Realidad operativa de la industria petrolera venezolana
1. Taller sobre la Industria Venezolana de los Hidrocarburos Realidad Operativa de la Industria Petrolera Venezolana (Presente y Futuro) Ing. Nelson Hernández Septiembre 2011
12. 265 Arabia Saudita 211 Venezuela 175 Canadá Variación con respecto al 2000 Reservas 2000 Mundo 137 Irán 2010 1383 1105 Variación 278 115 Irak 102 Kuwait 98 Emiratos Árabes 77 Rusia Libia 46 Kazakhstan 40 Resto Mundo 117 -50 0 50 100 150 200 250 300 -150 -100 Nota: Cifras en millardos de barriles Los 10 primeros en reservas de petróleo (2010) Infografía: Nelson Hernandez Fuente: BP
13. Los primeros en petróleo de lutitas (Oil Shale) Estados Unidos 2085 Rusia 248 Congo 100 Brasil 82 Italia 73 Petróleo de lutitas (Oil Shale) = 2826 Petróleo Convencional = 1383 53 Moroco Jordania 34 Australia 32 Estonia 16 China 16 Canadá 15 0tros 72 Cifras en Giga Barriles Fuente: WEC. Survey Energy Resources (2007) Infografía: Nelson Hernandez
14. Rusia China 1275 1567 Irán Estados Unidos 862 1046 Argentina Qatar 896 774 Turkmenistan México 286 681 Sur África Arabia Saudita 280 485 Estados Unidos Australia 396 245 Canadá 388 Emiratos Árabes 227 Libia 290 Venezuela 200 Argelia Nigeria 231 185 Brasil 226 159 Argelia Resto del Mundo 1014 Resto del Mundo 1530 2009. Los 10 primeros en gas natural convencional y no convencional (TPC) Gas no convencional (Gas de Lutitas) * Gas convencional Total = 6622 Total = 6621 (*) Técnicamente recuperables Infografia: Nelson Hernandez Fuente: BP/EIA
15. 110.8 13.0 85.6 1.5 4.1 0.1 4.0 0.2 Biocombustibles 1.5 52.5 0.4 0.4 0.7 Areniscas petrolíferas 1.4 46.6 Bitumen (Canadá) Gas a líquidos 5.2 Carbón a líquidos 45.3 35.0 2008 2035 1.5 Petróleo extrapesado (FPO) No Convencional NO OPEP Convencional OPEP Mundo. Satisfacción demanda combustibles líquidos (MMBD) Fuente: EIA Elaboración: Nelson Hernández
35. Plan Siembra Petrolera (2006 – 2012) * Producción real Venezuela. Producción de petróleo Vs. Plan Siembra Petrolera MBD 7000 5840 6000 5000 4000 3000 2000 1000 98 00 05 10 12 (*) Aumento producción crudos CLM / Producción gas libre en tierra y costa afuera Infografía: Nelson Hernandez Fuente: MENPET/MPPEE/archivos NH
36. Producción real Plan 2006 - 2012 13890 Plan 2010 - 2015 11000 6905 Venezuela. Planes de producción de gas MMPCD El nuevo plan de producción de gas 2010 – 2015, establece volúmenes de gas difíciles de materializar por encontrarse desfasados los proyectos que originan el aumento de producción, especialmente los concernientes al gas libre costa afuera 14000 12000 10000 8000 6000 4000 98 00 02 04 06 08 10 12 14 Infografía: Nelson Hernandez Fuente: PDVSA
38. Producción Consumo mercado interno Volumen máximo de producción Venezuela. Producción y Consumo de gasolina automotor MBD 350 300 250 200 150 100 50 0 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 Fuente: PODE 2008 / PDVSA 2009 Infografía: Nelson Hernández
39. Importación Exportación Proyección MBD Otros Nivel máximo de producción = 241 Eléctrico 275 250 200 151 150 2500 MW 100 74 50 11 0 01 03 05 07 09 99 11 Infografía: Nelson Hernandez Fuente: PODE / PDVSA Venezuela. Balance de Diesel
40. Ingreso Divisas Disponibles Inversión Producción Petróleo Producción Petróleo Exportación Insumo Refinerías Producción Gas Producción Gas Libre Productos Refinados Disponibilidad de Gas Importación Productos Otros Mercado Interno Otros Eléctrico Eléctrico Disminución Aumento Diesel Generación Termoeléctrica Fuel Oil Desfase planes 2011. El Entrampamiento Energético de Venezuela Infografía: Nelson Hernandez
41. MBDPE 1380 1200 1190 950 1000 800 Histórico últimos 5 años Hidroc. Líquidos 600 65% mayor que el histórico Fuente Hidrocarburos 400 Hidroelectricidad 200 Gas 0 12 14 16 18 20 98 00 02 04 06 08 10 (*) Estimado N. Hernandez Venezuela. Proyección (*) consumo de energía Fuente: PDVSA / PODE /CORPOELEC / INE Infografía: Nelson Hernandez
47. 40000 $ Consumo de gas = 2000 PC Inversión (alta) Calidad Vida Desarrollo Consumo Agua = 0.4 BH2O Efluente Coque = 25 Kg Efluente Azufre = 3.25 Kg CHOPC/PPT/SAGD/IAV INT-MECS/HDHPLUS Coquificación Sustentable Tecnología Ambiente (de punta) (amenazado) Protección Factores críticos en el desarrollo sustentable de la FPO Nota: cifras por barril mejorado Infografía: Nelson Hernandez
48.
