impacto de la reforma energéticaadiat.org/wp-content/uploads/2019/04/cm-2-ernesto-rios.pdfcadena de...

1

Impacto de la Reforma Energética

XXVII Congreso Nacional ADIAT

26 de marzo de 2015

2

1. Propósito y avances de la Reforma Energética

2. Grandes implicaciones

3. Enfoque tecnológico

4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP

5. Casos de éxito del IMP

6. Consideraciones finales

3

Competencia en mercado energético

Visión: La Industria Petrolera 2030

Motor económico de

México

Industria energética

desarrollada

Pemex sólido y referente

internacional

Combustibles accesibles y a

mejores preciosEn armonía con

el medio ambiente y con

la sociedad

Fuente: Transformación de PEMEX y Desarrollo Industrial, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Febrero de 2015

4

Apertura de mercados

Visión de la Reforma 2030

Desarrollo económico de

México

Proveedores fuertes

Referente mundial

Oferta de energía segura,

confiable y accesible

Industria sustentable y socialmente responsable

Fuente: Transformación de PEMEX y Desarrollo Industrial, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Febrero de 2015

5

Oportunidades de participación en la industria tras la implementación total de la Reforma Energética

Cadena de Crudo

ProcesoTransporte y distribución

Almacenamiento y reparto local

Comercialización

Importación

Petrolíferos

Naftas, Propileno

AromáticosCadenas de

Petroquímicos Propileno

Cadena de Gas

Importación

Gas Húmedo Gas Natural

Metano

Etano

Transporte, Distribución,

Almacenamiento, Comercialización

Exploración y Producción

Metano, Etano



ComercializaciónExploración y

Producción

Fuente: Transformación de Pemex: Retos y Oportunidades, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Octubre de 2014

6

Oportunidades de participación en la industria tras la implementación total de la Reforma Energética (continuación)

Cadena de Crudo



Comercialización

Importación

Petrolíferos


Aromáticos

Cadenas de Petroquímicos

Propileno

Cadena de Gas



Comercialización

Importación


Metano, Etano

Metano

Etano

Transp, Dist,

Almac, Comerc.


Crudo

•Realizar actividades en exploración y explotación en contratos

•Realizar oleoductos y gasoductos

•Importar crudo y procesarlo; participar en toda la cadena

•Importar petrolíferos (a partir de 2017) y transportarlos a los centros de consumo, realizar actividades de transporte, distribución, almacenamiento, reparto y comercialización

•Realizar actividades en refinación de crudo, transporte y distribución, almacenamiento y reparto y comercialización (marcas distintas a la de PEMEX a partir de 2016)

•Comprar al Estado hidrocarburos para continuar proceso en la cadena o exportarlo, el total de la producción de hidrocarburos se entregan al Estado


7

Cadena de Crudo

Naftas, Propileno

AromáticosCadenas de

Petroquímicos Propileno

Cadena de Gas

Metano

Etano

Transporte, Distribución,

Almacenamiento, Comercialización

Metano, Etano



Comercialización

Importación

Crudo Petrolíferos




Comercialización

Importación



•Realizar actividades en petroquímica, transporte y distribución, almacenamiento y reparto y comercialización



8

Cadena de Crudo

Cadenas de Petroquímicos

Cadena de Gas

Importación


Metano, Etano



ComercializaciónExploración y

Producción



Comercialización

Importación

Crudo Petrolíferos

NaftasPropileno

Aromáticos

Propileno

Metano

Etano

Transp, Dist,

Almac, Comerc.


•Procesar gas natural, realizar actividades de transporte o distribución, almacenamiento y reparto y comercialización de gas natural y líquidos

•Procesar gas natural comprando el gas producido en México para la venta de gas y líquidos a terceros, o en la cadena petroquímica

Importar gas húmedo o gas seco o GNL



9

Reforma Energética: Transformación hacia la competencia

• El crudo y el gas son propiedad de la

nación

• El sector de hidrocarburos es

estratégico

• El Estado realiza las actividades de

exploración y producción a través de

PEMEX

• Sólo PEMEX lleva a cabo actividades

de exploración, desarrollo y

explotación de hidrocarburos

• Se celebran contratos de servicios y

producción

Antes de diciembre de 2013

• El crudo y el gas son propiedad de la

nación

• El sector de hidrocarburos es

estratégico

• El Estado ejecuta la exploración y

explotación de los hidrocarburos a

través de asignaciones y contratos

con empresas nacionales y terceros

• Las compañías nacionales pueden

contratar a terceros

• PEMEX evoluciona para ser una

compañía nacional que opera bajo

reglas más similares a las de una

empresa privada

• Existe una variedad de contratos

que va desde el riesgo cero hasta

riesgo total

Después de diciembre de 2013

10

Nuevos actores o con mandato ampliado

CENAGAS

Terceros nacionales e internacionales

http://www.asea.gob.mx/

http://www.asea.gob.mx/

11

Implantación de a Reforma Energética en resumen

26Reglamentos y

Ordenamientos

CRE

CNH

Se

Expidieron

Se

Transformaron

PEMEX

CFE

Se

Fortalecieron

Se

Crearon

ASEA

CENACE

CENAGAS

FONDO

MEXICANO DEL

PETRÓLEO

Fuente: Avances en la implantación de la Reforma Energética, Lic. Pedro Joaquín Coldwell, Marzo de 2015

12

Se crearon

3 fondos

Desarrollo de Proveedores y

Contratistas Nacionales

SENER-NAFIN

Para Proyectos de Producción de Hidrocarburos

Servicio Universal Eléctrico

(Electrificación Rural y Urbano-marginal)

Medición del Contenido Nacional Se emitió la Metodología para la Industria de los Hidrocarburos


Implantación de a Reforma Energética en resumen (continuación)

Programa Estratégico para la Formación de Recursos

Humanos

13

Reforma Energética: Financiamiento de Investigación y Desarrollo Tecnológico

Ley de

Hidrocarburos

Los recursos para la IDT serán destinados a

los fondos sectoriales a través del Fondo

Mexicano del Petróleo

14

El IMP se refunda a través de un nuevo Decreto de Creación que le garantiza una mayor autonomía en su gestión y operación

Organismo descentralizado de interés público y

de carácter preponderantemente técnico,

educativo y cultural, con personalidad jurídica y

patrimonio propios

El Instituto está sujeto a lo establecido la Ley

Federal de las Entidades Paraestatales

Organismo público descentralizado de la

Administración Pública Federal con personalidad

jurídica y patrimonio propios, autonomía de

decisión técnica, operativa y administrativa,

sectorizado a la Secretaría de Energía

El Instituto está sujeto a lo establecido en la Ley

de Ciencia y Tecnología; el nuevo Decreto; su

Estatuto Orgánico; su Manual de Organización

General y demás disposiciones jurídicas aplicables

y sólo se aplicará supletoriamente la Ley

Federal de las Entidades Paraestatales, siempre

y cuando sea para fortalecer su autonomía

técnica, operativa y administrativa

Anterior Decreto 26 de agosto de 1965

Nuevo Decreto 31 de octubre de 2014

15

El Decreto incorpora de forma explícita el escalamiento de procesos y productos para su comercialización a nivel nacional e internacional

Objeto: Investigación y el desarrollo

tecnológicos requeridos por las industrias

petrolera, petroquímica y química, la

prestación de servicios técnicos a las

mismas, la comercialización de productos y

servicios tecnológicos resultantes de la

investigación, así como la formación de

recursos humanos altamente especializados

en las áreas de su actividad:

g) Las actividades necesarias para llevar

los desarrollos tecnológicos propios

hasta un nivel de industrialización,

mientras dure la etapa de

experimentación y perfeccionamientos

de los procesos y productos

n) La formación de especialistas,

maestros, doctores e investigadores en

las áreas de su actividad

Objeto: Realizar investigaciones, el desarrollo

tecnológico, la innovación, el escalamiento de

procesos y productos, la prestación de servicios

tecnológicos orientados a optimizar los procesos

de producción y transformación, tanto en

exploración y extracción como en la transformación

industrial y comercialización nacional e

internacional de sus resultados en el sector

hidrocarburos, así como la capacitación

especializada en las áreas de su actividad:

g) Las actividades necesarias para llevar los

desarrollos tecnológicos propios hasta un

nivel de industrialización, incluyendo el

escalamiento de procesos y productos

n) La formación de especialistas e

investigadores



16

Los cambios en la conformación del Consejo de Administración responden al nuevo enfoque de diversificación de la base de clientes

Consejo Directivo integrado por 14 vocales y un

presidente:

Director General de PEMEX (Presidente)

Un representante de la SENER

Cinco representantes de PEMEX

Un representante de la SEMARNAT

Un representante de la SHCP

Un representante de la UNAM

Un representante del IPN

Un representante de la UAM

Un representante del CONACyT

Dos consejeros independientes designados por el

Secretario de Energía

El Consejo de Administración se integrará por diez

consejeros:

