producciÓn de hidrocarburos: desde el...

Organizado por el Instituto Geológico y Minero de España (IGME) y la Asociación Española de Investigación, Exploración yProducción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo (ACIEP) como complemento a la exposición temporal del MuseoGeominero “LOS HIDROCARBUROS EN NUESTRA VIDA DIARIA” con el objetivo de construir un entorno de diálogo entre lacomunidad científico‐técnica y la sociedad.

18 mayo 2017

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS: DESDE EL DESCUBRIMIENTO DEL HASTA EL ABANDONO

Carlos Iglesias (REPSOL)

18 Mayo

¿QUÉ SABES DE LOS HIDROCARBUROS?

ACERCA DEL CONFERENCIANTE

Instituto Geológico y Minero de EspañaCalle Ríos Rosas 23, Madrid

Hora: 18:30 Sala Cristóbal BordiúEntrada 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 undescubrimiento 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) comooffshore (España y Reino Unido). Desarrollo de campos exploratorios, campos nuevos y campos maduros. Responsable de numerosos estudiospara IOR/EOR y almacenamiento subterráneo de CO2. Coordinador de reservas para España y Reino Unido. Líder del equipo de subsuelo deLibia. 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 deRepsol. Doctor Ingeniero de Minas por la ETSIME, Máster en Ingeniería de Yacimientos por la NTNU Trondheim y por el ISE Madrid.

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PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS: DESDE EL DESCUBRIMIENTO DE UN CAMPO HASTA SU ABANDONO

Carlos Iglesias ([email protected])18 de Mayo de 2017

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1. Permisos necesarios y su obtención.

2. Etapas de la vida de un campo.

3. Impacto de la actividad de E&P

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PERMISOS NECESARIOS Y SU OBTENCIÓN

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Permisos necesarios y su obtención

En España la Investigación y Explotación de Hidrocarburos es de régimenCONCESIONAL y está regida por la Ley de Hidrocarburos 34/1988, la Ley 12/2007 quemodifica la anterior y por el Real Decreto 2362/1976 que aprueba el Reglamento de laLey 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.

• Concesión de Explotación.

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Permisos necesarios y su obtenciónPermiso de Investigación

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Faculta a su titular para investigar, en exclusiva, en la superficie otorgada la existenciade hidrocarburos y de almacenamientos subterráneos. Confiere a su titular el derecho,en exclusiva, a obtener Concesiones de Explotación, en cualquier momento del plazode 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 dosparalelos 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.4. Presentar el Plan de investigación (programa de trabajos, plan de inversiones, medidas de

protección medioambiental y plan de restauración).

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Permisos necesarios y su obtenciónConcesión de Explotación

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Faculta a su titular para realizar el aprovechamiento de los recursos descubiertos, bienpor extracción de hidrocarburos, bien por la utilización de las estructuras comoalmacenamiento subterráneo, así como proseguir los trabajos de investigación en elárea otorgada.

• Otorgamiento:El Gobierno autorizará, previo informe de la Comunidad Autónoma afectada, el otorgamiento dela 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 elderecho a almacenar hidrocarburos de producción propia o propiedad de terceros en elárea otorgada. Asimismo se podrá realizar actividades de investigación de dichosalmacenamientos

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Permisos necesarios y su obtenciónConcesión de Explotación (Cont.)

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• Duración:30 años prorrogables por dos periodos sucesivos de diez.

• Tamaño:La superficie de una Concesión se adaptará a las dimensiones mínimas necesarias para suprotección y podrán tener la forma que solicite el concesionario si bien estarán definidas porcuadriláteros 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 deimpacto ambiental y, en su caso, estimación de reservas recuperables y perfil deproducción.

3. Presentar un plan de desmantelamiento y abandono de las instalaciones, así comorecuperación del medio.

4. Presentar resguardo acreditativo de la garantía constituida por el solicitante en la CajaGeneral de Depósitos.

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Permisos necesarios y su obtenciónDominio Minero UNE

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ETAPAS DE LA VIDA DE UN CAMPO

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Etapas de la Vida de un Campo

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Durante su ciclo de vida, un campo pasa por varias etapas en las que tanto lasnecesidades como los objetivos a alcanzar son totalmente diferentes.

