Organizado por el Instituto Geológico y Minero de España (IGME) y la Asociación Española de Investigación, Exploración y
Producción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo (ACIEP) como complemento a la exposición temporal del Museo
Geominero “LOS HIDROCARBUROS EN NUESTRA VIDA DIARIA” con el objetivo de construir un entorno de diálogo entre la comunidad científico‐técnica y la sociedad.
18 mayo 2017
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS: DESDE EL
DESCUBRIMIENTO DEL HASTA EL ABANDONO
18 Mayo
¿
QUÉ
SABES DE LOS
HIDROCARBUROS
?
ACERCA DEL CONFERENCIANTE
Instituto Geológico y Minero de España Calle Ríos Rosas 23, Madrid
Hora: 18:30 Sala Cristóbal Bordiú
Entrada libre, previa inscripción a través del correo [email protected], hasta completar aforo.
La sala permanecerá abierta desde las 18:10 con objeto de permitir el registro de entrada al edificio de los asistentes.
CICLO DE CONFERENCIAS
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS: DESDE EL DESCUBRIMIENTO DEL CAMPO HASTA EL ABANDONO
Carlos Iglesias (REPSOL)
La producción es el proceso de extracción de los hidrocarburos del subsuelo de forma ordenada, planificada, segura, respetuosa con el medio ambiente y rentable económicamente. Esta fase comienza con la realización de un descubrimiento comercial y no finalizan hasta que se garantiza el correcto abandono del campo.
Ingeniero de Yacimientos con 12 años de experiencia internacional en Repsol tanto en campos onshore (Argentina, Argelia y Libia) como offshore (España y Reino Unido). Desarrollo de campos exploratorios, campos nuevos y campos maduros. Responsable de numerosos estudios para IOR/EOR y almacenamiento subterráneo de CO2. Coordinador de reservas para España y Reino Unido. Líder del equipo de subsuelo de Libia. Profesor de Reservoir Simulation en el Máster Propio de O&G de la UPM y Reservoir Engineering en el Máster de E&P del CSFR de Repsol. Doctor Ingeniero de Minas por la ETSIME, Máster en Ingeniería de Yacimientos por la NTNU Trondheim y por el ISE Madrid.
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS:
DESDE EL DESCUBRIMIENTO DE UN
CAMPO HASTA SU ABANDONO
1.
Permisos necesarios y su obtención.
2.
Etapas de la vida de un campo.
PERMISOS NECESARIOS Y SU
OBTENCIÓN
Permisos necesarios y su obtención
En España la Investigación y Explotación de Hidrocarburos es de régimen CONCESIONAL y está regida por la Ley de Hidrocarburos 34/1988, la Ley 12/2007 que modifica la anterior y por el Real Decreto 2362/1976 que aprueba el Reglamento de la Ley 21/1974.
Existen 3 figuras administrativas que desarrollan la Ley en materia de exploración, investigación y explotación de hidrocarburos:
• Autorización de Exploración.
• Permiso de Investigación.
Permisos necesarios y su obtención
Permiso de Investigación
Faculta a su titular para investigar, en exclusiva, en la superficie otorgada la existencia de hidrocarburos y de almacenamientos subterráneos. Confiere a su titular el derecho, en exclusiva, a obtener Concesiones de Explotación, en cualquier momento del plazo de vigencia del Permiso.
• Otorgamiento:
Por el Gobierno los Permisos Marinos y los que afecten a mas de una Comunidad Autónoma. Por las Comunidades Autónomas cuando afecten a su ámbito territorial.
• Duración:
6 años y prorrogables 3 años con una reducción del 50% de la superficie original del Permiso.
• Tamaño:
Mínimo de 10.000 has. y máximo de 100.000 has. delimitadas por dos meridianos y dos paralelos geográficos.
• Requisitos:
1. Acreditar su capacidad legal, técnica y económico financiera.
2. Presentar la superficie del permiso delimitada por sus coordenadas geográficas. 3. Acreditación de la garantía establecida en la Ley.
Permisos necesarios y su obtención
Concesión de Explotación
Faculta a su titular para realizar el aprovechamiento de los recursos descubiertos, bien por extracción de hidrocarburos, bien por la utilización de las estructuras como almacenamiento subterráneo, así como proseguir los trabajos de investigación en el área otorgada.
• Otorgamiento:
El Gobierno autorizará, previo informe de la Comunidad Autónoma afectada, el otorgamiento de la Concesión de Explotación mediante Real Decreto.
• Tipos:
1. Concesión de Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos. Confiere el derecho a explotar en exclusiva el yacimiento de hidrocarburos.
2. Concesión de Explotación de Almacenamientos Subterráneos de Hidrocarburos. Confiere el derecho a almacenar hidrocarburos de producción propia o propiedad de terceros en el área otorgada. Asimismo se podrá realizar actividades de investigación de dichos
Permisos necesarios y su obtención
Concesión de Explotación (Cont.)
