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Impacto de la Reforma Energética
XXVII Congreso Nacional ADIAT
26 de marzo de 2015
2
1. Propósito y avances de la Reforma Energética
2. Grandes implicaciones
3. Enfoque tecnológico
4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP
5. Casos de éxito del IMP
6. Consideraciones finales
3
Competencia en mercado energético
Visión: La Industria Petrolera 2030
Motor económico de
México
Industria energética
desarrollada
Pemex sólido y referente
internacional
Combustibles accesibles y a
mejores preciosEn armonía con
el medio ambiente y con
la sociedad
Fuente: Transformación de PEMEX y Desarrollo Industrial, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Febrero de 2015
4
Apertura de mercados
Visión de la Reforma 2030
Desarrollo económico de
México
Proveedores fuertes
Referente mundial
Oferta de energía segura,
confiable y accesible
Industria sustentable y socialmente responsable
Fuente: Transformación de PEMEX y Desarrollo Industrial, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Febrero de 2015
5
Oportunidades de participación en la industria tras la implementación total de la Reforma Energética
Cadena de Crudo
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
Comercialización
Importación
Petrolíferos
Naftas, Propileno
AromáticosCadenas de
Petroquímicos Propileno
Cadena de Gas
Importación
Gas Húmedo Gas Natural
Metano
Etano
Transporte, Distribución,
Almacenamiento, Comercialización
Exploración y Producción
Metano, Etano
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
ComercializaciónExploración y
Producción
Fuente: Transformación de Pemex: Retos y Oportunidades, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Octubre de 2014
6
Oportunidades de participación en la industria tras la implementación total de la Reforma Energética (continuación)
Cadena de Crudo
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
Comercialización
Importación
Petrolíferos
Exploración y Producción
Aromáticos
Cadenas de Petroquímicos
Propileno
Cadena de Gas
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
Comercialización
Importación
Gas Húmedo Gas Natural
Metano, Etano
Metano
Etano
Transp, Dist,
Almac, Comerc.
Exploración y Producción
Crudo
•Realizar actividades en exploración y explotación en contratos
•Realizar oleoductos y gasoductos
•Importar crudo y procesarlo; participar en toda la cadena
•Importar petrolíferos (a partir de 2017) y transportarlos a los centros de consumo, realizar actividades de transporte, distribución, almacenamiento, reparto y comercialización
•Realizar actividades en refinación de crudo, transporte y distribución, almacenamiento y reparto y comercialización (marcas distintas a la de PEMEX a partir de 2016)
•Comprar al Estado hidrocarburos para continuar proceso en la cadena o exportarlo, el total de la producción de hidrocarburos se entregan al Estado
Fuente: Transformación de Pemex: Retos y Oportunidades, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Octubre de 2014
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Cadena de Crudo
Naftas, Propileno
AromáticosCadenas de
Petroquímicos Propileno
Cadena de Gas
Metano
Etano
Transporte, Distribución,
Almacenamiento, Comercialización
Metano, Etano
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
Comercialización
Importación
Crudo Petrolíferos
Exploración y Producción
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
Comercialización
Importación
Gas Húmedo Gas Natural
Exploración y Producción
•Realizar actividades en petroquímica, transporte y distribución, almacenamiento y reparto y comercialización
Fuente: Transformación de Pemex: Retos y Oportunidades, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Octubre de 2014
Oportunidades de participación en la industria tras la implementación total de la Reforma Energética (continuación)
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Cadena de Crudo
Cadenas de Petroquímicos
Cadena de Gas
Importación
Gas Húmedo Gas Natural
Metano, Etano
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
ComercializaciónExploración y
Producción
ProcesoTransporte y distribución
Almacenamiento y reparto local
Comercialización
Importación
Crudo Petrolíferos
NaftasPropileno
Aromáticos
Propileno
Metano
Etano
Transp, Dist,
Almac, Comerc.
Exploración y Producción
•Procesar gas natural, realizar actividades de transporte o distribución, almacenamiento y reparto y comercialización de gas natural y líquidos
•Procesar gas natural comprando el gas producido en México para la venta de gas y líquidos a terceros, o en la cadena petroquímica
Importar gas húmedo o gas seco o GNL
Oportunidades de participación en la industria tras la implementación total de la Reforma Energética (continuación)
Fuente: Transformación de Pemex: Retos y Oportunidades, Ing. Carlos Murrieta Cummings, Octubre de 2014
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Reforma Energética: Transformación hacia la competencia
• El crudo y el gas son propiedad de la
nación
• El sector de hidrocarburos es
estratégico
• El Estado realiza las actividades de
exploración y producción a través de
PEMEX
• Sólo PEMEX lleva a cabo actividades
de exploración, desarrollo y
explotación de hidrocarburos
• Se celebran contratos de servicios y
producción
Antes de diciembre de 2013
• El crudo y el gas son propiedad de la
nación
• El sector de hidrocarburos es
estratégico
• El Estado ejecuta la exploración y
explotación de los hidrocarburos a
través de asignaciones y contratos
con empresas nacionales y terceros
• Las compañías nacionales pueden
contratar a terceros
• PEMEX evoluciona para ser una
compañía nacional que opera bajo
reglas más similares a las de una
empresa privada
• Existe una variedad de contratos
que va desde el riesgo cero hasta
riesgo total
Después de diciembre de 2013
10
Nuevos actores o con mandato ampliado
CENAGAS
Terceros nacionales e internacionales
11
Implantación de a Reforma Energética en resumen
26Reglamentos y
Ordenamientos
CRE
CNH
Se
Expidieron
Se
Transformaron
PEMEX
CFE
Se
Fortalecieron
Se
Crearon
ASEA
CENACE
CENAGAS
FONDO
MEXICANO DEL
PETRÓLEO
Fuente: Avances en la implantación de la Reforma Energética, Lic. Pedro Joaquín Coldwell, Marzo de 2015
12
Se crearon
3 fondos
Desarrollo de Proveedores y
Contratistas Nacionales
SENER-NAFIN
Para Proyectos de Producción de Hidrocarburos
Servicio Universal Eléctrico
(Electrificación Rural y Urbano-marginal)
Medición del Contenido Nacional Se emitió la Metodología para la Industria de los Hidrocarburos
Fuente: Avances en la implantación de la Reforma Energética, Lic. Pedro Joaquín Coldwell, Marzo de 2015