Secretario de Energía (Presidente)

Un representante de la SHCP

Un representante de la SEMARNAT

Un representante de PEMEX

Un representante de la UNAM

Un representante del IPN

Un representante de la UAM

Un representante del CONACyT

Dos consejeros independientes designados por el

Titular del Ejecutivo Federal



17







18

1. Competitividad

2. Transformación

3. Soluciones: aplicación práctica de investigación y desarrollo tecnológico

19

Organismos Reguladores: Implicaciones técnicas y tecnológicas

Formación de cuadros

Desarrollo de lineamientos

técnicos y tecnológicos

Monitoreo tecnológico

Generación de información

técnica

Solución de controversias técnológicas

Patrocinio de nuevas áreas de

conocimiento

20

PEMEX se convierte en una empresa productiva del Estado

Se deslinda a PEMEX de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales

En materia de adquisiciones y obra pública aplicará su propia Ley

Tiene máximo dos años para transformarse de un organismo descentralizado auna empresa pública productiva

PEMEX recibirá del Estado asignaciones con derecho a celebrar contratos conterceros

PEMEX, hoy y en el futuro, o cualquier otra empresa con un contrato con elEstado, podrá reportar en sus estados financieros los beneficios esperados dedichos contratos, sin embargo, las reservas pertenecen a la Nación.

Para mantener sus asignaciones, PEMEX requerirá demostrar su capacidadtécnica, financiera y de ejecución

Llevará a cabo investigación y desarrollo tecnológicos, comercialización de

productos y servicios tecnológicos, así como la formación de recursos

humanos altamente especializados, que podrá realizar directamente, a través

del IMP o de cualquier tercero especializado

PEMEX: autonomía técnica, operativa y de gestión

21

Oportunidades para Pemex

Acercarse a nuevas tecnologías

Promover alianzas

Desarrollar a la industria y a sus proveedores

Ser el referente de la industria

Transformarse

22

Crear cultura

de alto

desempeño

Transformación de Pemex

Cumplimiento

de metas

operativas

Enfoque a

creación de

valor

TRANSFORMACIÓN

Enfocar

portafolio

de negocios a

negocios basado

en la gestión por

procesos

Implementar

modelo de

Implementar

un sistema

para la

administración

de la excelencia

operativa

Ejes

de

Acción

las actividades

sustantivas

y de alta

rentabilidad

23

El balance financiero consolidado de PEMEX se deteriora en la medida enque el precio de referencia del crudo disminuye, y mejora cuando el peso sedeprecia frente al dólar.

Se estima un deterioro de 2MMM$ en el balancefinanciero por cada dólar quebaje el precio de la mezclamexicana de exportación.

Precio mezcla mexicana (USD/b)

Producción de crudo: 2,400 mbd

-10

-20

-30

-40

-50

-60

-70

-80

-90

45.0070.00 65.00 60.00 55.00 50.0075.00

Deterioro en Balance

Financiero(MMM$)

Tipo de cambio: 13.40 MXN/USD

Tipo de cambio:14.00 MXN/USD

LIF79.00

10

0

20

Gran implicación: Control por balance financiero

ESTIMADO, NO OFICIAL

24

Implicación para tecnología: mayor enfoque en aplicación

Aguas arriba

Aguas abajo

Factores de desarrollo

Factores tecnológicos

• Reducción del riesgo exploratorio

• Campos no convencionales

• Campos maduros

• Incremento del factor de recuperación

• Crecimiento acelerado de la demanda

• Combustibles limpios

• Mejoras a las cadenas petroquímicas del etileno y

propileno en mercados competitivos

Costo – efectivo

Reducción del riesgo

Oportunidad

Bienes de

consumoFarmacéutica TIC E&P

Años0 5 10 15 20 25 30

Escalamiento y prueba

industrial: cuellos de botella

para la introducción de la

tecnología al mercado

Se requiere acelerar los ciclos de desarrollo, escalamiento y comercialización / masificación

25

Implicaciones en ciencia y tecnología

1. Reglas de contenido nacional, que incluye tecnología

2. Nuevos participantes con poder económico y mayor acceso a tecnologías

3. Tecnología y capacidad de ejecución como fuente competitiva

4. Mayor interés por tecnología e investigación y desarrollo con claro y

evidente potencial de aplicación

5. Protección intelectual como elemento de competitividad

6. Expectativa de nuevas fuentes de financiamiento

26

Lograr el acceso, incorporación y utilización eficiente de tecnologías especializadas en la cadena de valor de PEMEX, implementando y liderando en la empresa un proceso de gestión tecnológica que identifique las tecnologías que es necesario adquirir o desarrollar a través de investigación y desarrollo tecnológico para atender sus necesidades tecnológicas

El Instituto tiene por objeto predominante realizar investigaciones, el desarrollo tecnológico, la innovación, el escalamiento de procesos y productos, la prestación de servicios tecnológicos orientados a optimizar los procesos de producción y transformación, tanto en exploración y extracción como en la transformación industrial y comercialización nacional e internacional de sus resultados en el sector hidrocarburos, así como la capacitación especializada en las áreas de su actividad, mediante:a) La investigación científica básica y aplicada;b) El desarrollo de disciplinas de investigación básica aplicada;c) El desarrollo de nuevas tecnologías y procesos;…

DCIDT IMP

De las 29 funciones de la DCIDT consideradas en el comparativo de Estatutos, se identifican 15 funciones complementarias, 14 exclusivas y ninguna de las funciones se

identificó como duplicada.

Cambio de estructura en PEMEX: Nueva Dirección Corporativa de Investigación y Desarrollo Tecnológico

27

• La Reforma Energética es uno de los cambios más importantes en

nuestra historia, cambia todas las interacciones y formas de

generación de valor del sector de petróleo y gas en México.

• El principal cambio de paradigma es que todos en el sector, no sólo

PEMEX, enfrentaremos COMPETENCIA en las diversas actividades que

realizamos

• Todas las instituciones, existentes y de nueva creación, nos estamos

transformando para aprovechar los beneficios de la Reforma

Energética

• Para ello es necesario fortalecer la competitividad de toda la

cadena productiva, a través de orientación de investigación y

desarrollo tecnológico que genere valor económico

En síntesis…

28







29

• Producción cercana a 2.5 millones de barriles diarios en los siguientes 20 años

Ronda Cero

• Primera convocatoria: Inversión de 16 MM dólares en 5 años y creación de 168 mil empleos totales (45 mil directos)

Ronda Uno

• La orientación de la investigación y desarrollo tecnológico que genere valor

económico está dada por los retos tecnológicos que implican las condiciones de los

yacimientos y los campos petroleros.

• Los participantes que enfrentarán estos retos se están determinando en las rondas cero y uno.

A principios de marzo:• 31 compañías pagaron

su ingreso al cuarto de datos

• 23 ya se habían inscrito a la licitación

• Pemex también participa


Orientación de las soluciones tecnológicas de alto valor económico

30

Campos en aguas someras y

aceites extrapesados

• KMZ

• Cantarell

• Ayatsil Tekel

• Ayín

• Tsimin Xux

Campos en aguas profundas

• Cinturón Plegado Perdido

• Holok y Han

Campos no convencionales

• Anhélido

• Garza

• Tantocob

• Puchut

Campos terrestres

• Burgos y Sabinas

• Ébano-Pánuco-Faja de Oro-

Chicontepec

• Jujo Tecominoacán-Bellota

Ronda Cero: PEMEX garantizado como participante de gran relevancia

1. Se asignó el 83% de las reservas 2P (probadas y probables)

2. Se asignó el 21% de los recursos prospectivos

31

Retos tecnológicos de los campos asociados con la Ronda Cero

Re

tos

te

cn

oló

gic

os

• Procesos de

recuperación

secundaria y

mejorada para YNF y

de crudo pesado

• Caracterización y

modelado estático y

dinámico de YNF

• Optimizar el

comportamiento de

operación de equipo

BEC en crudos extra-

pesados

• Mantenimiento de la

presión en el

yacimiento

• Control de agua y gas

• Caracterización y

modelado estático y

dinámico de

yacimientos de

arenas y turbidíticos

• Mejoramiento de la

imagen del subsuelo

• Caracterización de

los peligros

naturales, de los

hidrocarburos y del

comportamiento de

equipos y sistemas

• Desarrollo e

implementación de

sistemas de control

submarino

• Mejorar la productividad

de los pozos

horizontales

• Evaluar los recursos

potenciales por la

explotación de

yacimientos en lutitas

gasíferas y aceitíferas

• Desarrollo de cementos

y cementaciones,

diseños especiales de

aparejos de fondo y

barrenas

11,374

8,819

397

7,472

5,913

4,8373,904

Aguas someras Terrestres Aguas profundas No convencional

Ronda cero (mmbpce)

Reserva 2P

Recurso prospectivo

32

Objetivos de explotación

Campos:

• Cuencas de Sabinas y Tampico-

Misantla.

