Nuevos Conceptos y Tecnologías SMARTech “El Método MANDAR”

1. Nuevos Conceptos y Tecnologías SMARTech “El Método MANDAR” Como de un solo tiro mejorar cuantitativa, cualitativa, ecológica, operacional y económicamente la producción petrolera Presentación del 13 de julio 2011 a los cursantes en el Postgrado 2011 / 2012 en Petróleo de la UNEFA Philippe MANDAR - Email: PhMandar@PhMandar.com - Tel: 58) 424 150 99 96

2. El método actual para separar los hidrocarburos en el proceso de producción petrolera se asemeja al descorche de una champaña. Gas asociado Crudo Agua asociada Gas cap Yacimiento De igual manera, el método actual utilizado en las Cadenas Industriales Petroleras, derrocha la riqueza entregando menos líquidos y de menor valor. Si la botella se agita y se descorcha en forma abrupta, obtenemos algo de líquido que se puede comercializar: servir y mantener estable en el vaso, pero se iría a la atmósfera una gran cantidad de elementos que conforman la champaña, provocando que se pierda no solo parte de su volumen comercial, sino también sus mejores cualidades, es decir su dieta que le da la riqueza de su bouquet.

3. El Método MANDARevidencia que los sistemas actuales no permiten aprovechar toda la riqueza del producto extraído, ya que están basados en el uso de SEPARADORES. Yacimientos Extracción Refinación Industrialización Producción Almacenamientos Transporte SEPARADORES Comercialización Cadena Industrial Petrolera típica De un análisis global, se evidencian incoherencias insólitas. EstosSEPARADOREStienen como prioridad remover gases de los efluentes de los pozos para obtener lo más temprano posible un petróleo comercial, sacrificando una proporción de la riqueza que incrementaría significativamente el valor comercializado. EstosSEPARADORESocasionan una pérdida importante en volumen y calidad del producto, es decir, reducción de barriles y grados API. Además estosSEPARADORES, son responsables del 70% de los efectos negativos en las Cadenas Industriales Petroleras del planeta, incrementan las contaminaciones ambientales, los gastos (inversiones, operación y mantenimiento), y multiplican los riesgos y vulnerabilidades.

4. Separación de los efluentes de los pozos METODO TRADICIONAL SEPARACION MULTI-ETAPAS EFLUENTES DE LOS POZOS Gas Asociado Componentes Livianos volatiles Componentes Intermediarios Agua N2 + CO2 + H2S + ... Metano Mezcla de Hidrocarburos(CnHm ejemplo Propano C3H8) Etano Propano Butanos Componentes más Pesados Poco Volátiles Pentanos Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Los más preciados Undecanos + más pesados 2 3 2 3 4 1 5 4 1 5 5 Método Tradicional Que estamos haciendo Versus Que deseamos hacer Alternativa de Extracción de Líquidos (N.Monagas 1/3) Líquidos de Gas Inversiones 20.000 US$ / Bbl Perdidas En esta lámina, vamos a comparar una producción petrolera entre el Método Tradicional Versus el Método SMARTech. Este ejemplo está basado en un estudio realizado con PDVSA para el área de producción de Ceuta (hoy conocido como Ceuta Tomoporo) ubicado en el sureste del lago de Maracaibo. Una vez producido, este petróleo es expedido hasta un centro de almacenamiento, a donde será depositado en tanques atmosféricos. En esta fase, siguen desestabilizándose hidrocarburos en forma de gas, los cuales se escapan en la atmósfera, contaminándola. En unos casos, por ser esta pérdida muy valiosa, se recuperan parte de estos vapores, sin lograr reasociarlos al petróleo. Los efluentes de los pozos son líquidos en los yacimientos, bajo una presión de 500 atmósferas. En estas etapas, parte de los hidrocarburos más livianos / más volátiles, se desestabilizan en forma de gas. Como este gas tiene una presión superior a la atmósfera es posible recuperarlo fácilmente en gasoductos, Es el Gas Asociado Recuperado en gasoductos. En un último separador se baja la presión del líquido producido en el segundo separador a la presión atmosférica = 1 atmósfera. En esta etapa, se desestabilizan en forma de gas una mezcla de los hidrocarburos que más valor tienen. Por no tener presión necesaria para su recuperación, este gas es generalmente quemado o perdido en la atmósfera, contaminándola. Finalmente, como una consecuencia de la naturaleza, se recupera un volumen de líquido estable a las condiciones ambientales “del momento y del lugar”: “EL PETROLEO COMERCIAL” Es el volumen hasta hoy comercializado como: “EL PETRÓLEO” En esta gráfica tenemos representado el volumen de los efluentes de los pozos, segregados por tipo de hidrocarburos y a la escala de como son en los yacimientos cuando todos son líquidos En el Método Tradicional, (Caso Ceuta/Tomoporo)se excluyen del petróleo comercializado, más de la mitad de los hidrocarburos que más valor tienen. Son hidrocarburos requeridos y mejor valorizados en refinerías. Primero, vemos como el Método Tradicional aprovecha esta riqueza producida desde los yacimientos. Inversiones 700 US$ / Bbl Ver desarrollo tradicional con producción de “líquidos de gas” En un primer separador se baja la presión de los efluentes a 8 atmósferas. En un segundo separador, se baja la presión del líquido producido por el primer separador a 3 atmósferas.