Implantación de a Reforma Energética en resumen (continuación)
Programa Estratégico para la Formación de Recursos
Humanos
13
Reforma Energética: Financiamiento de Investigación y Desarrollo Tecnológico
Ley de
Hidrocarburos
Los recursos para la IDT serán destinados a
los fondos sectoriales a través del Fondo
Mexicano del Petróleo
14
El IMP se refunda a través de un nuevo Decreto de Creación que le garantiza una mayor autonomía en su gestión y operación
Organismo descentralizado de interés público y
de carácter preponderantemente técnico,
educativo y cultural, con personalidad jurídica y
patrimonio propios
El Instituto está sujeto a lo establecido la Ley
Federal de las Entidades Paraestatales
Organismo público descentralizado de la
Administración Pública Federal con personalidad
jurídica y patrimonio propios, autonomía de
decisión técnica, operativa y administrativa,
sectorizado a la Secretaría de Energía
El Instituto está sujeto a lo establecido en la Ley
de Ciencia y Tecnología; el nuevo Decreto; su
Estatuto Orgánico; su Manual de Organización
General y demás disposiciones jurídicas aplicables
y sólo se aplicará supletoriamente la Ley
Federal de las Entidades Paraestatales, siempre
y cuando sea para fortalecer su autonomía
técnica, operativa y administrativa
Anterior Decreto 26 de agosto de 1965
Nuevo Decreto 31 de octubre de 2014
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El Decreto incorpora de forma explícita el escalamiento de procesos y productos para su comercialización a nivel nacional e internacional
Objeto: Investigación y el desarrollo
tecnológicos requeridos por las industrias
petrolera, petroquímica y química, la
prestación de servicios técnicos a las
mismas, la comercialización de productos y
servicios tecnológicos resultantes de la
investigación, así como la formación de
recursos humanos altamente especializados
en las áreas de su actividad:
g) Las actividades necesarias para llevar
los desarrollos tecnológicos propios
hasta un nivel de industrialización,
mientras dure la etapa de
experimentación y perfeccionamientos
de los procesos y productos
n) La formación de especialistas,
maestros, doctores e investigadores en
las áreas de su actividad
Objeto: Realizar investigaciones, el desarrollo
tecnológico, la innovación, el escalamiento de
procesos y productos, la prestación de servicios
tecnológicos orientados a optimizar los procesos
de producción y transformación, tanto en
exploración y extracción como en la transformación
industrial y comercialización nacional e
internacional de sus resultados en el sector
hidrocarburos, así como la capacitación
especializada en las áreas de su actividad:
g) Las actividades necesarias para llevar los
desarrollos tecnológicos propios hasta un
nivel de industrialización, incluyendo el
escalamiento de procesos y productos
n) La formación de especialistas e
investigadores
Anterior Decreto 26 de agosto de 1965
Nuevo Decreto 31 de octubre de 2014
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Los cambios en la conformación del Consejo de Administración responden al nuevo enfoque de diversificación de la base de clientes
Consejo Directivo integrado por 14 vocales y un
presidente:
Director General de PEMEX (Presidente)
Un representante de la SENER
Cinco representantes de PEMEX
Un representante de la SEMARNAT
Un representante de la SHCP
Un representante de la UNAM
Un representante del IPN
Un representante de la UAM
Un representante del CONACyT
Dos consejeros independientes designados por el
Secretario de Energía
El Consejo de Administración se integrará por diez
consejeros:
Secretario de Energía (Presidente)
Un representante de la SHCP
Un representante de la SEMARNAT
Un representante de PEMEX
Un representante de la UNAM
Un representante del IPN
Un representante de la UAM
Un representante del CONACyT
Dos consejeros independientes designados por el
Titular del Ejecutivo Federal
Anterior Decreto 26 de agosto de 1965
Nuevo Decreto 31 de octubre de 2014
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1. Propósito y avances de la Reforma Energética
2. Grandes implicaciones
3. Enfoque tecnológico
4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP
5. Casos de éxito del IMP
6. Consideraciones finales
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1. Competitividad
2. Transformación
3. Soluciones: aplicación práctica de investigación y desarrollo tecnológico
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Organismos Reguladores: Implicaciones técnicas y tecnológicas
Formación de cuadros
Desarrollo de lineamientos
técnicos y tecnológicos
Monitoreo tecnológico
Generación de información
técnica
Solución de controversias técnológicas
Patrocinio de nuevas áreas de
conocimiento
20
PEMEX se convierte en una empresa productiva del Estado
Se deslinda a PEMEX de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales
En materia de adquisiciones y obra pública aplicará su propia Ley
Tiene máximo dos años para transformarse de un organismo descentralizado auna empresa pública productiva
PEMEX recibirá del Estado asignaciones con derecho a celebrar contratos conterceros
PEMEX, hoy y en el futuro, o cualquier otra empresa con un contrato con elEstado, podrá reportar en sus estados financieros los beneficios esperados dedichos contratos, sin embargo, las reservas pertenecen a la Nación.
Para mantener sus asignaciones, PEMEX requerirá demostrar su capacidadtécnica, financiera y de ejecución
Llevará a cabo investigación y desarrollo tecnológicos, comercialización de
productos y servicios tecnológicos, así como la formación de recursos
humanos altamente especializados, que podrá realizar directamente, a través
del IMP o de cualquier tercero especializado
PEMEX: autonomía técnica, operativa y de gestión
21
Oportunidades para Pemex
Acercarse a nuevas tecnologías
Promover alianzas
Desarrollar a la industria y a sus proveedores
Ser el referente de la industria
Transformarse
22
Crear cultura
de alto
desempeño
Transformación de Pemex
Cumplimiento
de metas
operativas
Enfoque a
creación de
valor
TRANSFORMACIÓN
Enfocar
portafolio
de negocios a
negocios basado
en la gestión por
procesos
Implementar
modelo de
Implementar
un sistema
para la
administración
de la excelencia
operativa
Ejes
de
Acción
las actividades
sustantivas
y de alta
rentabilidad
23
El balance financiero consolidado de PEMEX se deteriora en la medida enque el precio de referencia del crudo disminuye, y mejora cuando el peso sedeprecia frente al dólar.
Se estima un deterioro de 2MMM$ en el balancefinanciero por cada dólar quebaje el precio de la mezclamexicana de exportación.