• Aceite Terciario del Golfo

• Alak, Kach, Tson y Kastelán,

Retos tecnológicos:

• Caracterización de

yacimientos no

convencionales.

• Procesamiento sísmico

especial.

• Tectónica salina.

• Modelado geológico-

geoquímico.

• Mejoramiento de la imagen del

subsuelo.

• Perforación y terminación de

pozos no convencionales.

• Producción y manejo de

crudos pesados y

extrapesados.

• Sistemas artificiales de

producción.

• Control de arenas y

depositación de orgánicos e

inorgánicos.

• Instalaciones submarinas y

flotantes.

• Tecnologías para incrementar

la producción de petróleo y

gas natural en el corto plazo.

En la Ronda Uno se licitarán 169 bloques (109 de

exploración y 60 campos de extracción.

Las reservas 2P y recursos prospectivos a licitar

representan un volumen de 3,882 y 14,606

Mmbpce respectivamente.

Se espera que estos proyectos representen inversiones anuales por

aproximadamente $8,525 millones de dólares, entre 2015 y 2018

Ejemplos de retos tecnológicos de los campos asociados con la Ronda Uno

33

Enfoque a retos

tecnológicos

Patrocinio de

operador

Proceso sistemático

Cartera balanceada

Escalamiento y

masificación

Mejores prácticas para aplicación de investigación y desarrollo con propósito de generación de valor

34







35

• Alineación a los objetivos de negocio asociados a los retos

tecnológicos

• Viabilidad técnica y financiera

• Identificación y cuantificación de la generación de valor

potencial

• Continuidad en la cadena de valor para aprovechar la

infraestructura y capacidad de investigación y desarrollo del

IMP.

• Romper la dependencia tecnológica de otras empresas para

fortalecer la posición estratégica del IMP, estableciendo marcos

de colaboración competitivos bajo esquemas ganar – ganar.

• Reducir el nivel de riesgo e incertidumbre para la aplicación de

innovaciones tecnológicas, estableciendo esquemas apropiados

de escalamiento que permitan asegurar el desempeño de las

tecnologías desarrolladas por el IMP.

• Fortalecer esquemas que permitan conservar el liderazgo de la

administración de la propiedad intelectual.

Existen diversos factores que se consideran para seleccionar los proyectos de investigación y desarrollo en el IMP

Principales

factores de éxito

para la

aplicación de los

resultados de la

IDT

36

El proceso de innovación integra el escalamiento y comercialización de soluciones de valor para la industria petrolera

• Proyectos de IDT orientados

a la atención de los retos

tecnológicos de PEMEX

• Alineados al Plan de

Negocios del IMP y al

Programa Estratégico

Tecnológico de PEMEX

• Enfocados a atender procesos

de aguas arriba y aguas abajo

• Cartera de proyectos

equilibrada

• Proyectos de alto valor

• Empaquetamiento de

desarrollo de productos

• Protocolos de vinculación

técnica y comercial

• Transferencia de tecnología

de nuevos productos

• Prototipos y pruebas a nivel

industrial de los resultados de

IDT

• Estrategias comerciales

• Estudios de mercado y

competitividad

• Posicionamiento tecnológico

de los productos y servicios

• Esquemas de promoción de

productos y servicios de alto

valor

Comercialización de productos y servicios

EscalamientoInvestigación

Gestión de recursos humanos

Soporte administrativo, laboratorios, tecnologías de la información (TI)

Orientará la generación de un portafolio de proyectos de IDT equilibrado para la solución de los retos tecnológicos de la industria

37

EscalamientoInvestigación

Las direcciones de investigación y de tecnología de producto están soportadas en 16 gerencias que atienden la cadena de valor de los HC

Dirección de Investigación en Exploración y Producción

Geología predictiva

Geofísica cuantitativa

Ingeniería de yacimientos

Ingeniería de recuperación adicional

Perforación y terminación

Herramientas y sistemas para pozos e instalaciones

Dirección de Investigación en Transformación de Hidrocarburos

Refinación de hidrocarburos

Separación de hidrocarburos

Desarrollo de materiales y productos químicos

Transformación de biomasa

Ductos y materiales

Eficiencia energética y sustentabilidad

Dirección de Tecnología de Producto

Productos para la Exploración

Productos para el Desarrollo y Explotación

Productos para la Transformación de Crudo

Productos para la Transformación de Gas

38

Los proyectos de IDT se gestionan mediante la filosofía de etapas y compuertas

Tipo de proyecto (Ruta) Etapas y Compuertas

Investigación Básica

OrientadaInvestigación (única etapa)

Desarrollo de

producto

Genera

Tecnología

Valida

Tecnología

Empaqueta

Tecnología

Transfiere

Tecnología

Asimilación de

Tecnología

Asimila

Tecnología

Valida

Tecnología

Empaqueta

Tecnología

Transfiere

Tecnología

Escalamiento de

Producto

Genera

Tecnología

Valida

Tecnología

Empaqueta

Tecnología

Transfiere

Tecnologíac c

• Cada etapa consta de un conjunto de actividades, las cuales son evaluadas en las compuertas

correspondientes.

• El número de etapas dependen del tipo de proyecto.

• El proceso es flexible, un proyecto de IDT , dependiendo de su naturaleza, puede iniciar en

cualquier ruta de IDT y etapa.

• Se incorporó una nueva ruta de “Escalamiento de Producto”, debido a los nuevos proyectos de

escalamiento (proyectos H), que llevará a cabo la nueva Dirección de Tecnología de Producto

39

Tipo de

proyectoEquilibrio

Meta

anualCierre

IBO 15% 15% 16%

AT 15% 9% 3%

DP 70% 76% 81%

Portafolio de proyectos de IDT 2014

40

Proyectos de investigación al cierre de 2014

Objetivos de Negocio

Objetivos de Negocio

41

De los proyectos de IDT en ejecución en 2014, destaca por su inversión plurianual los que se financian a través del FSCSH con el 82%

42







43

1. Proyecto integral de exploración de yacimientos no convencionales asociados

a lutitas

2. Mejoramiento de imágenes del subsuelo

3. Inversión petrofísica para formaciones carbonatadas de doble porosidad

4. Agentes químicos espumantes para propiciar incremento de producción

5. Sistemas gelantes para control de agua

6. Compuestos químicos anti-incrustantes

7. Mejorador de patrón de flujo

8. Técnicas de visualización para interpretar información de campo

9. Integridad física de ductos a través de inspección electromagnética superficial

10.Control de corrosión a través de inhibidores

Casos de éxito aplicados

4444

Adquisición, procesado

e interpretación sísmica

3D-3C

Evaluación de

recursos potenciales

shale gas/oil

Definición de áreas

prospectivas con

mejores condiciones

a desarrollar

Diseño de

perforación y

terminación de

pozos

Proyecto sustentable: Estudio de impacto ambiental y social

Inversión azimutal Relación de Poisson Producción de aceite/gas Pozo horizontal

Actualmente está en ejecución un proyecto integral de exploración de yacimientos no convencionales asociados a lutitas

4545

0 20 Km

Area de Limonaria, parte N del Edo. de Veracruz (Cuenca Tampico-Misantla)

El área de Limonaria ocupa 1500 Km2, se localiza al N del Edo. de Veracruz en la Cuenca Tampico-Misantla

46

Formación Pimienta

46

Formación Tamaulipas Inferior

Formación San Felipe Formación Agua Nueva

Formación Tamaulipas Superior

Formación Méndez

Configuración sísmica de cimas de Fm. Pimienta-unidades del Cretácico

Se realizó la interpretación sísmica de los horizontes del Jurásico Superior y Cretácico del área de Limonaria

4747

Las muestras de afloramiento de la Fm. Pimienta en la Hidroeléctrica de Mazatepec, Pue. contienen porosidad en cantidades importantes

Muestra

JSP-46 Muestra

JSP-47

Muestra

JSP-52

Muestra

JSP-59

Imágenes MEB

de Fm. Pimienta

(Tithoniano) Rio Apulco(Mazatepec, Pue.)

