SMARTech Ingeniería, C.A.

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1 SMARTech Ingeniería, C.A.
El Método MANDAR: Propuesta Técnica-Económica para la Optimización del Área de Producción de PDVSA en el Norte de Monagas Presentación de unas laminas para recordar que El método actual para separar los hidrocarburos en el proceso de producción petrolera se asemeja al descorche de una champaña Nuevos Conceptos y Tecnologías: Considerando un mismo uso de los yacimientos / pozos (comparación equitativa), nuestra Propuesta auto-financiada, garantiza a menores costos, menor tiempo, poder producir mucho más y mejores productos comerciales y simultáneamente solventar un 70% de los problemas tradicionales, Resultando globalmente en un incremento de 25 % medido en BlsEq

2 Agua asociada Crudo Yacimiento Gas cap Gas asociado
De igual manera, el método actual utilizado en las Cadenas Industriales Petroleras, derrocha la riqueza entregando menos líquidos y de menor valor. Agua asociada Crudo Yacimiento Gas cap Gas asociado El método actual para separar los hidrocarburos en el proceso de producción petrolera se asemeja al descorche de una champaña. 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. Aquí tenemos una representación simplificada del método actualmente generalizado en todas parte del mundo para producir el petróleo. En el subsuelo, abajo fuerte presión, tenemos una mezcla liquida de hidrocarburos. Para ilustrar lo que esta ocurriendo en el método actual de producción, es como destapar una champaña, agitando previamente la botella para asegurarse que no se queda gas asociado con el liquido. Y sabemos que dependiendo de la manera como se destape la botella, permanecerá en la botella más o menos champaña “estable”, más o menos rico, versus se perderá más o menos vapores. Este es el proceso de “Fórmula 1” generalizado en las áreas de producción del planeta. Aún más insólito, hoy con inversiones exorbitantes se trata de volver a poner nuevamente liquido parte de estos vapores (es absurdo). 1 / 15mn Bás|ico Mejoras

3 Cadena Industrial Petrolera típica
El Método Mandar evidencia que los sistemas actuales no permiten aprovechar toda la riqueza del producto extraído, ya que están basados en el uso de SEPARADORES. Cadena Industrial Petrolera típica El Origine Yacimientos Extracción Producción Almacenamientos Transporte Refinación Industrialización SEPARADORES Comercialización De un análisis global, se evidencian incoherencias insólitas. Estos SEPARADORES tienen 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. Con la aparición del método Mandar, se revela que los actuales sistemas de producción de petróleo, son inadecuados: Estos no cumplen con los objetivos. Si observamos cualquier red petrolera del mundo, desde los yacimientos hasta la comercialización; pasando por las instalaciones de producción, las almacenamientos, las facilidades de transporte, las refinerías, se evidencia que son los “separadores”, piezas centrales en el método de producción hoy mundialmente generalizado, son estos separadores quienes generan la gran mayoría de los problemas en estas redes. Además ¿quien controla quien opera estos separadores?, no es el Hombre: sino, es la naturaleza, y el resultado es deplorable, se reduce y se empobrece la producción y se generan muchos problemas. Por eso, hasta hoy el trabajo del día al día de muchos petroleros es solventar estos problemas ",¡donde se manifiestan!; creando una maraña de sistemas, complicando las operaciones haciéndolas más vulnerables, o sea afectando negativamente la economía. Estos SEPARADORES ocasionan una pérdida importante en volumen y calidad del producto, es decir, reducción de barriles y grados API. Además estos SEPARADORES, 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 Método Tradicional
METODO TRADICIONAL SEPARACION MULTI-ETAPAS Separación de los efluentes de los pozos 1 Mezcla de Hidrocarburos (CnHm ejemplo Propano C3H8) Componentes Livianos volatiles Componentes Intermediarios Componentes más Pesados Poco Volátiles Hexanos Propano Agua N2 + CO2 + H2S + ... Metano Etano Butanos Pentanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos + más pesados EFLUENTES DE LOS POZOS Método Tradicional Que estamos haciendo Versus Que deseamos hacer 5 4 3 2 Asociado Gas Alternativa de Extracción de Líquidos (N.Monagas 1/3) Líquidos de Gas Los más preciados Inversiones US$ / Bbl Perdidas En esta lámina, vamos a comparar una producción petrolera entre el Método Tradicional Versus el Método Mandar. 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. 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. 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 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 Inversiones 700 US$ / Bbl 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. Ver desarrollo tradicional con producción de “líquidos de gas” Primero, vemos como el Método Tradicional aprovecha esta riqueza producida desde los yacimientos. En un primer separador se baja la presión de los efluentes a 8 atmósferas. 5 En un segundo separador, se baja la presión del líquido producido por el primer separador a 3 atmósferas. 1 2 4 3 5

