Enfoque para Tecnología Nacional en el Sector Hidrocarburos · Enfoque para Tecnología Nacional...
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Enfoque para
Tecnología
Nacional en el
Sector
Hidrocarburos
Instituto Mexicano del Petróleo
22 de octubre de 2018
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 2
• Abarcamos toda la
parte operativa de la
cadena de valor de la
industria petrolera
(desde exploración
hasta transformación
industrial).
• Enfoque en
generación de valor
económico.
• Resolvemos
problemas
tecnológicos de alto
impacto para las
metas de negocio.
• Desarrollamos, asimilamos y transferimos tecnología enfocada a resolver problemáticas específicas
Investigación aplicada
• Ofrecemos soluciones integrales a través de la ingeniería y servicios tecnológicos
Proveedor de servicios y productos
tecnológicos
• Estudios de posgrado
• Desarrollo profesional
• Capacitación obrera
• Cursos a la medida
Capacitación especializada
científica, técnica y tecnológica.
El IMP es un instituto del Estado Mexicano cuyo propósito es generar capacidades técnicas y tecnológicas a la industria petrolera
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Reducción sustancial de
costos de exploración y producción
Incrementar la productividad
Generar mayor
certidumbre en la
viabilidad de las
inversiones
Atracción de inversiones
Desarrollar aguas
profundas y shale
Modernización del sector
Retos para el sector hidrocarburos derivados de la Reforma Energética
El escenario actual de precios atractivos favorece tanto a PEMEX como a los nuevos actores en lo que respecta a mitigación de riesgos financieros, geológicos y tecnológicos.
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Retos en campos maduros
Retos en aguas profundas
Retos en confiabilidad de instalaciones
Convocatoria
Contexto prospectivo
Ejemplos de tecnología mexicana
mundialmente competitiva
Retos del IMP a gremios
profesionales para enfoque
Contenido
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Incrementar la productividad en
campos maduros
• Metodologías innovadoras para
incrementar el factor de
recuperación
• Desarrollo de nuevos productos
químicos para el control de
producción de agua y
aseguramiento de flujo
• Generación de herramientas
para predicción de producción
de hidrocarburos
Contexto prospectivo para campos maduros
Fuente: SENER. Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2016-2030
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Descripción Problema que resuelve
Baja producción de aceite
por alto contenido de gas o
canalización de agua en
yacimientos carbonatados
naturalmente fracturados
Formación de incrustaciones
minerales y daños a la
formación
Aplicación
Espumantes con propiedades
modificadores de la mojabilidad
de las rocas, tolerantes a altas:
• Temperaturas (70 a 170 °C).
• Salinidades (30,000 a 500,000
ppm como NaCl)
• Durezas (2,000 a 150,000 ppm
como CaCO3)
Controla:
• Movilidad del fluido en
fracturas y zonas con alta
conductividad.
• Canalización de gas
Incrementa producción de aceite
entre 30 y 100% al alterar la
mojabilidad de la roca
Previene problemas de
incrustación de minerales
causada por incompatibilidad de
aguas
Prueba tecnológica, con los
siguientes resultados:
• Aumento de producción
de aceite en 49%
• Reducción de producción
de gas en 26.4%
• Restablece el flujo
(barriles/día) y reduce la
declinación de producción
(barriles perdidos/día)
• Controla daño a la
formación mediante la
alteración de la
mojabilidad de la roca
Productos químicos espumantes IMP-WET-FOAM
GO
R
Time
Gas
Oil
Channeling
Canalización de gas en
Yacimientos Naturalmente
Fracturados
Canalización
Antes Después
Aceite
Emulsión
Aceite
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Depósito-adsorción de
asfaltenos y resinas.