4848

NW SE9 km

Horizontes interpretados

Fm. La Casita

Fm. Hosston

Fm. Padilla

Fm. Cupido

Fm. La Peña

Fm. Buda

Fm. Eagle Ford Inferior

Fm. Eagle Ford Superior

Fm. Austin Chalk

Fm. Olmos

XLine 500

Interpretación sísmica de cimas de unidades Cretácicas y del Jurásico en el cubo Olmos

El área de Galaxia ocupa 1200 Km2, se localiza al N del Edo. de Coahuila en la parte más NW de la Cuenca Burgos

4949

Fm. OlmosFm. Austin Chalk

Fm. La Casita Fm. Hosston Fm. Padilla Fm. Cupido Fm. La Peña

Fm. BudaFm. Eagle Ford

InferiorFm. Eagle Ford

Superior

Avances de superficies interpretadas en el área de Galaxia

Se tiene la interpretación sísmica de los horizontes del Jurásico Superior y Cretácico del área de Galaxia

5050

Muestra KEF-2 Muestra KEF-5Muestra KEF-13

Muestra KEF-3Muestra KEF-13Muestra KEF-7

Imágenes de MEB de muestras de afloramientos de la Fm. Eagle Ford en Coahuila

Las muestras de afloramientos de la Fm. Eagle Ford en N de Coahuila presentan porosidad significativa

51

Antecedentes:

• Para mejorar las imágenes

sísmicas del subsuelo en áreas de

tectónica salina y/o arcillosa, se

integran tecnologías geológico-

geofísicas para mejorar los

modelos de velocidad a nivel

regional, semidetalle y detalle en

áreas estratégicas.

• Se utilizan magnetometría,

gravimetría y gradiometría de alta

resolución validadas con modelado

geológico a través del balanceo,

restauración de secciones y

modelado analógico en una mesa

mecatrónica de deformación de

última generación.

• El resultado es imágenes del

subsuelo en profundidad con

resolución mejorada, lo cual reduce

la incertidumbre en la toma de

decisiones en actividades de

exploración.

51

L1

• Problemática: En el Golfo de México Norte hay

provincias geológicas estructuralmente complejas debido

a tectonismo salino y arcilloso. Esto causa problemas

serios de visualización sísmica debido a la pobre

iluminación por debajo y alrededor de los cuerpos salinos

o arcillosos. Se requiere la integración de tecnologías

para la mejora de las imágenes sísmicas del subsuelo.

La integración geofísica-geológica es una alternativa para el mejoramiento de las imágenes del subsuelo en profundidad en regiones con geología compleja

52

Aplicaciones:

• El cubo Aquila 3D en la parte norte del

Golfo de México, se seleccionó un

subvolumen sísmico prioritario para

aplicar las tecnologías geológicas y

geofísicas orientadas a la mejora de la

imagen sísmica del subsuelo.

• Adquisición gradiométrica de alta

resolución en la zona de estudio

• Integración del modelado 3D directo e

inverso con datos potenciales

(gravimetría, gradiometría y

magnetometría) y migración sísmica

PSDM, para construir y refinar

iterativamente el modelo de

velocidades.

• Validación de cada modelo para cada

interacción mediante técnicas

avanzadas de interpretación sísmica,

balanceo y restauración de los perfiles

interpretados y modelado analógico en

caja de arena.

52

La integración geofísica-geológica se ha aplicado en regiones con tectónica mixta salina-arcillosa, en aguas profundas del Golfo de México Norte

53

La tecnología se ha aplicado con éxito en la Región Norte (Cubo Aquila) y en la

Cuenca Salina del Istmo (Cubo Yaxiltún)

53

Aplicaciones:

• Note la mejor

resolución en un

ejemplo de la

Cuenca Salina del

Istmo.

• Reducción en el

riesgo exploratorio

en prospectos

asociados a

tectonismo salino y

arcilloso.

54

Antecedentes:

La Inversión Petrofísica es un método

avanzado de interpretación de los

registros geofísicos de pozo para

formaciones carbonatadas fracturadas

y vugulares que permite:

• Separar y determinar

cuantitativamente porosidad de

deferentes tipos: matriz, fracturas

y/o vúgulos.

• Evaluar la conectividad de sistemas

de poros y estimar la porosidad

conectada (porosidad de fractura).

• Determinar volúmenes de caliza,

dolomía y arcilla.

• Determinar la saturación de aceite

inicial y predecir la saturación de

aceite remanente en diferentes

sistemas de poros.

• Determinar los módulos elásticos y

parámetros mecánicos de

formación.

Inversión Petrofísica es un método avanzado de caracterización de formaciones carbonatadas de doble porosidad

• Caracterización petrofísica

usando sólo la porosidad total

(Ley de Archie): no es posible

estimar porosidades de

diferentes tipos (matriz, fracturas

y vúgulos).

Predicción de la permeabilidad:

técnicas tradicionales usan la

porosidad total y no consideran la

conectividad de poros.

• Determinación de saturaciones

de aceite inicial y residual: la

aplicación de la Ley de Archie

resulta en estimación de

saturación incorrecta, ya que no

considera la existencia de

sistemas de poros secundarios

(fracturas o vúgulos) y su

conectividad.

Problemática: caracterización de formaciones heterogéneas

con diferentes tipos de porosidad (YNF)

54

1

10

100

1000

10000

0.01 0.1 1

Total porosity

Fo

rma

tio

nfa

cto

r

1

10

100

1000

10000

0.01 0.1 1

Total porosity

Fo

rma

tio

nfa

cto

r

y=402.05x0.202

y=433.85x

0.302

y=513.18x0.489

F=-2

y=1.18x-1.46

Porosidad total

Fact

or

de

form

ació

n

0.0001

0.001

0.01

0.1

0.1 1

Total Saturation

Eff

ecti

ve C

on

du

cti

vit

y 0.0078

0.720.530.400.30

1

2

3

4

Saturación total de agua

Co

nd

uct

ivid

ad e

léct

rica

Ley de Archie m=n=2

Vúgulos

Fracturas

55

Aplicaciones:

• La Inversión Petrofísica fue

aplicada en Activos Integral

Litoral de Tabasco (campo May),

Ku-Maloob-Zaap y Región Marina

Noreste. Se realizó en 90 pozos y

permitió:

o Mejorar la caracterización

estática de yacimientos

carbonatados:

microestructura del espacio

poroso y separación de

tipos de porosidades

(matriz, fracturas y vúgulos).

o Evaluar correctamente los

volúmenes de hidrocarburos

El enfoque de la técnica es mejorar la caracterización de YNF a través de modelo petrofísico adecuado e inversión conjunta de registros de propiedades físicas

Fuente: Equipo Regional de Confiabilidad de Ductos e Instalaciones PEP Región Sur - 2014

