación de talento
técnico
Administración de planes de carrera y talento técnico
Desarrollo de competencias
técnicas
Asignación de talento técnico
Evaluación del desempeño del talento técnico
Retención y sucesión del
talento técnico
Exploración y Producción incorporó este año a 187 profesionales los cuales formaron
parte de un programa de reclutamiento y entrenamiento que concluyó el pasado mes
de octubre.
73 geocientíficos
114 ingenieros petroleros
Factores de éxito
Factor humano
Actualmente se desarrollan las capacidades del personal en base a modelos de
competencias.
Fuente: http://intranet.pemex.com/os/Exploración y Producción/sgrt/Paginas/Default.aspx
17
Consorcios IDT (Investigación y Desarrollo Tecnológico)
Son acuerdos celebrados entre una universidad o una empresa y un conjunto de
compañías petroleras, liderados por un investigador reconocido quien dirige los
esfuerzos del programa buscando a través de las fortalezas técnicas de la
universidad o empresa, reducir brechas tecnológicas.
Se utiliza la infraestructura de la Universidad o empresa para el desarrollo de los
proyectos y las compañías patrocinadoras financian las actividades.
Los resultados de los proyectos son compartidos por todos además de las
experiencias, retos, necesidades y soluciones que han aplicado y aplican
compañías petroleras participantes.
Factores de éxito
18
Factores de éxito
Número de patentes otorgadas en los últimostres años (2010-2012) en la industria petrolera
International oil & gas company
National oil & gas company
Independent oil and gas company
Consultancy
Goverment
Service company
Drilling company
Equipment manufacturer
Other
1008 13.0%
179 2.3%
61 0.8%
21 0.3%
6 0.1%
6221 80.0%
8 0.1%
63 0.8%
207 2.7%
7774 100%
Fuente: SPE International. How does innovation happen in the upstream oil & gas industry? Insights from a global survey.
Robert K Perrons, Queensland University of Technology and Integrated energy Pty Ltd
Las operadoras internacionales invierten grandes cantidades de recursos en el
desarrollo de tecnología, lo que las posiciona en el 2do. Lugar de patentes
19
Para asegurar el desarrollo e implementación de la estrategia tecnológica requerida
por las áreas sustantivas de PEMEX Exploración y Producción y para enfrentar los
retos de explotación de hidrocarburos en aguas profundas Exploración y Producción a
través de la SGRT coadyuva en la concreción del Centro de Investigación para
Aguas Profundas y el Centro de innovación y desarrollo para aceites extra
pesados.
Estos centros desarrollará tecnología y servicios especializados para PEMEX y en una
primera etapa considera enfocar sus investigaciones y desarrollo en las áreas de:
Aseguramiento de flujo
Fluidos de perforación
Geotecnia
Simulación metoceanica e hidrodinámica
Calificación de tecnología.
Mejoramiento de crudos
Manejo de H2S
Factores de éxito
20
Factores de éxito
Las operadoras internacionales, han invertido cuantiosos recursos en desarrollo
tecnológico, la cual han asimilado, implementado y aplicado en sus operaciones,
adicionalmente poseen la exclusividad o patente para el uso de la misma por un
determinado periodo de tiempo. La única forma de acceder a estas tecnologías es a
través de asociaciones para el desarrollo de proyectos.
La reforma energética, debería establecer las bases para asociaciones estratégicas
con operadores internacionales en el desarrollo de campos, que permitan a
Exploración y Producción accesar a tecnologías exclusivas de los operadores,
acelerar su implementación y asimilación en tiempos menores a los requeridos para
desarrollos tecnológicos propios o esperar la liberación o disponibilidad en el mercado.
Por otro lado la reforma debe contemplar mecanismos que faciliten a Exploración y
Producción el ingreso a Consorcios IDT (Investigación y Desarrollo Tecnológico)
21
Conclusiones
Exploración y Producción enfrenta grandes retos técnicos y tecnológicos para
desarrollar y optimizar la producción de hidrocarburos en condiciones cada vez más
complejas.
Exploración y Producción debe evolucionar de ser una empresa que utiliza tecnología
probada a ser una en la que invierta, utilice y asimile nuevas tecnologías más
intensivamente.
Se deberán concretar y ejecutar los mapas de ruta tecnológica de los principales
retos identificados
Se debe continuar y redoblar el esfuerzo para captar y capacitar talento técnico para
asimilar, implementar y madurar las nuevas tecnologías .
Se requiere instaurar un proceso para la adecuada administración de la tecnología en
todo el ciclo de vida.
Es necesario incrementar la inversión en los centros de desarrollo y en los consorcios
de IDT (Investigación y Desarrollo Tecnológico).
22