5. ¿Quién hoy, en nuestro planeta esta operando los sistemas de producción? ¿Quién determina lo que de las reservas de un recurso natural no renovable, se producirá como producto noble (liquido comercial)? ? “La Naturaleza” ¿Repuesta ?: Y ella es lunática, inestable, tiene sus altos y bajos, y no le importa la optimización / el mejor rendimiento; y así ella opera. Por ejemplo: • En el Sahara donde la diferencia de temperatura entre el día y la noche es de 40ºC, durante la noche, se produce más y mejor petróleo, del cual, durante el día en los tanques atmosféricos, se evaporan fracciones (muchos hidrocarburos) que más valor tienen. Y de día se produce menos. O sea que cual sea el momento, la naturaleza despilfarra los hidrocarburos (los que más valor tienen). • Si consideramos un mismo yacimiento en Alaska y en el Sahara, en Alaska se producirá más y mejor petróleo. • Y por no preocuparse de optimizar la producción dentro del sistema global (la cadena industrial petrolera), la naturaleza limita la producción noble (liquido comercial), a un liquido +/- estable a la condiciones ambientales del momento y del lugar, excluyendo propano, butano y gasolinas que en realidad deseamos también producir en forma de líquidos (y mejor si son asociados al petróleo comercial). O sea que la naturaleza no cumple con nuestros requerimientos / deseos. • Además, es absurdo dejar el operador naturaleza, desestabilizar / perder en forma de gas, hidrocarburos que deseamos producir líquidos (propano, butano, gasolinas), y que más adelante tengamos que realizar inversiones muy importantes para recobrar parte de ellos en forma de líquidos despreciados.