55

10000

9960

9920

9880

9840

9800

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8640

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8520

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8120

8080

8040

8000

7960

7920

7880

7840

7800

7760

7720

7680

7640

7600

7560

7520

7480

7440

7400

7360

7320

7280

7240

7200

7160

7120

7080

7040

7000

6960

6920

6880

6840

6800

6760

6720

6680

6640

6600

6560

6520

6480

6440

6400

6360

6320

6280

6240

6200

6160

6120

6080

6040

6000

5960

5920

5880

5840

5800

5760

5720

5680

5640

5600

5560

5520

5480

5440

5400

5360

5320

5280

5240

5200

5160

5120

5080

5040

5000

4960

4920

4880

4840

4800

4760

4720

4680

4640

4600

4560

4520

4480

4440

4400

4360

4320

4280

4240

4200

4160

4120

4080

4040

4000

3960

3920

3880

3840

3800

3760

3720

3680

3640

3600

3560

3520

3480

3440

3400

3360

3320

3280

3240

3200

3160

3120

3080

3040

3000

2960

2920

2880

2840

2800

2760

2720

2680

2640

2600

2560

2520

2480

2440

2400

2360

2320

2280

2240

2200

2160

2120

2080

2040

2000

1960

1920

1880

1840

1800

1760

1720

1680

1640

1600

1560

1520

1480

1440

1400

1360

1320

1280

1240

1200

1160

1120

1080

1040

1000

960

920

880

840

800

760

720

680

640

600

560

520

480

440

400

360

320

280

240

200

160

120

80

40

0

10000

9960

9920

9880

9840

9800

9760

9720

9680

9640

9600

9560

9520

9480

9440

9400

9360

9320

9280

9240

9200

9160

9120

9080

9040

9000

8960

8920

8880

8840

8800

8760

8720

8680

8640

8600

8560

8520

8480

8440

8400

8360

8320

8280

8240

8200

8160

8120

8080

8040

8000

7960

7920

7880

7840

7800

7760

7720

7680

7640

7600

7560

7520

7480

7440

7400

7360

7320

7280

7240

7200

7160

7120

7080

7040

7000

6960

6920

6880

6840

6800

6760

6720

6680

6640

6600

6560

6520

6480

6440

6400

6360

6320

6280

6240

6200

6160

6120

6080

6040

6000

5960

5920

5880

5840

5800

5760

5720

5680

5640

5600

5560

5520

5480

5440

5400

5360

5320

5280

5240

5200

5160

5120

5080

5040

5000

4960

4920

4880

4840

4800

4760

4720

4680

4640

4600

4560

4520

4480

4440

4400

4360

4320

4280

4240

4200

4160

4120

4080

4040

4000

3960

3920

3880

3840

3800

3760

3720

3680

3640

3600

3560

3520

3480

3440

3400

3360

3320

3280

3240

3200

3160

3120

3080

3040

3000

2960

2920

2880

2840

2800

2760

2720

2680

2640

2600

2560

2520

2480

2440

2400

2360

2320

2280

2240

2200

2160

2120

2080

2040

2000

1960

1920

1880

1840

1800

1760

1720

1680

1640

1600

1560

1520

1480

1440

1400

1360

1320

1280

1240

1200

1160

1120

1080

1040

1000

960

920

880

840

800

760

720

680

640

600

560

520

480

440

400

360

320

280

240

200

160

120

80

40

0

10000

9960

9920

9880

9840

9800

9760

9720

9680

9640

9600

9560

9520

9480

9440

9400

9360

9320

9280

9240

9200

9160

9120

9080

9040

9000

8960

8920

8880

8840

8800

8760

8720

8680

8640

8600

8560

8520

8480

8440

8400

8360

8320

8280

8240

8200

8160

8120

8080

8040

8000

7960

7920

7880

7840

7800

7760

7720

7680

7640

7600

7560

7520

7480

7440

7400

7360

7320

7280

7240

7200

7160

7120

7080

7040

7000

6960

6920

6880

6840

6800

6760

6720

6680

6640

6600

6560

6520

6480

6440

6400

6360

6320

6280

6240

6200

6160

6120

6080

6040

6000

5960

5920

5880

5840

5800

5760

5720

5680

5640

5600

5560

5520

5480

5440

5400

5360

5320

5280

5240

5200

5160

5120

5080

5040

5000

4960

4920

4880

4840

4800

4760

4720

4680

4640

4600

4560

4520

4480

4440

4400

4360

4320

4280

4240

4200

4160

4120

4080

4040

4000

3960

3920

3880

3840

3800

3760

3720

3680

3640

3600

3560

3520

3480

3440

3400

3360

3320

3280

3240

3200

3160

3120

3080

3040

3000

2960

2920

2880

2840

2800

2760

2720

2680

2640

2600

2560

2520

2480

2440

2400

2360

2320

2280

2240

2200

2160

2120

2080

2040

2000

1960

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1640

1600

1560

1520

1480

1440

1400

1360

1320

1280

1240

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1120

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1040

1000

960

920

880

840

800

760

720

680

640

600

560

520

480

440

400

360

320

280

240

200

160

120

80

40

0

BTP-KS

KM

< 0.001

0.001-0.01

0.01 - 0.05

0.05 - 0.1

0.1 - 0.5

0.5 - 2

2 - 20

20 - 100

> 100

Porosidad de matriz

Arcilla

Porosidad secundaria

Arcilla

Dolomía

Caliza

Porosidad de matriz

Porosidad secundaria

Porosidad de fractura

Porosidad secundaria conectada

Porosidad de mtariz-vúgulo

Porosidad de fracturaminimuma

Porosidad de fracturamaximuma

Porosidad de mtariz-vúgulo

21

16

11

6

CALI

errores

1.0

0.5

0.0

-0.5

-1.0

PS1

0.3

0.2

0.1

0.0

0.1

0

0.0

5

0.0

0

0.8

0

0.6

0

0.4

0

0.2

0

0.0

0

-0.2

0

Perc1

0.8

0

0.6

0

0.4

0

0.2

0

0.0

0

-0.2

0

10

0

75

50

25

0

Gamma

12

0

10

0

80

60

40

20

DTP

10

00

0

10

00

10

0

10

1

MSFL/LLD

2.8

2.6

2.4

2.2

2.0

RHOB

0.4

0

0.2

5

0.1

0

-0.0

5

Perc2

28

0

24

0

20

0

16

0

12

0

80

DTS

10

00

80

0

60

0

40

0

20

0

0

K, Mu

M438(1) 02.10.07

PS2

0.3

0.2

0.1

0.0

Inversión Petrofísica

Densidad de fracturasLitología Porosidad

43210 1.0

0

0.7

5

0.5

0

0.2

5

0.0

0

1.0

0

0.7

5

0.5

0

0.2

5

0.0

0

Intervalode variación(min / max)

Porosidad de fractura/Porosidad de matriz-vúgulo

versión básica

Porosidad de matriz

Porosidad de fracturas

Litología

Porosidad de vúgulos

Porosidad conectada

Módulos elásticos

Registros de pozo

Campos May, Ku- Maloob-Zaap, Abkatún

56

Aplicaciones:

• F.30629 “Aplicación de la tecnología

de vanguardia y procesamiento de

registros en la interpretación y

caracterización de yacimientos de los

campos del Activo Integral Litoral de

Tabasco”.

• F.30700 “Asistencia especializada en

la elaboración de modelos

geológicos-petrofísicos en los campos

Ku-Maloob-Zaap”.

• F. 30811 “Estimación de la saturación

remanente de aceite en yacimientos

de la Región Marina Noreste”.

• F.30845 “Análisis cualitativo y

cuantitativo de fracturas y modelo de

permeabilidad de los yacimientos del

cretácico del activo integral Ku-

Maloob-Zaap”.

• F.33671 “Caracterización estática del

yacimiento Brecha cretácico superior

del campo Abkatún área H”.

Aplicación de Inversión Petrofísica realizada en los camposMay, Ku-Maloob-Zaap, Cantaell, Abkatun

56

▪ Predicción de

distribución de

permeabilidad

Distribución de la permeabilidad en el horizonte

BTP/KS (Campos Maloob y Zaap)

So inicial

So remanente

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

3845 3846 3847 3848 3849 3850 3851 3852 3853 3854 3855

Soi

Sor Comparación de So determinadas con Inversión

Petrofísica (línea verde – So inicial, línea roja – So

remanente) y datos de núcleos (puntos rojos)

• Determinación de saturación de aceite

remanente

57

Descripción:

• IMP-AMESUS (agentes químicos

espumantes modificadores de la

mojabilidad para ultra-alta salinidad)

es una tecnología para generar

espumas estables a alta temperatura

y alta dureza y salinidad.

o Genera espumas para controlar

la movilidad de fluidos en

fracturas y zonas de alta

conductividad.

o Modifica la mojabilidad de la

roca, para propiciar la expulsión

del aceite.

o Evita incrustaciones de sales

minerales, debido a la

incompatibilidad de aguas.

IMP-AMESUS es una serie de agentes químicos que generan espumas estables y garantizan la reducción de flujo de gas o agua a través del control de movilidad

Afloramiento de un YNF: los principales yacimientos

mexicanos son de este tipo.

Problemática: la tecnología surgió como una respuesta al

problema de incrementar la producción de aceite en los

pozos que presentan alta canalización de gas o de agua.

57

A. Moctezuma10 m

58

Capacidad

espumante en

sistema de

alta salinidad. Espuma

Salmuera

Control de

incrustaciones

minerales

Compatibilidad de

aguas: No se

forman

incrustaciones

Cambio de mojabilidad en roca

carbonatada

Roca carbonatada

saturada con aceite

El agente químico espumante IMP-AMESUS 1100 tiene propiedades para alterar la mojabilidad y es una opción para explotar los YNF

• El IMP cuenta con tecnología para generar

espumas que operar en sistemas de alta

temperatura, alta salindad y alta dureza, así como

controlando la precipitación de sales minerales.

• Surfactantes diseñados que permitan modificar la

mojabilidad y reducir la tensión interfacial

propiciando la expulsión del aceite de la roca.

• Aplicación exitosa en 3 pozos del Campo Jujo.

59

Descripción:

• El IMP tiene sistemas gelantes de

estabilidad mejorada para

condiciones de alta salinidad

(120,000 - 254,000 ppm) y alta

temperatura (130 a 145 °C).

Sistemas:

o GISATS-1000

o TERASAT-1000

o TERASAT -2000

• Esta tecnología se enfoca en

bloquear el avance de agua en YNF

que tienen un alto flujo fraccional.

o Se basa en un sistema químico

constituido por una

poliacrilamida y 2

entrecruzantes orgánicos.

Problemática:

El incremento en la producción de agua de formación

reduce la vida productiva de los pozos, minimizando la

recuperación neta de aceite por pozo perforado.

El IMP ha desarrollado sistemas gelantes que permiten controlar la invasión temprana de agua a condiciones de salinidad y temperatura extrema

59

Los costos de operación se incrementan debido al manejo y

disposición de agua producida.

60

• La evaluación experimental

muestra que los geles son

estables a condiciones de

ultra-alta salinidad (254,000

ppm) y alta T (145 °C).

• Se verificó la estabilidad

térmica de los geles en un

periodo de 6 meses a 130 °C

con resultados satisfactorios.

• En estado sólido, el polímero

presenta estabilidad por arriba

de 300° C de temperatura.