Precio mezcla mexicana (USD/b)
Producción de crudo: 2,400 mbd
-10
-20
-30
-40
-50
-60
-70
-80
-90
45.0070.00 65.00 60.00 55.00 50.0075.00
Deterioro en Balance
Financiero(MMM$)
Tipo de cambio: 13.40 MXN/USD
Tipo de cambio:14.00 MXN/USD
LIF79.00
10
0
20
Gran implicación: Control por balance financiero
ESTIMADO, NO OFICIAL
24
Implicación para tecnología: mayor enfoque en aplicación
Aguas arriba
Aguas abajo
Factores de desarrollo
Factores tecnológicos
• Reducción del riesgo exploratorio
• Campos no convencionales
• Campos maduros
• Incremento del factor de recuperación
• Crecimiento acelerado de la demanda
• Combustibles limpios
• Mejoras a las cadenas petroquímicas del etileno y
propileno en mercados competitivos
Costo – efectivo
Reducción del riesgo
Oportunidad
Bienes de
consumoFarmacéutica TIC E&P
Años0 5 10 15 20 25 30
Escalamiento y prueba
industrial: cuellos de botella
para la introducción de la
tecnología al mercado
Se requiere acelerar los ciclos de desarrollo, escalamiento y comercialización / masificación
25
Implicaciones en ciencia y tecnología
1. Reglas de contenido nacional, que incluye tecnología
2. Nuevos participantes con poder económico y mayor acceso a tecnologías
3. Tecnología y capacidad de ejecución como fuente competitiva
4. Mayor interés por tecnología e investigación y desarrollo con claro y
evidente potencial de aplicación
5. Protección intelectual como elemento de competitividad
6. Expectativa de nuevas fuentes de financiamiento
26
Lograr el acceso, incorporación y utilización eficiente de tecnologías especializadas en la cadena de valor de PEMEX, implementando y liderando en la empresa un proceso de gestión tecnológica que identifique las tecnologías que es necesario adquirir o desarrollar a través de investigación y desarrollo tecnológico para atender sus necesidades tecnológicas
El Instituto tiene por objeto predominante realizar investigaciones, el desarrollo tecnológico, la innovación, el escalamiento de procesos y productos, la prestación de servicios tecnológicos orientados a optimizar los procesos de producción y transformación, tanto en exploración y extracción como en la transformación industrial y comercialización nacional e internacional de sus resultados en el sector hidrocarburos, así como la capacitación especializada en las áreas de su actividad, mediante:a) La investigación científica básica y aplicada;b) El desarrollo de disciplinas de investigación básica aplicada;c) El desarrollo de nuevas tecnologías y procesos;…
DCIDT IMP
De las 29 funciones de la DCIDT consideradas en el comparativo de Estatutos, se identifican 15 funciones complementarias, 14 exclusivas y ninguna de las funciones se
identificó como duplicada.
Cambio de estructura en PEMEX: Nueva Dirección Corporativa de Investigación y Desarrollo Tecnológico
27
• La Reforma Energética es uno de los cambios más importantes en
nuestra historia, cambia todas las interacciones y formas de
generación de valor del sector de petróleo y gas en México.
• El principal cambio de paradigma es que todos en el sector, no sólo
PEMEX, enfrentaremos COMPETENCIA en las diversas actividades que
realizamos
• Todas las instituciones, existentes y de nueva creación, nos estamos
transformando para aprovechar los beneficios de la Reforma
Energética
• Para ello es necesario fortalecer la competitividad de toda la
cadena productiva, a través de orientación de investigación y
desarrollo tecnológico que genere valor económico
En síntesis…
28
1. Propósito y avances de la Reforma Energética
2. Grandes implicaciones
3. Enfoque tecnológico
4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP
5. Casos de éxito del IMP
6. Consideraciones finales
29
• Producción cercana a 2.5 millones de barriles diarios en los siguientes 20 años
Ronda Cero
• Primera convocatoria: Inversión de 16 MM dólares en 5 años y creación de 168 mil empleos totales (45 mil directos)
Ronda Uno
• La orientación de la investigación y desarrollo tecnológico que genere valor
económico está dada por los retos tecnológicos que implican las condiciones de los
yacimientos y los campos petroleros.
• Los participantes que enfrentarán estos retos se están determinando en las rondas cero y uno.
A principios de marzo:• 31 compañías pagaron
su ingreso al cuarto de datos
• 23 ya se habían inscrito a la licitación
• Pemex también participa
Fuente: Avances en la implantación de la Reforma Energética, Lic. Pedro Joaquín Coldwell, Marzo de 2015
Orientación de las soluciones tecnológicas de alto valor económico
30
Campos en aguas someras y
aceites extrapesados
• KMZ
• Cantarell
• Ayatsil Tekel
• Ayín
• Tsimin Xux
Campos en aguas profundas
• Cinturón Plegado Perdido
• Holok y Han
Campos no convencionales
• Anhélido
• Garza
• Tantocob
• Puchut
Campos terrestres
• Burgos y Sabinas
• Ébano-Pánuco-Faja de Oro-
Chicontepec
• Jujo Tecominoacán-Bellota
Ronda Cero: PEMEX garantizado como participante de gran relevancia
1. Se asignó el 83% de las reservas 2P (probadas y probables)
2. Se asignó el 21% de los recursos prospectivos
31
Retos tecnológicos de los campos asociados con la Ronda Cero
Re
tos
te
cn
oló
gic
os
• Procesos de
recuperación
secundaria y
mejorada para YNF y
de crudo pesado
• Caracterización y
modelado estático y
dinámico de YNF
• Optimizar el
comportamiento de
operación de equipo
BEC en crudos extra-
pesados
• Mantenimiento de la
presión en el
yacimiento
• Control de agua y gas
• Caracterización y
modelado estático y
dinámico de
yacimientos de
arenas y turbidíticos
• Mejoramiento de la
imagen del subsuelo
• Caracterización de
los peligros
naturales, de los
hidrocarburos y del
comportamiento de
equipos y sistemas
• Desarrollo e
implementación de
sistemas de control
submarino
• Mejorar la productividad
de los pozos
horizontales
• Evaluar los recursos
potenciales por la
explotación de
yacimientos en lutitas
gasíferas y aceitíferas
• Desarrollo de cementos
y cementaciones,
diseños especiales de
aparejos de fondo y
barrenas
11,374
8,819
397
7,472
5,913
4,8373,904
Aguas someras Terrestres Aguas profundas No convencional
Ronda cero (mmbpce)
Reserva 2P
Recurso prospectivo
32
Objetivos de explotación
Campos:
• Cuencas de Sabinas y Tampico-
Misantla.