6. Separación de los efluentes de los pozos, Método Tradicional Vs Método MANDAR METODO TRADICIONAL SEPARACION MULTI-ETAPAS METODO MANDAR - PROCESO: MAXIMIZACION RIQUEZA LIQUIDA EFLUENTES DE LOS POZOS FASE 1 Producción Riqueza FASE 2 Producción Productos Componentes Livianos volatiles Componentes Intermediarios Agua N2 + CO2 + H2S + ... Metano Además, por no bajar la presión de los efluentes de los pozos hasta la presión atmosférica: Mezcla de Hidrocarburos(CnHm ejemplo Propano C3H8) Volumen adicional comercializado por el Método SMARTech 10 = 9 + 8 - 5 Etano Propano Butanos Componentes más Pesados Poco Volátiles Pentanos Hexanos Heptanos • no hay pérdidas, ni contaminación a la atmósfera. • Se reducen las instalaciones de compresión de gas. • y se elimina o reducen muchos otros tradicionales problemas. Octanos Nonanos Decanos Los más preciados Undecanos + más pesados Modulo SMARTech Fase 1 Modulo SMARTech Fase 2 10 9 7 6 1 7 1 2 3 5 4 6 9 8 8 En una Segunda Fase ubicada cerca del área de almacenamiento, se separa el líquido entre: Ahora, veamos como el Método MANDAR permite aprovechar mejor esta riqueza, cambiando significativamente los conceptos. Uno de los Conceptos del Método MANDAR, consiste en sustituir la acción de la naturaleza por el genio humano en la separación de los efluentes de los pozos. Por ejemplo, en el caso del estudio para el área de producción de Ceuta/Tomoporo: 1) En una Primera Fase, ubicada en las áreas de producción,se conserva y produce en forma líquida el máximo de riqueza, en este caso: el máximo de propano y la totalidad de los demás hidrocarburos más pesados. 2) Más adelante, pero sin ninguna perdida, en una Segunda Fase, ubicada cerca del área de almacenamiento, se separa la producción de la Primera Fase entre: un Petróleo Comercial y uno o más cortes que incluyen los hidrocarburos más livianos que no pueden quedarse asociados al Petróleo Comercial. En una Primera Fase ubicada en el área de producción, se producirá solo un gas asociado que contiene la totalidad de los Etano, Metano, y parte del Propano; Morichal RVP 1,5 Flexibilidad de Producción Flexibilidad Comercial Inversiones 900 US$ / Bbl Un líquido que incluye los hidrocarburos más livianos que no pueden quedarse asociados al petróleo comercial. El resto de los demás hidrocarburos se mantendrán en forma de líquidos. RVP de 10 RVP de 10 RVP de 10 Y un petróleo comercial • Conclusiones • Con el mismo uso de los yacimientos y pozos, el Método MANDAR permite incrementar los volúmenes comercializados, así como sus dietas, cualidades y grado API. • Adicionalmente, este nuevo concepto de producción, permite eliminar un 70% de los tradicionales problemas que hoy afectan a la industria.

7.  Vulnerabilidades

8. Área de producción de Morichal Área de Producción Morichal UPM Campos: Morichal + Jobo + Pilón + Temblador 313 Pozos ( 306 disponibles / 270 operativos en octubre 04) 3 Plantas Principales de procesamiento 4 estaciones de diluente 19,3 Perdidas 19,3 Barriles 100% del Propano 100% del Butanos 100% Gasolinas C5+C6+C7 Buena Parte C8+C9+C10.. Crudo Merey 159 Barriles 159 Volumenes incorporados = 178,3 10,0 15,4 100 25,4 52,9 Yacimientos / Pozos de Morichal PDVSA @ 11°APl Crudo Uracoa De Harverst Vinccler @ 16°APl Centinela Diluente Crudo Quiriquire De Repsol YPF @ 43,8°APl Es decir, que por cada 100 barriles extraídos del área de Morichal se pierden 19,3 barriles. Pérdidas 19,3% en volumen / producción PDVSA = 37% en Valor Con el Método MANDAR se eliminan estas pérdidas Globalmente, en este sistema, al extraer 100 barriles en el área de producción de Morichal, se asocian en un mezcla 78,3 barriles de petróleos anteriormente producidos por otros y fiscalizados por el MEP; resultando un total de 178,3 barriles de petróleos incorporados en este sistema. Esta pérdida de 19,3% en volumen, no es del petróleo de 11°API extraído en el área de Morichal, sino principalmente la parte más rica del diluente de 43,8°API producido y fiscalizado en el Norte de Monagas. Adicionalmente, este análisis revela que el sistema informatizado de administración de la producción “Centinela”, no permite evidenciar estas pérdidas y/o no está bien utilizado. Pero la mezcla final que se entrega y es fiscalizada por el MEP en los almacenamientos finales son solamente 159 barriles. Posteriormente, en la segunda planta de tratamiento, se les asocian 52,9 barriles producidos en áreas adyacentes y ya fiscalizados por el MEP como “Merey” 16°API. Y en la ultima planta principal, se asocian otros 10 barriles de diluente para ajustar el °API de la mezcla final a la especificación comercial del Crudo denominado “Merey” de 16°API. Se asocian 15,4 barriles de diluente a nivel de los pozos O sea que el volumen total de diluente consumido es de 25,4 barriles. Por cada 100 barriles extraídos de los yacimientos del área de Morichal Por tal razón, esta pérdida de 19,3% en volumen, representa una pérdida de 37% en valor.