• Se desarrollo una prueba del

gel con agua de formación del

pozo Iride-2148 con 93,000

ppm y de la batería

Cunduacán con 84,000 ppm

de sólidos totales con

resultados exitosos

60

Los resultados experimentales muestran la formación del gel y su estabilidad a condiciones de alta temperatura y salinidad

IMP-GISATS-1000 @130°C y 120,000PM STD

Gel “Comercial”

Poliacrilamida + Cr3+

24 hrs @ 130°C y 120,000ppm STD

Polímero Imagen Polímero Imagen

35

37

36

38


6

27

9

33


6

27

9

33

IMP- TERASAT-1000 @ 130°C y 120,000 ppm STD

61

Antecedentes:

Se cuenta con una familia de

compuestos químicos con

propiedades anti-incrustantes

para altas salinidades, alta

dureza y alta temperatura

(200,000 ppm de sólidos totales,

dureza de carbonato de calcio de

50,000 ppm y temperaturas de

150 °C):

o ESIM-1000

o ESIM-2000

Esta tecnología se enfoca a

controlar de forma eficiente las

incrustaciones inorgánicas de

carbonato de calcio, sulfato de

calcio principalmente.

Actualmente se estudia su

aplicación a problemas de

depósitos de halita.

Problemática: La producción de hidrocarburos se ve interrumpida

por el taponamiento de las tuberías de producción. Incrementando

el mantenimiento de pozos.

El IMP ha desarrollado soluciones para reducir el problema de incrustaciones en las tubería de producción

61

Cristales precipitados en paredes de tubería

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=Pp6RZ7rux-LT9M&tbnid=5dVuXx8Iq2s-6M:&ved=0CAUQjRw&url=http://halliburtonblog.com/flow-assurance-and-scale-challenges-in-mature-fields/&ei=K5dmUv_cOobj2wWGioGYDA&bvm=bv.55123115,d.b2I&psig=AFQjCNHOa_SE3lsDXVjJMrR1Tv-ITxxW0Q&ust=1382541476261997

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=Pp6RZ7rux-LT9M&tbnid=5dVuXx8Iq2s-6M:&ved=0CAUQjRw&url=http://halliburtonblog.com/flow-assurance-and-scale-challenges-in-mature-fields/&ei=K5dmUv_cOobj2wWGioGYDA&bvm=bv.55123115,d.b2I&psig=AFQjCNHOa_SE3lsDXVjJMrR1Tv-ITxxW0Q&ust=1382541476261997

6262

Los inhibidores IMP deforman los cristales de los compuestos inorgánicos evitando su incrustación en las tuberías

Cristales de CaCO3 precipitados

SIN ADITIVO

Deformación de cristales CaCO3

en presencia del inhibidor

Cristales de halita precipitados

SIN ADITIVO

ESIM 2000

Deformación de cristales de halita en

presencia del inhibidor

ESIM 2000

Deformación de cristales CaSO4

en presencia del inhibidor

Cristales de CaSO4 precipitados

SIN ADITIVO

63

DescripciónAntecedentes:

• El Sistema Mejorador de Patrón de

Flujo Venturi (MPFV®) es tecnología

alternativa de solución a la declinación

de la producción de hidrocarburos

• Beneficios orientados a:

o Control de la producción de

agua y gas asociado

o Pozos de gas con problemas

de carga de líquidos

o Congelamiento de líneas

superficiales

o Administración de la energía de

yacimientos no convencionales

o Pozos con producción

inestable o intermitente.

El IMP desarrolló una solución para el control y optimización de la producción en pozos de aceite y gas: el MPFV®

Evita el congelamiento de líneas

Previene la formación de

hidratos

Controla la

producción de agua

Estabiliza el flujo y reducción de caídas de

presión en la tubería de producción

63

Problemáticas:

64

Aplicaciones:

El MPFV® (Venturi) se ha aplicado en

mas de 480 pozos en diversos Activos

de PEP:

• se instala y recupera en el fondo del

pozo con ayuda de la Unidad de

Línea de Acero (ULA).

• La falta de mantenimiento a un

pozo con MPFV® presenta un

factor de riesgo latente para futuras

intervenciones.

• Se incrementa en promedio 20% la

cuota de producción, por cada 5

pozos de gas con el empleo de

MPFV®, se evita perforar un pozo

nuevo.

• Con la reducción en la producción

de agua y perforación de pozos

minimiza los riesgos ambientales.

El MPFV® venturi aplicado en la recuperación de líquidos, incrementa la producción de gas y condensado

El último control de calidad se realiza

en el pozo

Operación conjunta ULA

Pemex - IMPDisponibilidad para diferentes diámetros

de tubería de producción

64

65

En un yacimiento no convencional el MPFV® (Venturi) permitió incrementar la recuperación en 4,653 barriles en 154 días de producción continua

Aplicación del MPFV®

(Venturi) en Chicontepec:

• Permitió incrementar la

producción recuperada en

4,653 barriles en 154 días de

producción continua.

• Cambió la tendencia de

declinación del pozo y a la

fecha el pozo sigue aportando

aceite.

• La expectativa de producción

acumulada incrementó mas de

15,000 barriles.

• la vida productiva se

prolongó aproximadamente un

año mas.

• Aplicado también en: Bellota-

Jujo, Muspac-Macuspana,

Samaria-Luna, Cinco

Presidentes, Burgos, etc.

Caso Chicontepec (yacimientos no convencionales)

65

66

Antecedentes:

• Durante la etapa productiva de un yacimiento se

genera información que debe ser analizada, sin

embargo, los métodos y prácticas tradicionales

de campo no son suficientes para ello.

• Se generan modelos de campo aplicando

técnicas de minería de datos sobre el

comportamiento histórico de los pozos.

• La metodología integra información dinámica y

estática del yacimiento para:

o El análisis y evaluación del campo.

o El pronóstico de producción y el cálculo de

reservas remanentes de hidrocarburos.

El IMP desarrolló la metodología MIIDY© para crear modelos predictivos de YNF y areno-arcillosos con técnicas de inteligencia y minería de datos

66

Dinámica de la brecha de infrautilización de datos

recopilados en campo

67

En necesario identificar zonas sub-extraídas del campo mediante el análisis de la información para orientar los esfuerzos de desarrollo

Problemática:

• Incrementar el aprovechamiento de los datos recopilados e históricos en procesos de

negocios de PEP para apoyar la toma de decisiones.

• Incrementar el factor de recuperación identificando las zonas sub-extraídas del campo.

• Reducir considerablemente los tiempos de modelado de campo.

67

Uso de técnicas de visualización para interpretar la información del campo

68

La metodología MIIDY© consiste de cuatro etapas principales

68

(1) Validación y pre-procesamiento de

datos(2) Cálculo de indicadores de productividad de pozo

(3) Modelado de campo y modelado

predictivo (4) Apoyo a la administración de campo

Grupo RRQI 1 Formación Acumulado, BBL MAX FW 2005

J-2B JSK 4,146,742.22 44.6%

Grupo RRQI 2 Formación Acumulado, BBL MAX FW 2005

J-38 JSK 16,002,719.73 61.3%

J-65 JST 1,706,221.61 29.6%

J-14D JSK 811,470.79 74.5%

Grupo RRQI 3 Acumulado, BBL MAX FW 2005

T-129 JSK 25,664,683.20 43.0%

J-459 JSK 1,451,177.68 39.3%

J-654 JSK 82,587.82 25.0%

• no rendidores (color

azul)

• de relleno

• para estimulación o

control de agua

Selección de pozos:

69

Aplicaciones:

• La metodología MIIDY se ha validado en

más de 200 pozos en diversos Activos

de PEP y ha permitido:

o Reducir la incertidumbre.

o Reducir considerablemente los

tiempos de modelado (hasta 30

min).

o Predecir la producción mensual de

aceite a largo plazo (varios años)

con un error de hasta 5%.

o Construir mapas de la ubicación

de pozos no rendidores.

o Seleccionar pozos candidatos a

intervenciones.

Aplicando la Metodología MIIDY© se han obtenido mejores resultados de pronóstico que con métodos tradicionales (DCA, simulación numérica)

Pronóstico de producción de aceite por pozo

69

70

Descripción:

• TIEMS (Tecnología de Inspección

Electromagnética Superficial) es

preventiva, no destructiva, desarrollada

para evaluar cuantitativamente el

estado del recubrimiento de los ductos.

Permite:

• Identificar y clasificar zonas en

función del grado del daño en

ductos.

• Determinar la trayectoria

geométrica del ducto o grupo de

ductos en plano y profundidad.

• Detectar conexiones de ductos en

operación con ductos fuera de

servicio u otras estructuras

metálicas,

• Estimar el nivel de corrosividad del

subsuelo.

• No requiere excavaciones o

interrupciones en la operación del

ducto o de su sistema de protección

catódica.

TIEMS es una tecnología predictiva para reducir los riesgos ambientales, al garantizar la

integridad física de los ductos a través de la inspección electromagnética superficial

L1

• Derechos de vía compartidos:

Con grupos de ductos cercanos e

interconectados y con diversas

trayectorias, imposibles de

inspeccionar con cualquier otra

tecnología.