• Aceite Terciario del Golfo
• Alak, Kach, Tson y Kastelán,
Retos tecnológicos:
• Caracterización de
yacimientos no
convencionales.
• Procesamiento sísmico
especial.
• Tectónica salina.
• Modelado geológico-
geoquímico.
• Mejoramiento de la imagen del
subsuelo.
• Perforación y terminación de
pozos no convencionales.
• Producción y manejo de
crudos pesados y
extrapesados.
• Sistemas artificiales de
producción.
• Control de arenas y
depositación de orgánicos e
inorgánicos.
• Instalaciones submarinas y
flotantes.
• Tecnologías para incrementar
la producción de petróleo y
gas natural en el corto plazo.
En la Ronda Uno se licitarán 169 bloques (109 de
exploración y 60 campos de extracción.
Las reservas 2P y recursos prospectivos a licitar
representan un volumen de 3,882 y 14,606
Mmbpce respectivamente.
Se espera que estos proyectos representen inversiones anuales por
aproximadamente $8,525 millones de dólares, entre 2015 y 2018
Ejemplos de retos tecnológicos de los campos asociados con la Ronda Uno
33
Enfoque a retos
tecnológicos
Patrocinio de
operador
Proceso sistemático
Cartera balanceada
Escalamiento y
masificación
Mejores prácticas para aplicación de investigación y desarrollo con propósito de generación de valor
34
1. Propósito y avances de la Reforma Energética
2. Grandes implicaciones
3. Enfoque tecnológico
4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP
5. Casos de éxito del IMP
6. Consideraciones finales
35
• Alineación a los objetivos de negocio asociados a los retos
tecnológicos
• Viabilidad técnica y financiera
• Identificación y cuantificación de la generación de valor
potencial
• Continuidad en la cadena de valor para aprovechar la
infraestructura y capacidad de investigación y desarrollo del
IMP.
• Romper la dependencia tecnológica de otras empresas para
fortalecer la posición estratégica del IMP, estableciendo marcos
de colaboración competitivos bajo esquemas ganar – ganar.
• Reducir el nivel de riesgo e incertidumbre para la aplicación de
innovaciones tecnológicas, estableciendo esquemas apropiados
de escalamiento que permitan asegurar el desempeño de las
tecnologías desarrolladas por el IMP.
• Fortalecer esquemas que permitan conservar el liderazgo de la
administración de la propiedad intelectual.
Existen diversos factores que se consideran para seleccionar los proyectos de investigación y desarrollo en el IMP
Principales
factores de éxito
para la
aplicación de los
resultados de la
IDT
36
El proceso de innovación integra el escalamiento y comercialización de soluciones de valor para la industria petrolera
• Proyectos de IDT orientados
a la atención de los retos
tecnológicos de PEMEX
• Alineados al Plan de
Negocios del IMP y al
Programa Estratégico
Tecnológico de PEMEX
• Enfocados a atender procesos
de aguas arriba y aguas abajo
• Cartera de proyectos
equilibrada
• Proyectos de alto valor
• Empaquetamiento de
desarrollo de productos
• Protocolos de vinculación
técnica y comercial
• Transferencia de tecnología
de nuevos productos
• Prototipos y pruebas a nivel
industrial de los resultados de
IDT
• Estrategias comerciales
• Estudios de mercado y
competitividad
• Posicionamiento tecnológico
de los productos y servicios
• Esquemas de promoción de
productos y servicios de alto
valor
Comercialización de productos y servicios
EscalamientoInvestigación
Gestión de recursos humanos
Soporte administrativo, laboratorios, tecnologías de la información (TI)
Orientará la generación de un portafolio de proyectos de IDT equilibrado para la solución de los retos tecnológicos de la industria
37
EscalamientoInvestigación
Las direcciones de investigación y de tecnología de producto están soportadas en 16 gerencias que atienden la cadena de valor de los HC
Dirección de Investigación en Exploración y Producción
Geología predictiva
Geofísica cuantitativa
Ingeniería de yacimientos
Ingeniería de recuperación adicional
Perforación y terminación
Herramientas y sistemas para pozos e instalaciones
Dirección de Investigación en Transformación de Hidrocarburos
Refinación de hidrocarburos
Separación de hidrocarburos
Desarrollo de materiales y productos químicos
Transformación de biomasa
Ductos y materiales
Eficiencia energética y sustentabilidad
Dirección de Tecnología de Producto
Productos para la Exploración
Productos para el Desarrollo y Explotación
Productos para la Transformación de Crudo
Productos para la Transformación de Gas
38
Los proyectos de IDT se gestionan mediante la filosofía de etapas y compuertas
Tipo de proyecto (Ruta) Etapas y Compuertas
Investigación Básica
OrientadaInvestigación (única etapa)
Desarrollo de
producto
Genera
Tecnología
Valida
Tecnología
Empaqueta
Tecnología
Transfiere
Tecnología
Asimilación de
Tecnología
Asimila
Tecnología
Valida
Tecnología
Empaqueta
Tecnología
Transfiere
Tecnología
Escalamiento de
Producto
Genera
Tecnología
Valida
Tecnología
Empaqueta
Tecnología
Transfiere
Tecnologíac c
• Cada etapa consta de un conjunto de actividades, las cuales son evaluadas en las compuertas
correspondientes.
• El número de etapas dependen del tipo de proyecto.
• El proceso es flexible, un proyecto de IDT , dependiendo de su naturaleza, puede iniciar en
cualquier ruta de IDT y etapa.
