Presentación del 13 de julio 2011 a los cursantes en el Postgrado 2011 / 2012 en Petróleo de la UNEFA Philippe MANDAR - -

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2 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 Nuevos Conceptos y Tecnologías SMARTech “El Método MANDAR” Como de un solo tiro mejorar cuantitativa, cualitativa, ecológica, operacional y económicamente la producción petrolera

3 Agua asociada CrudoCrudo YacimientoYacimiento Gas cap Gas asociado 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. De igual manera, el método actual utilizado en las Cadenas Industriales Petroleras, derrocha la riqueza entregando menos líquidos y de menor valor. El método actual para separar los hidrocarburos en el proceso de producción petrolera se asemeja al descorche de una champaña.

4 Yacimientos Extracción Comercialización Refinación Industrialización Almacenamientos Producción 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. 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. 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. Cadena Industrial Petrolera típica SEPARADORES Transporte De un análisis global, se evidencian incoherencias insólitas.

5 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. 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” Los efluentes de los pozos son líquidos en los yacimientos, bajo una presión de 500 atmósferas. 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. 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. 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 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. En un segundo separador, se baja la presión del líquido producido por el primer separador a 3 atmósferas. 1 Mezcla de Hidrocarburos (C n H m ejemplo Propano C3H8) Componentes Livianos volatiles Componentes Intermediarios Componentes más Pesados Poco Volátiles Hexanos Propano Agua N 2 + CO 2 + H 2 S +... Metano Etano Butanos Pentanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos + más pesados EFLUENTES DE LOS POZOS Separación de los efluentes de los pozos 2 3 231 4 4 5 5 METODO TRADICIONAL SEPARACION MULTI-ETAPAS 5 Método Tradicional Que estamos haciendo Versus Que deseamos hacer Los más preciados Perdidas Líquidos de Gas Inversiones 20.000 US$ / Bbl Inversiones 700 US$ / Bbl Alternativa de Extracción de Líquidos (N.Monagas 1/3) 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. 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. Ver desarrollo tradicional con producción de “líquidos de gas” Gas Asociado

6 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: ¿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)? ¿Repuesta ?: “La Naturaleza” 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. ?

7 Separación de los efluentes de los pozos, Método Tradicional Vs Método MANDAR Modulo SMARTech Fase 1 Modulo SMARTe ch Fase 2 9 1 Mezcla de Hidrocarburos (C n H m ejemplo Propano C3H8) Componentes Livianos volatiles Componentes Intermediarios Componentes más Pesados Poco Volátiles Hexanos Propano Agua N 2 + CO 2 + H 2 S +... Metano Etano Butanos Pentanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos + más pesados EFLUENTES DE LOS POZOS 2 3 4 5 METODO TRADICIONAL SEPARACION MULTI-ETAPAS 1678 METODO MANDAR - PROCESO: MAXIMIZACION RIQUEZA LIQUIDA FASE 1 Producción Riqueza FASE 2 Producción Productos 6 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; El resto de los demás hidrocarburos se mantendrán en forma de líquidos. 7 En una Segunda Fase ubicada cerca del área de almacenamiento, se separa el líquido entre: 9 Un líquido que incluye los hidrocarburos más livianos que no pueden quedarse asociados al petróleo comercial. 810 Volumen adicional comercializado por el Método SMARTech 10 = 9 + 8 - 5 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. 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. 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: Flexibilidad de Producción Flexibilidad Comercial Los más preciados Inversiones 900 US$ / Bbl Morichal RVP 1,5 RVP de 10

8 Efectos negativos de los SEPARADORES en la cadena industrial petrolera y que se solucionan total o parcialmente con el Método MANDAR ExtracciónProducciónAlmacenamientoTransporteComercialización  Reservas  RendimientoEstabilización Manejo X/XP  Aprovechamiento del gas - Más - Más - Más crudo Perdidas Líquidos vs Gases  Mejores Productos - Mejores - Mejores - Mejor crudo - Mejor crudoVolúmenesVolúmenesDietas ExploraciónEstabilizaciónDeshidrataciónSeguridadFlexibilidad/Oportunidad ArenamientoOptimización Líquidos Vs. Gases CorrosiónRendimientos RecuperaciónPerdidasCompresiónContaminación - Secundaria Deshidratación? Valorización residuales  - Inyec. Agua - Inyec. AguaAcidez/Corrosión Cuota OPEP  - Inyección Gas - Inyección GasContaminacionesOperabilidad Valorización /Adecuación - Terciaría  Mejora.to P/XP Confiabilidad,  Levan t Artificial DiluentesDisponibilidad  Agua asociada Operatividad  Flexibilidad Op.  Riesgos Paralización Asfáltenos Parafinas Concesiones Vulnerabilidades el Método MANDAR Temas en los cuales, la aplicación del Método MANDAR aporta mejoras, y en muchos casos los Problemas / Efectos Negativos desaparecen

9 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. 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. 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 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. 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. 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. Es decir, que por cada 100 barriles extraídos del área de Morichal se pierden 19,3 barriles. Por tal razón, esta pérdida de 19,3% en volumen, representa una pérdida de 37% en valor. 313 Pozos ( 306 disponibles / 270 operativos en octubre 04) 3 Plantas Principales de procesamiento 4 estaciones de diluente Área de Producción Morichal UPM Campos: Morichal + Jobo + Pilón + Temblador Área de producción de Morichal Crudo Merey 159 Barriles 159 Perdidas 19,3 Barriles 100% del Propano 100% del Butanos 100% Gasolinas C5+C6+C7 Buena Parte C8+C9+C10.. 19,3 Volumenes incorporados = 178,3 100 Yacimientos / Pozos de Morichal PDVSA @ 11°APl 15,4 10,0 25,4 Diluente Crudo Quiriquire De Repsol YPF @ 43,8°APl Centinela 52,9 Crudo Uracoa De Harverst Vinccler @ 16°APl Pérdidas 19,3% en volumen / producción PDVSA = 37% en Valor Con el Método MANDAR se eliminan estas pérdidas

10 Crudos P & XP Área del Norte de Monagas N EO S MATURÍN Inversiones del Plan PDVSA de las cuales, nuevas Plantas de Extracción de Líquidos Situación año 2005 del área de producción del Norte de Monagas (esquema) Diluente Plan Norte de Monagas: Tecnología Tradicional Vs. Método MANDAR Año  20052010 Alternativa  TradicionalM.MANDAR Crudo producido BPD 860.0001.010.0001.134.000EfectosEconómicosMMUS$/año Crudo comercializado BPD 820.000966.0001.134.000 °API promedio 333440 Líquidos de Gas BPD 93.000135.000135.000 Producciones MMUS$/año 16.73919.03023.2504.220 Inversiones MMUS$ -1.264 Contaminación mTCO2e/D 8.1359.8724.206 + 100 Incremento Reservas Accesibles + 900 / 4 años Incremento valor de la Cuota OPEP + 1.000 Otros adicionales > a + 100 Total Efectos / Incremento Utilidad Bruta, MMUS$/año  + 6.909 Valores económicas = 2005 (1 Bbl = @ 50 US$) Incremento = 36% ¿Nuevas Plantas de Extracción de líquidos? Se ha demostrado que estas nuevas plantas no son necesarias Más bien, castigan la producción, la economia, ….

11 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…

12 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