• Fugas en ductos: impactos

económicos de hasta $450 mdp

anuales, sólo en PEP - Región Sur.

• Tomas clandestinas en México:

o 213 Tomas (2006)

o 2614 Tomas (2013)

o impacto por pérdida de robo de

combustibles en Mexico: USD $5000

millones anuales. (SENER)

70

Problemática: dificultades en el sistema de transportación por

ductos de Petróleos Mexicanos

71

Aplicaciones:

• La TIEMS se ha aplicado en los

cinco activos de PEP Región Sur y

en ductos de la Gerencia de

Transporte y Distribución de

Hidrocarburos.

• Mejora la planeación de los

programas de mantenimiento y

optimiza recursos humanos,

materiales y financieros.

• Para ductos de 15 años de

antigüedad, el promedio de daños

críticos encontrados en el

revestimiento es de 13.6/Km de ducto

inspeccionado

• Por cada accidente evitado al

aplicar TIEMS, PEP se ahorra entre

$500,000 y $ 80,000,000 de pesos.

El enfoque predictivo de TIEMS permite detectar, ubicar y analizar las anomalías que

pudieran poner en riesgo la operación segura de los ductos

Idea Desarrollo Prueba Escalamiento Comercialización

El desarrollo de esta tecnología cambio el paradigma de los ciclos de

innovación de la industria petrolera

2007

Presenta el

concepto

2012 Pruebas

en Activo

Bellota-Jujo RS

2013 Se han

desarrollado 5

equipos

A la fecha Se

han

inspeccionado

600 Km de

ductos.

Antes de TIEMS

Pemex ha utilizado tecnologías

inapropiadas para las condiciones de

la mayoría de los ductos en México:

• Direct Current Voltage Gradient,

• Alternating Current

• Voltage Gradient, y

• Pipeline Current Mapper

Estas tecnologías tienen limitaciones

tecnológicas para inspeccionar

ductos a más de 4 m de profundidad.

Realizando evaluaciones cualitativas

del revestimiento con base

probabilística con una alta

incertidumbre.

Inspecciones precisas en

derechos de vía compartidos

(ductos cercanos e

interconectados), cruces de ríos,

en zonas urbanas e

identificación de origen de

anomalías.

Evaluación de ductos de hasta

20 m de profundidad.

Evaluación cuantitativa y

determinística con criterios

estandarizados y formalizados.

Con TIEMS

2008

Metodología

2009-2011

Equipos


71

72

A partir de cálculos de resistencia del recubrimiento es posible identificar el

tipo de recubrimiento e identificar el lugar exacto de las fallas


0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

1

10

100

1000

10000

1645 1650 1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

0

1

2

3

0

1

2

3

1645 1650 1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

1

10

100

1000

0

10

20

30

40

Cam

po

Elé

ctr

ico

Exp

eri

men

tal, m

V

dUy, mV

X_DDV

Cam

po

Elé

ctr

ico

Te

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co, m

V

dUy, mV

X_DDV

Tr Esperada

Tr

Crítica

Resis

ten

cia d

e R

ecu

bri

mie

nto

,Oh

m. m

2

Tr, Ohm-m2

Tr

Moderada

Resis

ten

cia d

e R

ecu

bri

mie

nto

,Oh

m.m

2

Tr, Ohm-m2

Áre

a D

esnu

da,d

/dX

X_DDVAmplitud de

Anomalía

Resistencia de recubrimiento calculada por campo eléctrico

Área desnuda equivalente

(4)

Inspección a detalleInspección regional

Corrosión microbiana

• Porque el recubrimiento no es

apto para las condiciones

actuales de temperatura del

ducto y condiciones del suelo.

• A que el recubrimiento

presenta daños permanentes

de origen.

• Pérdida de metal exterior de

hasta 110 milésimas de

pulgada de profundidad

Aplicaciones:

• Con el TIEMS es

posible identificar el

tipo de recubrimiento.

• Para este ducto se

identificaron dos tipos

de recubrimiento, Km

0+000 a Km 1+600

Tricapa, y Km 1+600 a

Km 4+560, epóxico en

polvo adherido por

fusión comercialmente

conocido como Fusión

Bond Epoxy (FBE).

• El lugar exacto de la

falla.

• Con la inspección

detalla se determina el

lugar exacto de la falla

en el recubrimiento.

73

Descripción:

• El inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-

001 controla de forma eficiente

problemas de corrosión uniforme y

localizada en condiciones actuales de

operación de los oleoductos.

• Se cuenta con una familia de

compuestos químicos (básicos) con

propiedades de inhibición a la corrosión:

IMP-ALICIM.

• La tecnología se basa en el desarrollo

de nuevas moléculas con actividad

inhibidora de la corrosión sintetizadas

con materias primas nacionales.

• Para su aplicación se formulan

mezclándose con un disolvente orgánico,

esto constituye un nuevo inhibidor de la

corrosión, no generan emulsión y son

técnica y económicamente viables.

Dos cortes del interior de un ducto con corrosión

• Los inhibidores de corrosión utilizados en los oleoductos

de PEMEX, no controlan simultáneamente problemas de

corrosión uniforme y localizada, además los resultados

no son constantes.

• Debido al incremento en la producción de crudos

pesados, la mayor cantidad de contaminantes agresivos

agravarán estos problemas de corrosión.

Problemática: Pemex Refinación ha aplicado de manera

sistemática inhibidores de tipo fílmicos para controlar

problemas de corrosión uniforme que se presentan en

oleoductos que transportan hidrocarburo.

El inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 permite controlar y mantener dentro de especificación, las velocidades de corrosión en oleoductos

73

74

Aplicación:

• Pruebas de campo del inhibidor de corrosión

IMP-ALICIM-001 en los oleoductos de 30” D.N. y

48” D.N. de Nuevo Teapa-Salina Cruz dieron una

velocidad de corrosión de 0.1. milésimas de

pulgada por año (mpa) en los puntos evaluados,

que se comparan excelentemente con el valor de

control de la corrosión de 2.0 mpa.

•Las velocidades de corrosión anteriores a la

aplicación del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-

001 (valores históricos de 2013) fluctuaban entre

los 3.0 y 14.0 mpa fuera de la especificación de

2.0 mpa como máximo.

• Las pruebas concluyeron el 28 de febrero de

2014

Ejemplo de las velocidades de corrosión obtenidas sin y con la

aplicación del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 en el

Oleoducto de 48” D.N. Nuevo Teapa-Salina Cruz (crudo Istmo).

0

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4

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7

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Vel

ocid

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rros

ión,

mpa

Meses

TDR MA

IMP-ALICIM-001Especificación (2.0 mpa)

Histórico 2013

Jul Ago Sep Oct Nov EneDic Feb

-2

0

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0 1 2 3 4 5 6 7 8

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rro

sió

n,

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a

Meses

TRD D

Especificación (2.0 mpa)

Línea de Referencia

IMP-ALICIM-001

Histórico 2013

Jul Ago Sep Oct Nov EneDic Feb

Ejemplo de las velocidades de corrosión obtenidas sin y con la

aplicación del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 en el

Oleoducto de 30” D.N. Nuevo Teapa-Salina Cruz (crudo Maya)

La mejora en el control de la corrosión incrementa la confiabilidad de los oleoductos al utilizar el inhibidor IMP-ALICIM-001

74

75

Escalamiento:

• Se escaló a nivel industrial la síntesis

del compuesto básico y de la

formulación obteniéndose 35 toneladas

del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-

001.

• Hay interés por parte de la Gerencia

de Transporte por Ducto de PEMEX

Refinación de aplicar el inhibidor de

corrosión IMP-ALICIM-001 en todos

sus oleoductos.

• Se cuenta con una plataforma

tecnológica de básicos para formular

inhibidores de corrosión para distintas

áreas de PEMEX.

• Costo de maquila en síntesis de

básico y formulación IMP-ALICIM-001:

$ 89.43 / kg. Se espera una

disminución bajo producción regular.

•Solicitud de patente: Expediente

Mx/a/2013/012611

Ejemplo del diseño de una estructura molecular con

propiedades de inhibición a la corrosión.