• Se incorporó una nueva ruta de “Escalamiento de Producto”, debido a los nuevos proyectos de
escalamiento (proyectos H), que llevará a cabo la nueva Dirección de Tecnología de Producto
39
Tipo de
proyectoEquilibrio
Meta
anualCierre
IBO 15% 15% 16%
AT 15% 9% 3%
DP 70% 76% 81%
Portafolio de proyectos de IDT 2014
40
Proyectos de investigación al cierre de 2014
Objetivos de Negocio
Objetivos de Negocio
41
De los proyectos de IDT en ejecución en 2014, destaca por su inversión plurianual los que se financian a través del FSCSH con el 82%
42
1. Propósito y avances de la Reforma Energética
2. Grandes implicaciones
3. Enfoque tecnológico
4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP
5. Casos de éxito del IMP
6. Consideraciones finales
43
1. Proyecto integral de exploración de yacimientos no convencionales asociados
a lutitas
2. Mejoramiento de imágenes del subsuelo
3. Inversión petrofísica para formaciones carbonatadas de doble porosidad
4. Agentes químicos espumantes para propiciar incremento de producción
5. Sistemas gelantes para control de agua
6. Compuestos químicos anti-incrustantes
7. Mejorador de patrón de flujo
8. Técnicas de visualización para interpretar información de campo
9. Integridad física de ductos a través de inspección electromagnética superficial
10.Control de corrosión a través de inhibidores
Casos de éxito aplicados
4444
Adquisición, procesado
e interpretación sísmica
3D-3C
Evaluación de
recursos potenciales
shale gas/oil
Definición de áreas
prospectivas con
mejores condiciones
a desarrollar
Diseño de
perforación y
terminación de
pozos
Proyecto sustentable: Estudio de impacto ambiental y social
Inversión azimutal Relación de Poisson Producción de aceite/gas Pozo horizontal
Actualmente está en ejecución un proyecto integral de exploración de yacimientos no convencionales asociados a lutitas
4545
0 20 Km
Area de Limonaria, parte N del Edo. de Veracruz (Cuenca Tampico-Misantla)
El área de Limonaria ocupa 1500 Km2, se localiza al N del Edo. de Veracruz en la Cuenca Tampico-Misantla
46
Formación Pimienta
46
Formación Tamaulipas Inferior
Formación San Felipe Formación Agua Nueva
Formación Tamaulipas Superior
Formación Méndez
Configuración sísmica de cimas de Fm. Pimienta-unidades del Cretácico
Se realizó la interpretación sísmica de los horizontes del Jurásico Superior y Cretácico del área de Limonaria
4747
Las muestras de afloramiento de la Fm. Pimienta en la Hidroeléctrica de Mazatepec, Pue. contienen porosidad en cantidades importantes
Muestra
JSP-46 Muestra
JSP-47
Muestra
JSP-52
Muestra
JSP-59
Imágenes MEB
de Fm. Pimienta
(Tithoniano) Rio Apulco(Mazatepec, Pue.)
4848
NW SE9 km
Horizontes interpretados
Fm. La Casita
Fm. Hosston
Fm. Padilla
Fm. Cupido
Fm. La Peña
Fm. Buda
Fm. Eagle Ford Inferior
Fm. Eagle Ford Superior
Fm. Austin Chalk
Fm. Olmos
XLine 500
Interpretación sísmica de cimas de unidades Cretácicas y del Jurásico en el cubo Olmos
El área de Galaxia ocupa 1200 Km2, se localiza al N del Edo. de Coahuila en la parte más NW de la Cuenca Burgos
4949
Fm. OlmosFm. Austin Chalk
Fm. La Casita Fm. Hosston Fm. Padilla Fm. Cupido Fm. La Peña
Fm. BudaFm. Eagle Ford
InferiorFm. Eagle Ford
Superior
Avances de superficies interpretadas en el área de Galaxia
Se tiene la interpretación sísmica de los horizontes del Jurásico Superior y Cretácico del área de Galaxia
5050
Muestra KEF-2 Muestra KEF-5Muestra KEF-13
Muestra KEF-3Muestra KEF-13Muestra KEF-7
Imágenes de MEB de muestras de afloramientos de la Fm. Eagle Ford en Coahuila
Las muestras de afloramientos de la Fm. Eagle Ford en N de Coahuila presentan porosidad significativa
51
Antecedentes:
• Para mejorar las imágenes
sísmicas del subsuelo en áreas de
tectónica salina y/o arcillosa, se
integran tecnologías geológico-
geofísicas para mejorar los
modelos de velocidad a nivel
regional, semidetalle y detalle en
áreas estratégicas.
• Se utilizan magnetometría,
gravimetría y gradiometría de alta
resolución validadas con modelado
geológico a través del balanceo,
restauración de secciones y
modelado analógico en una mesa
mecatrónica de deformación de
última generación.
• El resultado es imágenes del
subsuelo en profundidad con
resolución mejorada, lo cual reduce
la incertidumbre en la toma de
decisiones en actividades de
exploración.
51
L1
• Problemática: En el Golfo de México Norte hay
provincias geológicas estructuralmente complejas debido
a tectonismo salino y arcilloso. Esto causa problemas
serios de visualización sísmica debido a la pobre
iluminación por debajo y alrededor de los cuerpos salinos
o arcillosos. Se requiere la integración de tecnologías
para la mejora de las imágenes sísmicas del subsuelo.
La integración geofísica-geológica es una alternativa para el mejoramiento de las imágenes del subsuelo en profundidad en regiones con geología compleja
52
Aplicaciones:
• El cubo Aquila 3D en la parte norte del
Golfo de México, se seleccionó un
subvolumen sísmico prioritario para
aplicar las tecnologías geológicas y
geofísicas orientadas a la mejora de la
imagen sísmica del subsuelo.
• Adquisición gradiométrica de alta
resolución en la zona de estudio
• Integración del modelado 3D directo e
inverso con datos potenciales
(gravimetría, gradiometría y
magnetometría) y migración sísmica
PSDM, para construir y refinar
iterativamente el modelo de
velocidades.
• Validación de cada modelo para cada
interacción mediante técnicas
avanzadas de interpretación sísmica,
balanceo y restauración de los perfiles
interpretados y modelado analógico en
caja de arena.
52
La integración geofísica-geológica se ha aplicado en regiones con tectónica mixta salina-arcillosa, en aguas profundas del Golfo de México Norte
53
La tecnología se ha aplicado con éxito en la Región Norte (Cubo Aquila) y en la
Cuenca Salina del Istmo (Cubo Yaxiltún)
53
Aplicaciones:
• Note la mejor
resolución en un
ejemplo de la
Cuenca Salina del
Istmo.
• Reducción en el
riesgo exploratorio
en prospectos
asociados a
tectonismo salino y
arcilloso.
54
Antecedentes:
La Inversión Petrofísica es un método
avanzado de interpretación de los
registros geofísicos de pozo para
formaciones carbonatadas fracturadas
y vugulares que permite:
• Separar y determinar
cuantitativamente porosidad de
deferentes tipos: matriz, fracturas
y/o vúgulos.
• Evaluar la conectividad de sistemas
de poros y estimar la porosidad
conectada (porosidad de fractura).
• Determinar volúmenes de caliza,
dolomía y arcilla.