Obstrucción de canales de
flujo por depósito de
hidrocarburos pesados, así
como el cambio en la
mojabilidad de la roca
Precipitación de asfaltenos en
alguna etapa de la vida
productiva de los pozos
Sustitución de dispersantes de
asfalteno disueltos en xileno
Modificador de la mojabilidad-
dispersante para remover y
controlar daños a la formación
por depósito de asfaltenos
Prueba tecnológica tipo Huff y
Puff en un pozo de México
demostró una reducción en la
declinación de la producción
(barriles perdidos por día)
Incremento de la producción
diaria de petróleo
Productos químicos IMP-CDFIM-3000 para mantener la producción de petróleo
Antes
IMP-CDFIM-3000
Después
IMP-CDFIM-3000
- 4.0 + 0.6
+ 87
Reducción de la
pendiente de declinación
de producción
Incremento de la
producción diaria de
petróleo
Descripción Problema que resuelve Aplicación
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Alta producción de agua en
pozos de gas.
Baja producción de
hidrocarburos debido a:
• Formación de hidratos
• Congelamiento de líneas
• Flujo inestable y alta caída de
presión en la tubería de
producción
Dispositivo mecánico para
aumentar la productividad de
pozos de gas prolongando la
vida fluyente de los pozos
Beneficios de la tecnología
MPFV® :
• Control de la producción de
gas y agua
• Disminuye la carga líquida
en pozos de gas
• Evita la congelación en
instalaciones superficiales
• Administración de la energía
del yacimiento en sistemas
no convencionales
• Producción estable
Aplicado en >600 pozos de
México
Incremento promedio de 20%
en la producción de gas en
pozo afectados por
producción de agua.
Reduce la producción de agua
Administración de la energía
del yacimiento:
• 151 millones de pies cúbicos
de gas por día
• 10,100 barriles de aceite por
día
Sistema Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi ( MPFV® ) para el
control de la producción y optimización de pozos
Descripción Problema que resuelve Aplicación
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018
Ventajas del Mejorador del Patrón de Flujo tipo Venturi, MPFV®
vs otras tecnologías
MPFV® Sarta de velocidadEstrangulador de fondo
convencional
Evita la formación de hidratos
de metanoNo aplica
Evita la formación de hidratos
de metano
Evita el congelamiento de
líneas superficialesNo aplica
Evita el congelamiento de
líneas superficiales
Evita la acumulación de
líquido en el fondo en pozos
de gas
Evita la acumulación de
líquido en el fondo en pozos
de gas.
No aplica
Prolonga la vida fluyente del
pozo, ya que sólo utiliza la
energía del yacimiento
No aplica
Prolonga la vida fluyente de
pozo, ya que solo utiliza la
energía del yacimiento
Reduce las caídas de presión
en la tubería de producción al
modificar el patrón de flujo
No aplica No aplica
(3 ½”), menor a 1 mes (3 ½”), menor a 9 meses (3 ½”), menor a 6 meses
Periodo
promedio de
recuperación
de la inversión
Beneficios en
la producción
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Descripción Problema que resuelve Aplicación
Incertidumbre en la estimación
de la saturación remanente de
aceite en yacimientos
naturalmente fracturados
Falta de información confiable
de propiedades del yacimiento
en el proceso de inyección de
fluidos con fines de
recuperación de hidrocarburos
Unidad móvil con tecnología de
vanguardia para la estimación de
saturación remanente de aceite
utilizando trazadores químicos y
radioactivos
• Detecta y cuantifica Apto
para trazadores químicos y
radioactivos in situ en
tiempo real utilizando el
equipo EMELITRA®
desarrollado por el IMP
• Realización de dos pruebas
tecnológicas en los campos
Sitio Grande (avalada por
PEP) y Samaria
• Reducción de tiempo y
costo en la medición de los
trazadores químicos y
radioactivos
Laboratorio móvil de trazadores
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Estimación diferenciada de
porosidades de matriz,
vúgulos y fracturas en
yacimientos carbonatados
naturalmente fracturados
Predicción de la permeabilidad
considerando la conectividad
en los poros
Mejorar la evaluación
petrofísica con nuevos
métodos usando registros de
pozos convencionales
Herramienta para la evaluación
petrofísica de formaciones
carbonatadas mediante la
inversión conjunta de
registros convencionales de
pozo para la estimación
confiable de volúmenes de
aceite
Permite:
• Determinar saturaciones
inicial y residual de aceite
• Estimar la porosidad de
matriz, fracturas y vugular
• Evaluar conectividad de
sistemas de poros
Aplicación en 90 pozos en
México para PEP y CNH con los
siguientes resultados:
• Campos: Ku-Maloob-Zaap,
Abkatún, Holok, Kibilil, Nejo,
Puerto Ceiba, etc.