Los objetivos a alcanzar son los mismos que en cualquier otro proceso existente en otrotipo de actividades económicas: Minimizar inversiones y gastos, maximizar laproducción y la eficiencia y extender la vida útil de las instalaciones y del negocio.

¿¿¿Abandono???

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Exploración

Durante la etapa de exploración, el objetivo es probar la existencia de una rocaalmacén saturada con hidrocarburos y caracterizarla petrofísicamente para evaluar suposible 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).

• Abandono

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Delineación

Durante la etapa de delineación, el objetivo es buscar los límites del yacimiento, elcontacto de agua y probar la capacidad productiva de la formación mediante test deproducción.

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).

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Desarrollo

Durante la etapa de desarrollo, el objetivo principal es maximizar la producciónminimizando el coste operativo. Para tener éxito en esta etapa es necesario tener claroel 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

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Desarrollo

El concepto de desarrollo depende de varios factores como localización del campo, tipode formación, mecanismo de drenaje, tipo de fluido a explotar, área de drenaje,volumen de fluido a tratar, etc. Dichos factores impactan directamente en eldimensionamiento de las instalaciones de tratamiento, en la arquitectura de los pozos,en el número de pozos necesario y su distanciamiento y en los sistemas delevantamiento.

Etapa de la Vida de un Campo

Tipo de Campo

• Onshore

• Offshore

Arquitectura de Pozo

• Vertical

• Horizontal

• Multilateral

• Pozo inteligente

Levantamiento de Fluido

• Flujo Natural

• Flujo Artificial Bomba de varilla o pistón Bomba de Cavitación Progresiva (PCP) Bomba Electro Sumergible (ESP) Levantamiento con gas (GL)

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Desarrollo

Bomba de Varillas o Pistón


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Desarrollo

Bomba de Cavitación Progresiva (PCP)


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Desarrollo

Bomba Electro Sumergible (ESP)


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Desarrollo

Levantamiento con gas (GL)


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Desarrollo OnshoreEtapas de la Vida de un Campo

Campo Los Perales (Santa Cruz, Argentina)

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UPB Concept SIFT Concept

Tie-back FPV / FPSO Cylindrical Fixed Platform - Jacket

Desarrollo OffshoreEtapas de la Vida de un Campo

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Plataforma Beatrice & Jacky (Mar del Norte, Escocia)

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Plataforma Casablanca (Mar Mediterráneo, España)

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FPSO Bleo Holm (Mar del Norte, Escocia)

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Tie-back Poseidón (Golfo de Cádiz, España)

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Madurez

Durante la etapa de madurez, el objetivo es maximizar el factor de recuperación yretrasar el abandono. Para ello se aplican técnicas de recuperación secundaria yrecuperación terciaria conocidas técnicamente como IOR y EOR respectivamente.


• IOR: Improved Oil Recovery Inyección de agua

• EOR: Enhanced Oil Recovery Recuperación Química Recuperación miscible/inmiscible Recuperación Termal

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Madurez

IOR: Inyección de Agua

• El objetivo de la inyección de agua es mejorar la eficiencia de barrido y proveer alsistema de una fuente adicional de energía para poder seguir produciendo.

• La recuperación secundaria puede suponer hasta un 15-20% de recuperaciónadicional.


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MadurezEtapas 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 fasedesplazante (agua) o bloqueando caminos preferentes para obligar al agua arecorrer nuevos poros no barridos.

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EOR: Recuperación Miscible / Inmiscible

• Inyección de especies gaseosas miscibles (CO2, N2, gas) o hidrocarburosinmiscibles. La disolución de los gases en la fase desplazada reduce la viscosidad yfavorece su movilidad. La inyección de hidrocarburos mejora la relación de movilidadal ser la fase desplazante y desplazada similar.

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EOR: Recuperación Termal

• Inyección de vapor o combustión “in situ” con el objetivo de calentar el frente parareducir la viscosidad de la fase desplazada y mejorar su movilidad

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Abandono

Cuando se adquiere una concesión de explotación también se adquiere la obligación dedejar la zona explotada rehabilitada y en las misma condiciones en las que se encontró.