• Determinar la saturación de aceite
inicial y predecir la saturación de
aceite remanente en diferentes
sistemas de poros.
• Determinar los módulos elásticos y
parámetros mecánicos de
formación.
Inversión Petrofísica es un método avanzado de caracterización de formaciones carbonatadas de doble porosidad
• Caracterización petrofísica
usando sólo la porosidad total
(Ley de Archie): no es posible
estimar porosidades de
diferentes tipos (matriz, fracturas
y vúgulos).
Predicción de la permeabilidad:
técnicas tradicionales usan la
porosidad total y no consideran la
conectividad de poros.
• Determinación de saturaciones
de aceite inicial y residual: la
aplicación de la Ley de Archie
resulta en estimación de
saturación incorrecta, ya que no
considera la existencia de
sistemas de poros secundarios
(fracturas o vúgulos) y su
conectividad.
Problemática: caracterización de formaciones heterogéneas
con diferentes tipos de porosidad (YNF)
54
1
10
100
1000
10000
0.01 0.1 1
Total porosity
Fo
rma
tio
nfa
cto
r
1
10
100
1000
10000
0.01 0.1 1
Total porosity
Fo
rma
tio
nfa
cto
r
y=402.05x0.202
y=433.85x
0.302
y=513.18x0.489
F=-2
y=1.18x-1.46
Porosidad total
Fact
or
de
form
ació
n
0.0001
0.001
0.01
0.1
0.1 1
Total Saturation
Eff
ecti
ve C
on
du
cti
vit
y 0.0078
0.720.530.400.30
1
2
3
4
Saturación total de agua
Co
nd
uct
ivid
ad e
léct
rica
Ley de Archie m=n=2
Vúgulos
Fracturas
55
Aplicaciones:
• La Inversión Petrofísica fue
aplicada en Activos Integral
Litoral de Tabasco (campo May),
Ku-Maloob-Zaap y Región Marina
Noreste. Se realizó en 90 pozos y
permitió:
o Mejorar la caracterización
estática de yacimientos
carbonatados:
microestructura del espacio
poroso y separación de
tipos de porosidades
(matriz, fracturas y vúgulos).
o Evaluar correctamente los
volúmenes de hidrocarburos
El enfoque de la técnica es mejorar la caracterización de YNF a través de modelo petrofísico adecuado e inversión conjunta de registros de propiedades físicas
Fuente: Equipo Regional de Confiabilidad de Ductos e Instalaciones PEP Región Sur - 2014
55
10000
9960
9920
9880
9840
9800
9760
9720
9680
9640
9600
9560
9520
9480
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9320
9280
9240
9200
9160
9120
9080
9040
9000
8960
8920
8880
8840
8800
8760
8720
8680
8640
8600
8560
8520
8480
8440
8400
8360
8320
8280
8240
8200
8160
8120
8080
8040
8000
7960
7920
7880
7840
7800
7760
7720
7680
7640
7600
7560
7520
7480
7440
7400
7360
7320
7280
7240
7200
7160
7120
7080
7040
7000
6960
6920
6880
6840
6800
6760
6720
6680
6640
6600
6560
6520
6480
6440
6400
6360
6320
6280
6240
6200
6160
6120
6080
6040
6000
5960
5920
5880
5840
5800
5760
5720
5680
5640
5600
5560
5520
5480
5440
5400
5360
5320
5280
5240
5200
5160
5120
5080
5040
5000
4960
4920
4880
4840
4800
4760
4720
4680
4640
4600
4560
4520
4480
4440
4400
4360
4320
4280
4240
4200
4160
4120
4080
4040
4000
3960
3920
3880
3840
3800
3760
3720
3680
3640
3600
3560
3520
3480
3440
3400
3360
3320
3280
3240
3200
3160
3120
3080
3040
3000
2960
2920
2880
2840
2800
2760
2720
2680
2640
2600
2560
2520
2480
2440
2400
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2120
2080
2040
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1640
1600
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1520
1480
1440
1400
1360
1320
1280
1240
1200
1160
1120
1080
1040
1000
960
920
880
840
800
760
720
680
640
600
560
520
480
440
400
360
320
280
240
200
160
120
80
40
0
10000
9960
9920
9880
9840
9800
9760
9720
9680
9640
9600
9560
9520
9480
9440
9400
9360
9320
9280
9240
9200
9160
9120
9080
9040
9000
8960
8920
8880
8840
8800
8760
8720
8680
8640
8600
8560
8520
8480
8440
8400
8360
8320
8280
8240
8200
8160
8120
8080
8040
8000
7960
7920
7880
7840
7800
7760
7720
7680
7640
7600
7560
7520
7480
7440
7400
7360
7320
7280
7240
7200
7160
7120
7080
7040
7000
6960
6920
6880
6840
6800
6760
6720
6680
6640
6600
6560
6520
6480
6440
6400
6360
6320
6280
6240
6200
6160
6120
6080
6040
6000
5960
5920
5880
5840
5800
5760
5720
5680
5640
5600
5560
5520
5480
5440
5400
5360
5320
5280
5240
5200
5160
5120
5080
5040
5000
4960
4920
4880
4840
4800
4760
4720
4680
4640
4600
4560
4520
4480
4440
4400
4360
4320
4280
4240
4200
4160
4120
4080
4040
4000
3960
3920
3880
3840
3800
3760
3720
3680
3640
3600
3560
3520
3480
3440
3400
3360
3320
3280
3240
3200
3160
3120
3080
3040
3000
2960
2920
2880
2840
2800
2760
2720
2680
2640
2600
2560
2520
2480
2440
2400
2360
2320
2280
2240
2200
2160
2120
2080
2040
2000
1960
1920
1880
1840
1800
1760
1720
1680
1640
1600
1560
1520
1480
1440
1400
1360
1320
1280
1240
1200
1160
1120
1080
1040
1000
960
920
880
840
800
760
720
680
640
600
560
520
480
440
400
360
320
280
240
200
160
120
80
40
0
10000
9960
9920
9880
9840
9800
9760
9720
9680
9640
9600
9560
9520
9480
9440
9400
9360
9320
9280
9240
9200
9160
9120
9080
9040
9000
8960
8920
8880
8840
8800
8760
8720
8680
8640
8600
8560
8520
8480
8440
8400
8360
8320
8280
8240
8200
8160
8120
8080
8040
8000
7960
7920
7880
7840
7800
7760
7720
7680
7640
7600
7560
7520
7480
7440
7400
7360