• Duración:
30 años prorrogables por dos periodos sucesivos de diez.
• Tamaño:
La superficie de una Concesión se adaptará a las dimensiones mínimas necesarias para su protección y podrán tener la forma que solicite el concesionario si bien estarán definidas por cuadriláteros de un minuto de lado.
• Requisitos:
1. Presentación de una memoria técnica detallando la situación, extensión y datos técnicos de la concesión.
2. Presentación de un plan general de explotación, programa de inversiones, estudio de impacto ambiental y, en su caso, estimación de reservas recuperables y perfil de producción.
3. Presentar un plan de desmantelamiento y abandono de las instalaciones, así como recuperación del medio.
4. Presentar resguardo acreditativo de la garantía constituida por el solicitante en la Caja General de Depósitos.
Permisos necesarios y su obtención
Dominio Minero UNE
Etapas de la Vida de un Campo
Durante su ciclo de vida, un campo pasa por varias etapas en las que tanto las necesidades como los objetivos a alcanzar son totalmente diferentes.
Los objetivos a alcanzar son los mismos que en cualquier otro proceso existente en otro tipo de actividades económicas: Minimizar inversiones y gastos, maximizar la producción y la eficiencia y extender la vida útil de las instalaciones y del negocio.
Etapas de la Vida de un Campo
Exploración
Durante la etapa de exploración, el objetivo es probar la existencia de una roca almacén saturada con hidrocarburos y caracterizarla petrofísicamente para evaluar su posible capacidad productiva.
Etapa de Exploración
• Campaña de adquisición de datos.
• Identificación de la estructura.
• Selección del prospecto.
• Perforación del sondeo exploratorio.
• Evaluación de la formación (Testigo, registros, muestra de fluido en fondo).
Etapas de la Vida de un Campo
Delineación
Durante la etapa de delineación, el objetivo es buscar los límites del yacimiento, el contacto de agua y probar la capacidad productiva de la formación mediante test de producción.
Etapa de Delineación
• Selección de objetivos.
• Perforación de sondeos.
• Test de producción, muestra de fluido. • Abandono Temporal (Offshore)
• Evaluación de la formación (Testigo, registros, muestra de fluido en fondo).
Desarrollo
Durante la etapa de desarrollo, el objetivo principal es maximizar la producción minimizando el coste operativo. Para tener éxito en esta etapa es necesario tener claro el concepto de desarrollo que se quiera implementar.
Etapa de la Vida de un Campo
Etapa de Desarrollo
• Selección de objetivos.
• Conversión de sondeos a productores
• Puesta en producción
• Construcción de instalaciones. • Perforación de productores
Desarrollo
El concepto de desarrollo depende de varios factores como localización del campo, tipo de formación, mecanismo de drenaje, tipo de fluido a explotar, área de drenaje, volumen de fluido a tratar, etc. Dichos factores impactan directamente en el dimensionamiento de las instalaciones de tratamiento, en la arquitectura de los pozos, en el número de pozos necesario y su distanciamiento y en los sistemas de levantamiento.
Etapa de la Vida de un Campo
Tipo de Campo • Onshore • Offshore Arquitectura de Pozo • Vertical • Horizontal • Multilateral Levantamiento de Fluido • Flujo Natural • Flujo Artificial
Bomba de varilla o pistón
Bomba de Cavitación Progresiva (PCP)
Bomba Electro Sumergible (ESP)
Desarrollo
Bomba de Varillas o Pistón
Desarrollo
Bomba de Cavitación Progresiva (PCP)
Desarrollo
Bomba Electro Sumergible (ESP)
Desarrollo
Levantamiento con gas (GL)
Desarrollo Onshore
Etapas de la Vida de un Campo
UPB Concept SIFT Concept
Tie-back FPV / FPSO Cylindrical Fixed Platform - Jacket
Desarrollo Offshore
Desarrollo Offshore
Etapas de la Vida de un Campo
Desarrollo Offshore
Etapas de la Vida de un Campo
Desarrollo Offshore
Etapas de la Vida de un Campo
Desarrollo Offshore
Etapas de la Vida de un Campo
Madurez
Durante la etapa de madurez, el objetivo es maximizar el factor de recuperación y retrasar el abandono. Para ello se aplican técnicas de recuperación secundaria y recuperación terciaria conocidas técnicamente como IOR y EOR respectivamente.
Etapas de la Vida de un Campo
• IOR: Improved Oil Recovery
Inyección de agua
• EOR: Enhanced Oil Recovery
Recuperación Química
Recuperación miscible/inmiscible Recuperación Termal
Madurez
IOR: Inyección de Agua
• El objetivo de la inyección de agua es mejorar la eficiencia de barrido y proveer al sistema de una fuente adicional de energía para poder seguir produciendo.