• Evaluación confiable de los
volúmenes de hidrocarburos
• Mejora de la caracterización
estática de yacimientos
carbonatados,
microestructura porosa, y
tipos de poros (matriz,
fractura y vúgulos)
Inversión petrofísica para evaluación de yacimientos carbonatados
nutualmente fracturados
Descripción Problema que resuelve Aplicación
10000
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6640
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5480
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5400
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5280
5240
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5160
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5080
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4520
4480
4440
4400
4360
4320
4280
4240
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4120
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4040
4000
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2400
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2200
2160
2120
2080
2040
2000
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1120
1080
1040
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8040
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7320
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7120
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4000
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3920
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3720
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3640
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3560
3520
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3320
3280
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3200
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3120
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2920
2880
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2800
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2640
2600
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2520
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2440
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2320
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2240
2200
2160
2120
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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
.20
Perc1
0.8
0
0.6
0
0.4
0
0.2
0
0.0
0
-0
.20
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
.05
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
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018
Descripción Problema que resuelve Aplicación
Incertidumbre de la
orientación y la geometría de
las fracturas hidráulicas
Dificultad de evaluar el
comportamiento del flujo de
los fluidos de la fractura
hidráulica en el pozo
Unidad móvil para monitoreo
en tiempo real de
fracturamiento hidráulico
Modelado y software para
planificación, seguimiento y
análisis de las operaciones de
fracturamiento hidráulico
Mejora la estimación de la
geometría y orientación de las
fracturas
Prueba tecnológica avalada por
PEP en los campos Agua Fría y
Corralillo.
Visualización en tiempo real de la
propagación de la fractura
hidráulica para optimizar la
producción y reducir los riesgos
ambientales.
Servicios diseñados para
geometrías específicas de fractura
Reducación del consumo de fluido
fracturante y del apuntalante.
Sistema de monitoreo de fracturamiento hidráulico en tiempo real
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018
Campos maduros: metas y retos tecnológicos para PEMEX y los
operadores privados en corto plazo y de alto valor
• Reducir la producción de agua de formación.
• Nuevos métodos y herramientas para
aseguramiento de flujo.
• Mejores modelos predictivos de yacimientos
naturalmente fracturados y yacimientos
areno-arcillosos.
• Desarrollo de tecnologías de recuperación
secundaria y mejorada.
• Incorporación de ciencia de datos para
administración óptima de yacimientos.
CAMPOS
MADUROS
Incrementar la
producción de aceite
y el factor de
recuperación.
• Reducción de costos de extracción
• Mayor producción de aceite.
• Selección óptima de métodos de intervención de pozos.
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Retos en campos maduros
Retos en aguas profundas
Retos en confiabilidad de instalaciones
Convocatoria
Contexto prospectivo
Ejemplos de tecnología mexicana
mundialmente competitiva
Retos del IMP a gremios
profesionales para para enfoque
Contenido
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 15
Reducción del tiempo entre el
descubrimiento y la primera
producción en aguas profundas
• Generación de información integral
con la mayor resolución (geofísica,
geológica y petrofísica).