7320
7280
7240
7200
7160
7120
7080
7040
7000
6960
6920
6880
6840
6800
6760
6720
6680
6640
6600
6560
6520
6480
6440
6400
6360
6320
6280
6240
6200
6160
6120
6080
6040
6000
5960
5920
5880
5840
5800
5760
5720
5680
5640
5600
5560
5520
5480
5440
5400
5360
5320
5280
5240
5200
5160
5120
5080
5040
5000
4960
4920
4880
4840
4800
4760
4720
4680
4640
4600
4560
4520
4480
4440
4400
4360
4320
4280
4240
4200
4160
4120
4080
4040
4000
3960
3920
3880
3840
3800
3760
3720
3680
3640
3600
3560
3520
3480
3440
3400
3360
3320
3280
3240
3200
3160
3120
3080
3040
3000
2960
2920
2880
2840
2800
2760
2720
2680
2640
2600
2560
2520
2480
2440
2400
2360
2320
2280
2240
2200
2160
2120
2080
2040
2000
1960
1920
1880
1840
1800
1760
1720
1680
1640
1600
1560
1520
1480
1440
1400
1360
1320
1280
1240
1200
1160
1120
1080
1040
1000
960
920
880
840
800
760
720
680
640
600
560
520
480
440
400
360
320
280
240
200
160
120
80
40
0
BTP-KS
KM
< 0.001
0.001-0.01
0.01 - 0.05
0.05 - 0.1
0.1 - 0.5
0.5 - 2
2 - 20
20 - 100
> 100
Porosidad de matriz
Arcilla
Porosidad secundaria
Arcilla
Dolomía
Caliza
Porosidad de matriz
Porosidad secundaria
Porosidad de fractura
Porosidad secundaria conectada
Porosidad de mtariz-vúgulo
Porosidad de fracturaminimuma
Porosidad de fracturamaximuma
Porosidad de mtariz-vúgulo
21
16
11
6
CALI
errores
1.0
0.5
0.0
-0.5
-1.0
PS1
0.3
0.2
0.1
0.0
0.1
0
0.0
5
0.0
0
0.8
0
0.6
0
0.4
0
0.2
0
0.0
0
-0.2
0
Perc1
0.8
0
0.6
0
0.4
0
0.2
0
0.0
0
-0.2
0
10
0
75
50
25
0
Gamma
12
0
10
0
80
60
40
20
DTP
10
00
0
10
00
10
0
10
1
MSFL/LLD
2.8
2.6
2.4
2.2
2.0
RHOB
0.4
0
0.2
5
0.1
0
-0.0
5
Perc2
28
0
24
0
20
0
16
0
12
0
80
DTS
10
00
80
0
60
0
40
0
20
0
0
K, Mu
M438(1) 02.10.07
PS2
0.3
0.2
0.1
0.0
Inversión Petrofísica
Densidad de fracturasLitología Porosidad
43210 1.0
0
0.7
5
0.5
0
0.2
5
0.0
0
1.0
0
0.7
5
0.5
0
0.2
5
0.0
0
Intervalode variación(min / max)
Porosidad de fractura/Porosidad de matriz-vúgulo
versión básica
Porosidad de matriz
Porosidad de fracturas
Litología
Porosidad de vúgulos
Porosidad conectada
Módulos elásticos
Registros de pozo
Campos May, Ku- Maloob-Zaap, Abkatún
56
Aplicaciones:
• F.30629 “Aplicación de la tecnología
de vanguardia y procesamiento de
registros en la interpretación y
caracterización de yacimientos de los
campos del Activo Integral Litoral de
Tabasco”.
• F.30700 “Asistencia especializada en
la elaboración de modelos
geológicos-petrofísicos en los campos
Ku-Maloob-Zaap”.
• F. 30811 “Estimación de la saturación
remanente de aceite en yacimientos
de la Región Marina Noreste”.
• F.30845 “Análisis cualitativo y
cuantitativo de fracturas y modelo de
permeabilidad de los yacimientos del
cretácico del activo integral Ku-
Maloob-Zaap”.
• F.33671 “Caracterización estática del
yacimiento Brecha cretácico superior
del campo Abkatún área H”.
Aplicación de Inversión Petrofísica realizada en los camposMay, Ku-Maloob-Zaap, Cantaell, Abkatun
56
▪ Predicción de
distribución de
permeabilidad
Distribución de la permeabilidad en el horizonte
BTP/KS (Campos Maloob y Zaap)
So inicial
So remanente
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
3845 3846 3847 3848 3849 3850 3851 3852 3853 3854 3855
Soi
Sor Comparación de So determinadas con Inversión
Petrofísica (línea verde – So inicial, línea roja – So
remanente) y datos de núcleos (puntos rojos)
• Determinación de saturación de aceite
remanente
57
Descripción:
• IMP-AMESUS (agentes químicos
espumantes modificadores de la
mojabilidad para ultra-alta salinidad)
es una tecnología para generar
espumas estables a alta temperatura
y alta dureza y salinidad.
o Genera espumas para controlar
la movilidad de fluidos en
fracturas y zonas de alta
conductividad.
o Modifica la mojabilidad de la
roca, para propiciar la expulsión
del aceite.
o Evita incrustaciones de sales
minerales, debido a la
incompatibilidad de aguas.
IMP-AMESUS es una serie de agentes químicos que generan espumas estables y garantizan la reducción de flujo de gas o agua a través del control de movilidad
Afloramiento de un YNF: los principales yacimientos
mexicanos son de este tipo.
Problemática: la tecnología surgió como una respuesta al
problema de incrementar la producción de aceite en los
pozos que presentan alta canalización de gas o de agua.
57
A. Moctezuma10 m
58
Capacidad
espumante en
sistema de
alta salinidad. Espuma
Salmuera
Control de
incrustaciones
minerales
Compatibilidad de
aguas: No se
forman
incrustaciones
Cambio de mojabilidad en roca
carbonatada
Roca carbonatada
saturada con aceite
El agente químico espumante IMP-AMESUS 1100 tiene propiedades para alterar la mojabilidad y es una opción para explotar los YNF
• El IMP cuenta con tecnología para generar
espumas que operar en sistemas de alta
temperatura, alta salindad y alta dureza, así como
controlando la precipitación de sales minerales.
• Surfactantes diseñados que permitan modificar la
mojabilidad y reducir la tensión interfacial
propiciando la expulsión del aceite de la roca.
• Aplicación exitosa en 3 pozos del Campo Jujo.