9. Área del Norte de Monagas N E O Inversiones del Plan PDVSA de las cuales, nuevas Plantas de Extracción de Líquidos S MATURÍN Crudos P & XP Situación año 2005 del área de producción del Norte de Monagas (esquema) ¿Nuevas Plantas de Extracción de líquidos? Se ha demostrado que estas nuevas plantas no son necesarias Más bien, castigan la producción, la economia, …. Valores económicas = 2005 (1 Bbl = @ 50 US$) Diluente Incremento = 36%

10. Optimización Pluri-Áreas con el Método MANDAR • A partir de nuestro conocimiento profundo y detallado de la producción petrolera y gasífera del país en particular del oriente, hemos realizado, estudios muy avanzados, de ingenieras conceptuales, básicas, y de Ingenierías de Valor : • Norte de Monagas • Áreas de producción de Merey • Otras aéreas y sistemas del oriente • Que nos permiten, considerando un mismo uso de los yacimientos y pozos (comparación equitativa), lograr simultáneamente con la misma herramienta y con menos inversiones lo siguiente: • 1)    Un incremento muy significativo de la producción (más Barriles) • 2)    Subir considerablemente el ºAPI de los crudos • 3)    Producir más de los mal llamamos “Líquidos de Gas” sin las costosas inversiones tradicionalmente requeridas • 4) Producir diluente más adaptado, más económico, sin perdidas     • 5) Incrementar las reservas accesibles • 6)    Eliminar las importantes pérdidas de hidrocarburos a la atmósfera • 7)    Eliminar las pérdidas en las mezclas de crudos • 8)    Minimizar las contaminaciones y casi eliminar la generación de gases a efecto invernadero • 9)    Mejorar la cesta nacional • 10)    Permitir una optimización pluri-áreas • 11)   Tener flexibilidades operativas y comerciales • 12)   Mejorar los ºAPI, estabilización, acidez y humedad de los crudos • 13)   Reducir significadamente las infraestructuras • 14)   Evitar numerosas corrosiones • 15)   Incrementar la disponibilidad de gas • 16)   Reducir la ocupación de los suelos • 17)   Tener más seguridad, mejor mantenibilidad, disponibilidad, operatividad, menos vulnerabilidades • 18)  Y otros…

11. Nuevos Conceptos y Tecnologías SMARTech • “El Método MANDAR” • Deseamos seguir promoviendo nuestros Nuevos Conceptos y Tecnologías aplicables a la Producción Petrolera proponiendo: • Incorporar especialistas en nuestro Grupo de Trabajo • Analizar nuevas Áreas de Producción • Desarrollar propuestas de Tecnologías para que considerando un mismo uso de los Yacimientos / Pozos (comparación equitativa), con menos costos, producir más y mejores Productos, optimizar la Cadena Industrial de los Hidrocarburos y simultáneamente resolver tradicionales problemas • Realizar Estudios de Ingeniería de Valor, no solamente en Áreas de Producción, sino también en otras Áreas de las Cadenas Industriales Petroleras, desde los Yacimientos hasta la industrialización / Comercialización de los Hidrocarburos. • SMARTech Ingeniería C.A. PhMandar@PhMandar.com