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,
METODO TRADICIONAL SEPARACION MULTI-ETAPAS Separación de los efluentes de los pozos, Método Tradicional Vs Método Mandar METODO Mandar - PROCESO: MAXIMIZACION RIQUEZA LIQUIDA FASE 1 Producción Riqueza FASE 2 Producción Productos 1 Mezcla de Hidrocarburos (CnHm ejemplo Propano C3H8) Componentes Livianos volatiles Componentes Intermediarios Componentes más Pesados Poco Volátiles Hexanos Propano Agua N2 + CO2 + H2S + ... Metano Etano Butanos Pentanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos + más pesados EFLUENTES DE LOS POZOS Crudo Merey 16ºAPI con RVP 1,5 5 4 3 2 6 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. En Esta caso, la Alternativa Atractiva Elegida para el estudio del 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; RVP de 10 10 Flexibilidad de Producción 8 7 Flexibilidad Comercial Los más preciados 9 RVP de 10 Inversiones 900 US$ / Bbl Volumen adicional comercializado por el Método Mandar 10 = 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. 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. Además, por no bajar la presión de los efluentes de los pozos hasta la presión atmosférica: Y un petróleo comercial Modulo Mandar Fase 1 Fase 2 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 / castigan a la industria. 1 6 7 9 8

7 Área del Norte de Monagas
Situación al Inicio del Plan del área de producción del Norte de Monagas (esquema) N E O S Inversiones del Plan PDVSA de las cuales, nuevas Plantas de Extracción de Líquidos Crudos P & XP Valores económicos = 2011 (1 Bbl 32,2 ºAPI= 104 1er trimestre 2011) Plan Norte de Monagas: Tecnología Tradicional Vs. Método MANDAR aplicado en unos puntos estratégicos (conservador) Año  2005 2010 Alternativa  Tradicional PDVSA M Mandar SMARTech C3+ Extraídos Crudo producido BPD Efectos Económicos MMUS$/año Crudo comercializado BPD °API promedio 32,2 33,3 39,4 Líquidos de Gas BPD 93.000 Producciones MMUS$/año 33.461 40.262 49.261 9.000 Inversiones MMUS$ -1.500 Ahorros Operaciones - 500 Contaminación mTCO2e/D 8.135 9.872 4.206 + 100 Incremento Reservas Accesibles / 4 años Incremento valor de la Cuota OPEP Otros adicionales > a + 300 Total Efectos / Incremento Utilidad Bruta, MMUS$/año  MATURÍN ¿Nuevas Plantas de Extracción de líquidos? Se ha demostrado que estas nuevas plantas no son necesarias Más bien, castigan la producción y la economía, …. 2011 = no se logro este objetivo Vimos el efecto Smart-OilCo en casos particulares de unas áreas, ahora vemos estos impactos a nivel de una región de producción y de su Plan de desarrollo. Este ejemplo es el Norte de Monagas, aquí tenemos un esquema simplificado. Tenemos varias estaciones de flujo, donde se separan los efluentes de los pozos entre petróleo estabilizado, recolectados por red de poliductos que llevan estos líquidos hasta los almacenamientos atmosféricos. Paralelamente tenemos una red de gasoductos que recolectan las gas asociados no perdidos a la atmósfera, con varias plantas de recomprensión una planta de endulzamiento de gas principalmente para alimentar plantas de extracción de líquidos la de Santa Bárbara y la de Jusepín. El resto del gas asociado es reinyectado en los yacimientos principalmente por medio de 2 grandes centros Pigap 1 y 2. No sobra casi gas en el área. Representamos igualmente áreas fuera del Norte de Monagas porque vimos que estas usan petróleo liviano producido en el norte de Monagas y que podríamos evitar las perdidas importantes actuales. Para este área PDVSA tiene un plan para incrementar la producción tanto de petróleo comercial como de Líquidos de gases, PDVSA planifico 3 nuevas plantas de extracción de liquido las cuales representan una buena parte de la producción. Unos números del Plan versus el impacto que tendría el método Smart-OilCo a ser implementado en unas áreas estratégicas de la región. Diluente Incremento = 29%