• Modelos más robustos para
evaluación del potencial petrolero
• Optimización de sistemas flotantes
y submarinos de producción
• Aseguramiento de la producción
• Aseguramiento de la integridad de
instalaciones superficiales y
submarinas
Contexto prospectivo para aguas profundas
Fuente: SENER. Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2016-2030
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018
La explotación de los campos en aguas profundas impone retos tecnológicos a la industria mexicana
El Centro de Tecnología para Aguas Profundas del IMP (CTAP) abordará la
investigación básica, la asimilación y la calificación de las tecnologías
Áreas tecnológicas y laboratorios
ESTRUCTURA DEL CTAP
Riesgos
Aseguramiento de Flujo
Geotecnia e Interacción
Suelo-Estructura
Simulación Numérica de
Fenómenos Metoceánicos
e Hidrodinámicos
Perforación
Fluidos de Perforación,
Terminación y
Cementación de Pozos
Mecánica de la perforación
y terminación de pozos
Equipos y sistemas
Calificación de Tecnologías
Componentes de Equipo
Submarino
Estructuras Marinas
Hidrodinámica: tanque
oceánico
Sistemas de Control
Equipos de Proceso
Pruebas de Integración de
Sistemas
Primera fase
Tercera fase
Segunda fase
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Loop de alta presión para pruebas con hidrocarburos
a alta presión y escala real
Simulación CFD Loop de escala mediana
Indispensable proporcionar soluciones tecnológicas de mayor confiabilidad en instalaciones de proceso
Laboratorio de Calificación de Tecnologías (LCT): 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.
Ejemplo de una problemática:
• 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.
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Laboratorio de Aseguramiento de Flujo: 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.
• 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.
Risers
Plataformasemisumergible
Sistema de producción para aguas profundas
Principal reto en aguas profundas es evitar la incidencia de depósitos orgánicos e inorgánicos a lo largo del sistema integral de producción
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Laboratorio de Fluidos de Perforación, Terminación y Cementación
de Pozos: orientado a soluciones para 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.
Problemáticas en aguas profundas:
• 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.
• Estructuras subsalinas.
• Incompatibilidad con la formación
productora.
Se requieren diseños e innovaciones de sistemas de fluidos de control, con calidad y seguridad operativa
Etapa conductora
Etapasuperficial
Etapas intermedias
Tirante de agua
Etapa de explotaciónSistema de evaluación de
formaciones
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Laboratorio de Geotecnia e Interacción Suelo-Estructura: 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.
Indispensable identificar y mitigar los 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
16
14
12
10
8
4
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6
Pilotes
de succión
Sistema
flotante
Centrifuga
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Laboratorio de Simulación Numérica de Fenómenos Metoceánicos e Hidrodinámicos:
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.
EL LSNFMH caracterizará el comportamiento los parámetros metoceánicos que ponen en riesgo
la integridad de la infraestructura marina
Viento
Oleaje
Fuerzas de
corriente
Problemáticas en aguas profundas:
• 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.
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 22
Mejor procesamiento e interpretación de
información:
• Modelos de simulación de yacimientos para geología
compleja.
• Nuevas tecnologías para evaluación de formaciones.
• Diseño de infraestructura (desde el pozo a la
superficie) que considere los riesgos: huracanes y
tormentas, corrientes que generan vértices, riesgos
someros y fallas geológicas, bloques de sal con
sedimentos con espesores > 1000 m, presiones
diferenciales, pérdida de circulación y pérdida de
fluido, yacimientos profundos con altas temperaturas y
altas presiones.
AGUAS PROFUNDASReducción del tiempo
desde adquisición sísmica a la primera
producción
1. Mayor incorporación de reservas2. Reducir incertidumbre en la evaluación de las inversiones
Aguas profundas: Metas y retos tecnológicos asociados para PEMEX y los operadores privados en corto plazo y de alto valor
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Retos en campos maduros
Retos en aguas profundas
Retos en confiabilidad de instalaciones
Convocatoria
Contexto prospectivo
Ejemplos de tecnología mexicana
mundialmente competitiva
Retos del IMP a gremios
profesionales para para enfoque
Contenido
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 24
• En lo que aterrizan las inversiones nuevas, la infraestructura existente es el
medio para producir y entregar productos.
• Para que el Estado genere los recursos financieros esperados de la Reforma
Energética, es indispensable que la infraestructura crítica y de medición sea
confiable para la entrega a consumidores internos y externos.
• Los inversionistas dependerán de la infraestructura existente (v.gr.,
interconexión) para entregar su producto y monetizar su inversión.
• La sociedad mexicana espera que la Reforma Energética garantice su
seguridad energética, por lo que la confiabilidad es esencial para toda la
cadena de valor de la industria petrolera mexicana.
o Procurar la confiabilidad operativa de las instalaciones y
sistemas críticos para la continuidad de las operaciones y
monetización de las inversiones.