• La recuperación secundaria puede suponer hasta un 15-20% de recuperación adicional.
Madurez
Etapas de la Vida de un Campo
EOR: Recuperación Química
• Inyección de especies químicas como alcalinos, surfactantes, polímeros, espumas, geles o combinación de éstos.
• El objetivo principal es mejorar la relación de movilidad viscosificando la fase desplazante (agua) o bloqueando caminos preferentes para obligar al agua a recorrer nuevos poros no barridos.
Madurez
Etapas de la Vida de un Campo
EOR: Recuperación Miscible / Inmiscible
• Inyección de especies gaseosas miscibles (CO2, N2, gas) o hidrocarburos inmiscibles. La disolución de los gases en la fase desplazada reduce la viscosidad y favorece su movilidad. La inyección de hidrocarburos mejora la relación de movilidad al ser la fase desplazante y desplazada similar.
Madurez
Etapas de la Vida de un Campo
EOR: Recuperación Termal
• Inyección de vapor o combustión “in situ” con el objetivo de calentar el frente para reducir la viscosidad de la fase desplazada y mejorar su movilidad
Abandono
Cuando se adquiere una concesión de explotación también se adquiere la obligación de dejar la zona explotada rehabilitada y en las misma condiciones en las que se encontró.
Etapas de la Vida de un Campo
Por norma general el “decomisionado” debe hacerse en su totalidad a no ser que “no decomisionar” parte de una instalación suponga un beneficio probado para el medio ambiente.
Etapa de Abandono
• Abandono de pozos.
• Abandono de instalaciones.
Abandono
Etapas de la Vida de un Campo
Impacto de la actividad de E&P
Cuando se ejecuta cualquier tipo de proyecto en cualquier etapa de la vida de un campo, es necesario evaluar los riesgos existentes en la ejecución del proyecto y el impacto que genera la actividad.
• Los riesgos asociados a un proyecto deben ser identificados, cuantificados y mitigados. Matriz de riesgos.
• El impacto generado por una actividad puede ser tanto positivo como negativo, pero en cualquier caso debe estar correctamente identificado y cuantificado. Los tres principales impactos generados por la actividad de E&P son:
Impacto Social Impacto Ambiental Impacto Económico
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Balance Energético
Población 46.5 Millones
Producción per cápita: 8.3 MWh Consumo per cápita: 31MWh PIB per cápita: 34,899 USD/año
Fuente: MINETUR y FMI
FUENTE DE ENERGÍA PRODUCCIÓN CONSUMO DIFERENCIA
Carbón 13,979 167,774 ‐91.7% Petroleo 2,745 609,808 ‐99.5% Gas Natural 628 285,982 ‐99.8% Nuclear 173,601 173,601 0.0% Hidráulica, Eólica, Solar y GeoT. 114,823 114,823 0.0% Biomasa y residuos 81,573 88,749 ‐8.1% TOTAL 387,349 1,440,736 ‐73.1% BALANCE ENERGÉTICO: ESPAÑA 2015 [GWh]
Población 5.2 Millones
Producción per cápita: 461.1 MWh Consumo per cápita: 45.4 MWh PIB per cápita: 67,445 USD/año
Fuente: SSB y FMI
FUENTE DE ENERGÍA PRODUCCIÓN CONSUMO DIFERENCIA
Carbón 8,630 12,240 ‐29.5% Petroleo 939,326 67,645 1288.6% Gas Natural 1,291,731 29,190 4325.3% Nuclear 0 0 0.0% Hidráulica, Eólica, Solar y GeoT. 141,529 115,811 22.2% Biomasa y residuos 16,262 11,006 47.8% TOTAL 2,397,478 235,892 916.3% BALANCE ENERGÉTICO: NORUEGA 2015 [GWh]
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Balance Energético
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Recursos Prospectivos
TIPOLOGÍA DE RECURSO PROSPECTIVO BAJO (P90) BASE (P50) ALTO (P10)
Petróleo convencional onshore [Mboe] 71.0 156.5 265.5 Petróleo convencional offshore somero [Mboe] 66.0 155.5 268.0 Petróleo convencional offshore profundo [Mboe] 757.0 1632.0 2860.5 TOTAL [MMboe] 894.0 1944.0 3394.0 Gas convencional onshore [Bcm] 18.5 41.0 73.2 Gas convencional offshore somero [Bcm] 18.0 48.0 96.5 RECURSOS PROSPECTIVOS POR TIPOLOGÍA DE RECURSO
En marzo de 2013 Gessal, publicó un informe realizado para ACIEP en el que se evaluaron los recursos prospectivos de hidrocarburos en España, tanto de petróleo como de gas natural.