Pérdida de peso

Cilindro

Rotatorio,

polarización Rp

Rueda Nace

ID 182Técnica EIE

MBZC12187525 90.77 96.35 95.95 99.9

MBZC12185050 93.46 94.67 97.3 98.9

IMP-ALICIM-01* 96.69 90.5 93.24 97.2

BZC6127525 91.15 96.14 92.89 99

BZC6125050 95.77 96.46 91.37 98.3

BZC6122575 93.08 91.97 90.36 99.7

Notas:

MBZC: Metil Bennzotriazol

BZC : Benzotriazol

* Escalado industrial y validado

Formulación de inhibidores de

corrosión

% de eficiencia de inhibición a la corrosión de las formulaciones

ante diferentes medios crudo/agua y bajo cuatro métodos de

evaluación

Nueva familia de inhibidores de corrosión

El IMP ha realizado el escalamientoa nivel industrial de la síntesis del compuesto básico y de la formulación

El inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 se desarrolló en tres

años con un costo de $20.1 millones

75

76







77

CTAP

Riesgos

Aseguramiento de flujo

Geotecnia e interacción

suelo-estructura

Simulación numérica de

fenómenos metoceánicos e

hidrodinámicos

Perforación

Fluidos de perforación

Estabilidad mecánica de

pozos

Equipos y sistemas

Calificación de tecnologías

Componentes de equipo

submarino

Estructuras marinas

Hidrodinámica: tanque

oceánico

Sistemas de control

Equipo de proceso

Pruebas de integración de

sistemas (SIT)

Primera fase

Segunda fase

Tercera fase

La explotación de los campos en aguas profundas impone retos tecnológicos a la industria mexicana

Áreas

tecnológicas

Laboratorios

El Centro de Tecnología para Aguas Profundas del IMP (CTAP) abordará la

investigación básica, la asimilación y la calificación de las tecnologías

78

El Laboratorio de Calificación de Tecnologías (LCT) está enfocado al desarrollo de

trabajos para el diseño y mejora de instalaciones superficiales y submarinas de

producción incluyendo los procesos de hidrocarburos, así como para el incremento

y mantenimiento de la producción mediante la eliminación de restricciones en el

sistema.

Se firmó un Convenio de Alianza con RenoGas México, para la transferencia de

tecnología.

El LCT está enfocado en proporcionar soluciones tecnológicas de mayor confiabilidad en instalaciones de proceso

Un ejemplo de la problemática a

resolver es el proceso de separación de

los hidrocarburos y el uso de

tecnologías sobredimensionadas para

las actuales condiciones de operación

de los sistemas, incluyendo la

evaluación tecnológica del diseño de

sistemas de procesamiento submarino.

79

El Laboratorio de Aseguramiento de Flujo (LAF) está dirigido a desarrollar

tecnologías que permitan garantizar la producción ininterrumpida de hidrocarburos,

así como reducir las intervenciones a los pozos de los yacimientos de aguas

profundas del Golfo de México.

El principal reto en aguas profundas es evitar la incidencia de depósitos orgánicos e inorgánicos a lo largo del sistema integral de producción

Risers

Semisumergible• Bloqueo en la cara de la formación por

la generación y depositación de fases

sólidas orgánicas.

• Bloqueo en la tubería de producción por

la formación y depositación de fases

sólidas orgánicas e inorgánicas.

• Bloqueo en el pozo debido al mezclado

ineficiente y/o incompatibilidad de

fluidos por el uso de productos

químicos de diferente naturaleza.

Problemática en aguas profundas

80

El Laboratorio de Fluidos de Perforación, Terminación y

Cementación de Pozos (LFPTCP) favorecerá la construcción de

pozos con calidad de agujero para la exploración y el desarrollo de

los campos mexicanos en aguas profundas, a partir de los diseños

óptimos de fluidos de control, con seguridad operativa y respeto al

medio ambiente.


Compatibilidad con el medio ambiente.

Georiesgos someros e intermedios.

Geopresiones con ventanas operativas estrechas.

Contraste de temperaturas a altas presiones (HPHLT).

Formaciones reactivas (arcillas) y contaminantes del fluido de control.

Integridad de la cementación (HPHLT).

Sedimentación de densificante.

Logística.

Estructuras subsalinas.

Incompatibilidad con la formación productora.

El LFPTCP realizará diseños e innovaciones de sistemas de fluidos de control, con calidad y seguridad operativa

Etapa conductora

Etapasuperficial

Etapas intermedias

Tirante de agua

Etapa de explotación

81

El Laboratorio de Geotecnia e Interacción Suelo-Estructura (LGEO) permitirá

caracterizar el suelo marino sujeto a condiciones de aguas profundas y al

desarrollo de modelos físicos de cimentaciones para sistemas submarinos y

flotantes, además de ductos submarinos.

La solución a los problemas geotécnicos consiste en mitigar la presencia de geopeligros y mejorar el análisis de infraestructura en suelo marino

Problemáticas en aguas profundas

• Inestabilidad de taludes

submarinos y deslizamientos

a escala regional.

• Falla por capacidad de carga

de las cimentaciones para

sistemas flotantes y

submarinos de producción.

• Falla del ducto por pandeo

horizontal

Inestabilidad de taludes

20

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6

Pilotes

de succión

Sistema flotante

82

El Laboratorio de Simulación Numérica de Fenómenos Metoceánicos e

Hidrodinámicos (LSNFMH) está conceptualizado para diseñar u optimizar la

infraestructura marina a instalarse en aguas profundas, tomando en cuenta el riesgo

metoceánico. Asimismo, realizará investigación que permita caracterizar los

fenómenos meteorológicos y oceanográficos que impactan en el diseño de la

infraestructura marina en aguas profundas.

EL LSNFMH caracterizará el comportamiento los parámetros metoceánicosque ponen en riesgo la integridad de la infraestructura marina

Viento

Oleaje

Fuerzas de

corriente

• Caracterizar la incertidumbre del

comportamiento de las corrientes

marinas, oleaje y viento que impactan a la

infraestructura marina.

• Diseñar u optimizar tecnología de

sistemas flotantes de producción, líneas

de amarre, risers, umbilicales y sistemas

submarinos, para las condiciones

ambientales de aguas profundas.


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Acciones futuras

• Aguas arriba

o Continuar con asimilación y desarrollo de tecnologías en la exploración y explotación en

yacimientos no convencionales.

o Continuar con el desarrollo tecnológico y asimilación en diversas áreas de investigación

en exploración: minicuencas, tectónica salina, sistemas sedimentarios carbonatados y

terrígenos, modelado numérico de cuencas, entre otras.

o Petrofísica orientada para caracterización mejorada de plays no convencionales de aceite y

gas en lutitas y formaciones clásticas mal consolidadas comunes en aguas profundas del

Golfo de México.

o Se están realizado mejoras incrementales a MPFV® (Venturi), en su diseño (más

compacto), para aumentar el éxito en operaciones de anclaje y desanclaje.

o La siguiente fase de la serie IMP AMESUS se orienta a la prueba tecnológica entre pozos

del AMESUS 1100, y el desarrollo de nuevos agentes.

o Diseño y evaluación de nuevos agentes químicos para ultra-alta temperatura, con lo cual

se pueden desarrollar procesos híbridos químico-térmicos.

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Acciones futuras (continuación)

• Aguas abajo

o Optimizar la capacidad de utilización de la infraestructura de Refinación pues actualmente

se tienen índices de alrededor del 60 – 70 % del uso de la capacidad instalada.

o Cumplir con la normatividad ambiental nacional e internacional. Incrementar la producción

de gasolinas y destilados además de contar con la tecnología que permita alcanzar las

especificaciones internacionales de 10 ppm de S en gasolina y benceno menor a 0.62 %p

en un plazo de 2 a 5 años.

o Contar con la tecnología integral para la obtención de diesel DUBA con menos de 10 ppm

de azufre y un cetano en un rango de 48 actual a 55 esperado en California a un plazo

máximo de 5 años.

o Disponer de tecnologías eficientes para la conversión de residuales a destilados a partir de

crudos mexicanos.

o Seleccionar y promover los esquemas más adecuados para aprovechar los subproductos

de bajo valor (azufre, residuos sólidos y coque).

o Fortalecer la tecnología de proceso, catalizadores y aditivación de las plantas de

hidrotratamiento.

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Aguas arriba

Aguas abajo

Factores de desarrollo

Factores tecnológicos

• Reducción del riesgo exploratorio

• Campos no convencionales

• Campos maduros

• Incremento del factor de recuperación

• Crecimiento acelerado de la demanda

• Combustibles limpios

• Mejoras a las cadenas petroquímicas del etileno y

propileno en mercados competitivos

Costo – efectivo

Reducción del riesgo

Oportunidad

Bienes de

consumoFarmacéutica TIC E&P

Años0 5 10 15 20 25 30

Escalamiento y prueba

industrial: cuellos de botella

para la introducción de la

tecnología al mercado

Se requiere acelerar los ciclos de desarrollo, escalamiento y comercialización / masificación

Escalamiento y masificación, medios de generación de valor económico

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Se autorizaron $650 millones por el Fondo IMP

El estudio costo – beneficio está en análisis por la SHCP

Se realizaron las acciones de:

Planeación de los trabajos de ingeniería

Presentación del CET al GSP para su aprobación

Inicio del anteproyecto arquitectónico del CET

Planeación de los estudios de factibilidad técnico, legal y ambiental del

CET

Preparación de estudios de mercado de equipos por cada sección del

CET

Centro de Escalamiento de Tecnologías

impacto de la reforma energéticaadiat.org/wp-content/uploads/2019/04/cm-2-ernesto-rios.pdfcadena de...

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