Por norma general el “decomisionado” debe hacerse en sutotalidad a no ser que “no decomisionar” parte de unainstalación suponga un beneficio probado para el medioambiente.

Etapa de Abandono

• Abandono de pozos.

• Abandono de instalaciones.

• Restauración del entorno.

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AbandonoEtapas de la Vida de un Campo

Abandono de instalaciones campo YME MOPU (Mar del Norte, Noruega)

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Impacto de la actividad de E&P

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Cuando se ejecuta cualquier tipo de proyecto en cualquier etapa de la vida de uncampo, es necesario evaluar los riesgos existentes en la ejecución del proyecto y elimpacto que genera la actividad.

• Los riesgos asociados a un proyecto deben ser identificados, cuantificados ymitigados. Matriz de riesgos.

• El impacto generado por una actividad puede ser tanto positivo como negativo, peroen cualquier caso debe estar correctamente identificado y cuantificado. Los tresprincipales impactos generados por la actividad de E&P son:

Impacto Social Impacto AmbientalImpacto Económico

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Económico: Balance Energético

Población 46.5 MillonesProducción per cápita: 8.3 MWhConsumo per cápita: 31MWhPIB 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]

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Población 5.2 MillonesProducción per cápita: 461.1 MWhConsumo per cápita: 45.4 MWhPIB 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]


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Económico: Balance Energético

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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

Gas convencional offshore profundo [Bcm] 125.0 321.0 681.0

Gas no convencional onshore [Bcm] 529.7 2025.4 6647.6

TOTAL [Bcm] 691.2 2435.4 7498.3

RECURSOS PROSPECTIVOS POR TIPOLOGÍA DE RECURSO

Fuente: Evaluación Preliminar de los Recursos Prospectivos de Hidrocarburos Convencionales y No Convencionales en España. Gessal 2013

En marzo de 2013 Gessal, publicó un informe realizado para ACIEP en el que seevaluaron los recursos prospectivos de hidrocarburos en España, tanto de petróleocomo de gas natural.

Se evaluaron los recursos convencionales y no convencionales de un total de 24dominios mineros tanto Onshore como Offshore.

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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 PIBactual) 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 delpropio sector de E&P.

• El 20% restante se debe a los efectos indirecto e inducido en un amplio abanico deramas de actividad (industrias manufactureras metálicas, alquiler de maquinaria, etc).

• La gran contribución al PIB es debida a su elevado valor añadido bruto unitario encomparación con el del resto de ramas de la economía.

Fuente: Análisis del impacto del desarrollo de la exploración y producción de hidrocarburos en la economía española. Deloitte 2014

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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

Recursos: Bajo P90 49,666 78,869 77,103 59,459 43,212 24,628 10,257



CONTRIBUCIÓN AL EMPLEO POR ESCENARIO (EMPLEOS EQUIVALENTES A TIEMPO COMPLETO)


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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.

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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: 50 años 987 3,942 8,633 14,534 21,474 28,950 23,870

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 alcanzaría un valor máximo superior a los 40.000 millones de euros en 2040.

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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

CONTRATACIÓN DE PROVEEDORES EN LA UNE

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El impacto y el riesgo ambiental y social asociado a la actividad de E&P proviene dedos fuentes claramente diferenciables:

• Actividades Rutinarias: Impactos potenciales previsibles asociados a lasactividades 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 lasactividades no planificadas derivados de sucesos accidentales (con una probabilidadde ocurrencia asociada). Tareas operacionales con derrame de combustible. Pérdida de control del pozo con derrame de crudo.


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Ambiental y social

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El impacto asociado a las actividades rutinarias se puede minimizar principalmentemediante 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 puedenminimizarse gracias a una detección temprana del suceso y una rápida respuesta conlos medios de mitigación adecuados.


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Ambiental y social

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Para la detección temprana, el Centro Tecnológico de Repsol junto con Indra,inventaron el sistema HEADS (Hydrocarbon Early Automatic Detection System) el cualha ganado numerosos premios internacionales.


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Ambiental y social

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

producciÓn de hidrocarburos: desde el...

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