49. Junín - Boyacá: 1.6 millones de barriles por día ( Producción & Proyectos de Mejoramiento y Refinerías )Fuente: PDVSA
50. API 10 24 - 36 14 - 18 30 Orimulsión Mejorados Merey16Mesa30 Mezclas 30% 70% 57% 43% 100% 38% 62% Agua XP Mesa30 API 10 8 - 10 28 - 30 Proteínas Alimentos Opciones crudo Faja Fuente: V. Poleo/N. Hernández Infografía: Nelson Hernández
73. Resolviendo la crisis La solución a la crisis de los hidrocarburos en Venezuela, pasa por un cambio en la forma de gestión imperante. La futura PDVSA o la(s) empresa(s) que maneje(n) la explotación integral de los hidrocarburos debe(n) funcionar dentro de una política petrolera integral orientada por el interés nacional, que contemple como objetivo general la ubicación de los hidrocarburos en el sitio justo que le corresponde en la economía nacional y superar la dependencia ahora casi absoluta de ésta con respecto a aquellos.
74.
75. Participación de los hidrocarburos en el largo plazo en la matriz energética mundial
76. Incremento acelerado producción de petróleo y gas de lutitas (oil and gas shale). Petróleo y gas no convencional
90. CHOPS - Cold Heavy Oil Production With Sand Esta tecnología envuelve la producción de grandes cantidades de arena junto con el petróleo pesado, con la intención de alcanzar mejores tasas de recuperación en los pozos productores. Un examen preliminar de las propiedades del área de la Faja, indica que es factible el desarrollo y explotación por CHOPS en las zonas superiores, donde la permeabilidad es mas baja que en las zonas basales. Basados en las experiencias canadienses se han realizado estudios recreando los posibles panoramas en la aplicación de esta tecnología. PPT - Pressure Pulsing Technologies Es una tecnología emergente que se experimentó en algunos campos en Canadá, conjuntamente con CHOPS y con inyección de agua en el período 1998-2003. Desde entonces se ha establecido como una forma viable de rehabilitación de pozos (workover) en CHOPS y se ha usado exitosamente en miles de pozos de petróleo pesado en Canadá. Actualmente es una técnica de workover y estimulación de flujo en campos maduros en Estados Unidos. El impacto de PPT es significativo y la tecnología es bastante económica para implantarla.
91. SAGD - Steam Assisted Gravity Drainage Este proceso es una combinación de la reducción de viscosidad por efecto térmico con los efectos gravitacionales de la segregación de fluidos. Consiste en un par de pozos horizontales perforados uno sobre otro, separados unos metros, de los cuales uno será inyector (el de arriba) y el otro productor. Se inyecta el vapor de manera de formar una cámara que calentará el crudo y reducirá su viscosidad. Éste por gravedad irá hacia el fondo de la formación desde donde será producido por el segundo pozo. IAV - Inyección Alterna de Vapor Consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas, cerrar el pozo por un corto período (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. Una vez que el pozo es puesto en funcionamiento, este producirá a una tasa aumentada durante cierto tiempo, que en general puede ser de 4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original.
92. IAV - Inyección Alterna de Vapor Consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas, cerrar el pozo por un corto período (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. Una vez que el pozo es puesto en funcionamiento, este producirá a una tasa aumentada durante cierto tiempo, que en general puede ser de 4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original. HASD - Combinación de inyección alternada y continua de vapor usando pozos horizontales Esta tecnología optimiza el proceso de empuje por vapor. Para ello se combinan las ventajas de la inyección cíclica de vapor (llevada a sus máximos extremos usando grandes cantidades de vapor) y el empuje continuo por vapor. A medida que el vapor es inyectado en alguno de los pozos del arreglo, la cámara de vapor que se crea alrededor de los inyectores es lateralmente empujada por los diferenciales de presión creados entre los inyectores y los productores horizontales adyacentes.
93. INT-MECS® Tecnología venezolana para el mejoramiento de crudos pesados y extrapesados en superficie, la cual optimiza la gravedad API y otras características fisicoquímicas del crudo que se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). Con INT-MECS®, el mejoramiento de los crudos pesados va de 16 a 21 °API y de 8 a 14 °API para los extra-pesados, al mismo tiempo que se logra la disminución del contenido de metales presentes en el crudo original (vanadio, níquel), así como azufre y asfaltenos, obteniendo un hidrocarburo con mejores propiedades fisicoquímicas, facilitando su transporte y posterior procesamiento en el circuito refinador venezolano.
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