Se evaluaron los recursos convencionales y no convencionales de un total de 24 dominios mineros tanto Onshore como Offshore.
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Contribución al PIB
ESCENARIO 2025 2030 2035 2040 2045 2055 2065 Escenario Base 7,451 21,987 39,124 44,403 38,029 18,454 7,291 Recursos: Alto P10 21,411 63,269 111,946 125,324 106,122 53,276 23,417 Recursos: Bajo P90 2,304 6,802 12,202 14,080 12,220 5,713 1,968 Exploración: 34 años 3,824 11,556 22,900 34,396 39,103 28,929 13,124 CONTRIBUCIÓN AL PIB POR ESCENARIO [M€]
• El impacto del escenario base puede llegar hasta 44,000 M€/año (4.3% del PIB actual) lo que supondría mayor contribución que el transporte y el sector primario.
• El 80% de la contribución se debe directamente al desarrollo de la actividad del propio sector de E&P.
• El 20% restante se debe a los efectos indirecto e inducido en un amplio abanico de ramas de actividad (industrias manufactureras metálicas, alquiler de maquinaria, etc).
• La gran contribución al PIB es debida a su elevado valor añadido bruto unitario en comparación con el del resto de ramas de la economía.
ESCENARIO 2025 2030 2035 2040 2045 2055 2065
Escenario Base 152,236 248,288 255,677 206,674 154,120 86,603 37,862
Recursos: Alto P10 415,813 696,081 752,194 632,942 481,988 267,686 121,246
CONTRIBUCIÓN AL EMPLEO POR ESCENARIO (EMPLEOS EQUIVALENTES A TIEMPO COMPLETO)
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Contribución al Empleo
• El escenario base podría suponer la generación de 260.000 PTETC en el año de mayor impacto.
• Tan solo el 14% del empleo generado se corresponde con empleo directo de la propia actividad. Esto se debe a que el E&P es una actividad poco intensiva en empleo directo.
• El 86% restante se corresponde con empleo indirecto o inducido repartido en el resto de ramas de la actividad. Esto se debe en parte a que durante la fase de desarrollo, la participación de otras ramas es mucho más importante.
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Contribución a la BC
ESCENARIO 2025 2030 2035 2040 2045 2055 2065 Escenario Base 4,108 16,466 33,757 40,337 35,094 16,443 6,330 Recursos: Alto P10 12,359 47,876 96,037 112,485 96,460 47,004 20,383 Recursos: Bajo P90 1,205 5,040 10,600 12,959 11,457 5,149 1,703 Exploración: 34 años 2,095 8,368 18,361 29,718 34,964 26,468 11,652 CONTRIBUCIÓN A LA BALANZA COMERCIAL POR ESCENARIO [M€]• La producción de los recursos prospectivos de Gas definidos en el escenario base, podría alcanzar un saldo neto exportador durante un periodo de más de 20 años.
• El impacto asociado al petróleo es más moderado. Las importaciones nacionales de petróleo supondrían aproximadamente un 20% del consumo.
• La contribución neta a la balanza comercial en el escenario base, igualaría al nivel de déficit que presenta actualmente esta balanza en un plazo de 15 años y
Impacto de la actividad de E&P
Económico: Ejemplo UNE
PAIS DE ORIGEN NÚMERO PRESUPUESTO [€]
España 27 5,294,351
Multinacional‐ Sede España 15 5,521,443
Multinacional 3 81,999
TOTAL 45 10,897,793
El impacto y el riesgo ambiental y social asociado a la actividad de E&P proviene de dos fuentes claramente diferenciables:
• Actividades Rutinarias: Impactos potenciales previsibles asociados a las actividades planificadas y en condiciones normales de operación.
Presencia física
Emisiones atmosféricas
Ruido y vibraciones
Emisiones luminosas
Aguas residuales y otros efluentes
Residuos sólidos• Sucesos Accidentales: Impactos potenciales no previsibles asociados a las
actividades no planificadas derivados de sucesos accidentales (con una probabilidad de ocurrencia asociada).
Tareas operacionales con derrame de combustible.
Pérdida de control del pozo con derrame de crudo.Impacto de la actividad de E&P
Ambiental y social
El impacto asociado a las actividades rutinarias se puede minimizar principalmente mediante el control y la inspección.
Auditorías periódicas.
Inspecciones programadas.
Compromisos adquiridos con la comunidad.El impacto asociado a los sucesos accidentales una vez ocurridos solo pueden minimizarse gracias a una detección temprana del suceso y una rápida respuesta con los medios de mitigación adecuados.
Impacto de la actividad de E&P
Ambiental y social
Para la detección temprana, el Centro Tecnológico de Repsol junto con Indra, inventaron el sistema HEADS (Hydrocarbon Early Automatic Detection System) el cual ha ganado numerosos premios internacionales.