Contexto prospectivo para confiabilidad de instalaciones (1/2)
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 25
1. Mejorar el “up-time” en las instalaciones y sistemas de transporte alreducir los paros no programados y accidentes.
2. Mejorar el factor de disponibilidad de las instalaciones y sistemasde transporte y almacenamiento, con base en una administracióncuantitativa del riesgo.
3. Mayor seguridad energética en el abasto de hidrocarburos a travésde un modelo de mantenimiento para las instalaciones críticas yrecursos clave de sistemas de transporte, acondicionamiento,almacenamiento y distribución.
4. Ahorrar combustible y agua para reducir costos operativos.
Contexto prospectivo para confiabilidad de instalaciones (2/2)
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018
Tecnología de inspección electromagnética superficial en ductos
(TIEMS®)
Carencia de tecnologías
cuantitativas para evaluar
daños en el recubrimiento.
Dificultad para inspeccionar
derechos de vía saturados e
interconectados.
Limitaciones técnicas para la
inspección de tuberías de más
de 4 m de profundidad.
Método superficial no
destructivo, para evaluar
cuantitativamente el estado del
revestimiento de los ductos.
No requiere excavaciones o
interrumpir la operación del
ducto.
Permite:
• Identificar y clasificar zonas
con daños en el
recubrimiento
• Determinar la trayectoria
geométrica de los ductos.
• Detectar conexiones con
ductos fuera de operación y
otras estructuras metálicas
• Evaluar el desempeño del
sistema del sistema de
protección catódica y la
corrosividad del subsuelo
Aplicada en la inspección de
más de 800 km de ductos en
la Región Sur de México
Permite la optimización de los
recursos humanos, materiales
y financieros.
Inspecciones cuantitativas
precisas en derechos de vía
saturados, cruces de ríos y
áreas urbanas.
Evaluación de ductos de hasta
20 m de profundidad
Descripción Problema que resuelve Aplicación
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018
Confiabilidad Operativa: retos operativos asociados para PEMEX y los
operadores privados en corto plazo y de alto valor
• Reducción de costos de energía y servicios
auxiliares.
• Métodos no invasivos de inspección.
• Medición de hidrocarburos
• Inhibición de la corrosión interna (ductos y
recipientes).
• Reducción de emisiones fugitivas.
• Mejor información para diseño: sismicidad,
mecánica de suelos, corrientes marinas, línea
base ambiental.
OPTIMIZACIÓN DE
INSTALACIONES
EXISTENTES
Confiabilidad
operativa de las
instalaciones y
sistemas críticos para
la continuidad
operativa
1. Mejor evaluación de instalaciones adquiridas.
2. Reducción de costos de operación de las instalaciones.
3. Incremento de la vida útil.
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 28
Retos en campos maduros
Retos en aguas profundas
Retos en confiabilidad de instalaciones
Convocatoria
Contexto prospectivo
Ejemplos de tecnología mexicana
mundialmente competitiva
Retos del IMP a gremios
profesionales para enfoque
Contenido
© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 29
Incrementar la productividad en campos
maduros.
• Metodologías innovadoras para incrementar el factor de recuperación
• Desarrollo de nuevos productos químicos para el control de producción de agua y aseguramiento de flujo
• Generación de herramientas para predicción de producción de hidrocarburos.
Reducción del tiempo del descubrimiento a la
primera producción en aguas profundas.
• Generación de información integral (geofísica, geológica y petrofísica).
• Modelos más robustospara evaluación del potencial petrolero
• Mejores elementos para el diseño de sistemas de exploración y desarrollo
Confiabilidad operativa de las instalaciones y
sistemas críticos para la continuidad operativa.
• Generar e implementar estrategias para preservar la infraestructura crítica y recursos clave de sistemas de transporte, acondicionamiento, almacenamiento y distribución.
• Métodos cuantitativos para la gestión del mantenimiento y la continuidad del negocio.
• Mejorar la administración de la integridad de las instalaciones e incrementar la productividad.
Retos de enfoque tecnológico a través de gremios profesionales