59
Descripción:
• El IMP tiene sistemas gelantes de
estabilidad mejorada para
condiciones de alta salinidad
(120,000 - 254,000 ppm) y alta
temperatura (130 a 145 °C).
Sistemas:
o GISATS-1000
o TERASAT-1000
o TERASAT -2000
• Esta tecnología se enfoca en
bloquear el avance de agua en YNF
que tienen un alto flujo fraccional.
o Se basa en un sistema químico
constituido por una
poliacrilamida y 2
entrecruzantes orgánicos.
Problemática:
El incremento en la producción de agua de formación
reduce la vida productiva de los pozos, minimizando la
recuperación neta de aceite por pozo perforado.
El IMP ha desarrollado sistemas gelantes que permiten controlar la invasión temprana de agua a condiciones de salinidad y temperatura extrema
59
Los costos de operación se incrementan debido al manejo y
disposición de agua producida.
60
• La evaluación experimental
muestra que los geles son
estables a condiciones de
ultra-alta salinidad (254,000
ppm) y alta T (145 °C).
• Se verificó la estabilidad
térmica de los geles en un
periodo de 6 meses a 130 °C
con resultados satisfactorios.
• En estado sólido, el polímero
presenta estabilidad por arriba
de 300° C de temperatura.
• Se desarrollo una prueba del
gel con agua de formación del
pozo Iride-2148 con 93,000
ppm y de la batería
Cunduacán con 84,000 ppm
de sólidos totales con
resultados exitosos
60
Los resultados experimentales muestran la formación del gel y su estabilidad a condiciones de alta temperatura y salinidad
IMP-GISATS-1000 @130°C y 120,000PM STD
Gel “Comercial”
Poliacrilamida + Cr3+
24 hrs @ 130°C y 120,000ppm STD
Polímero Imagen Polímero Imagen
35
37
36
38
Polímero Imagen Polímero Imagen
6
27
9
33
Polímero Imagen Polímero Imagen
6
27
9
33
IMP- TERASAT-1000 @ 130°C y 120,000 ppm STD
61
Antecedentes:
Se cuenta con una familia de
compuestos químicos con
propiedades anti-incrustantes
para altas salinidades, alta
dureza y alta temperatura
(200,000 ppm de sólidos totales,
dureza de carbonato de calcio de
50,000 ppm y temperaturas de
150 °C):
o ESIM-1000
o ESIM-2000
Esta tecnología se enfoca a
controlar de forma eficiente las
incrustaciones inorgánicas de
carbonato de calcio, sulfato de
calcio principalmente.
Actualmente se estudia su
aplicación a problemas de
depósitos de halita.
Problemática: La producción de hidrocarburos se ve interrumpida
por el taponamiento de las tuberías de producción. Incrementando
el mantenimiento de pozos.
El IMP ha desarrollado soluciones para reducir el problema de incrustaciones en las tubería de producción
61
Cristales precipitados en paredes de tubería
6262
Los inhibidores IMP deforman los cristales de los compuestos inorgánicos evitando su incrustación en las tuberías
Cristales de CaCO3 precipitados
SIN ADITIVO
Deformación de cristales CaCO3
en presencia del inhibidor
Cristales de halita precipitados
SIN ADITIVO
ESIM 2000
Deformación de cristales de halita en
presencia del inhibidor
ESIM 2000
Deformación de cristales CaSO4
en presencia del inhibidor
Cristales de CaSO4 precipitados
SIN ADITIVO
63
DescripciónAntecedentes:
• El Sistema Mejorador de Patrón de
Flujo Venturi (MPFV®) es tecnología
alternativa de solución a la declinación
de la producción de hidrocarburos
• Beneficios orientados a:
o Control de la producción de
agua y gas asociado
o Pozos de gas con problemas
de carga de líquidos
o Congelamiento de líneas
superficiales
o Administración de la energía de
yacimientos no convencionales
o Pozos con producción
inestable o intermitente.
El IMP desarrolló una solución para el control y optimización de la producción en pozos de aceite y gas: el MPFV®
Evita el congelamiento de líneas
Previene la formación de
hidratos
Controla la
producción de agua
Estabiliza el flujo y reducción de caídas de
presión en la tubería de producción
63
Problemáticas:
64
Aplicaciones:
El MPFV® (Venturi) se ha aplicado en
mas de 480 pozos en diversos Activos
de PEP:
• se instala y recupera en el fondo del
pozo con ayuda de la Unidad de
Línea de Acero (ULA).
• La falta de mantenimiento a un
pozo con MPFV® presenta un
factor de riesgo latente para futuras
intervenciones.
• Se incrementa en promedio 20% la
cuota de producción, por cada 5
pozos de gas con el empleo de
MPFV®, se evita perforar un pozo
nuevo.
• Con la reducción en la producción
de agua y perforación de pozos
minimiza los riesgos ambientales.
El MPFV® venturi aplicado en la recuperación de líquidos, incrementa la producción de gas y condensado
El último control de calidad se realiza
en el pozo
Operación conjunta ULA
Pemex - IMPDisponibilidad para diferentes diámetros
de tubería de producción
64
65
En un yacimiento no convencional el MPFV® (Venturi) permitió incrementar la recuperación en 4,653 barriles en 154 días de producción continua
Aplicación del MPFV®
(Venturi) en Chicontepec:
• Permitió incrementar la
producción recuperada en
4,653 barriles en 154 días de
producción continua.
• Cambió la tendencia de
declinación del pozo y a la
fecha el pozo sigue aportando
aceite.
• La expectativa de producción
acumulada incrementó mas de
15,000 barriles.
• la vida productiva se
prolongó aproximadamente un
año mas.
• Aplicado también en: Bellota-
Jujo, Muspac-Macuspana,
Samaria-Luna, Cinco
Presidentes, Burgos, etc.
Caso Chicontepec (yacimientos no convencionales)
65
66
Antecedentes:
• Durante la etapa productiva de un yacimiento se
genera información que debe ser analizada, sin
embargo, los métodos y prácticas tradicionales
de campo no son suficientes para ello.
• Se generan modelos de campo aplicando
técnicas de minería de datos sobre el
comportamiento histórico de los pozos.
• La metodología integra información dinámica y
estática del yacimiento para:
o El análisis y evaluación del campo.
o El pronóstico de producción y el cálculo de
reservas remanentes de hidrocarburos.
El IMP desarrolló la metodología MIIDY© para crear modelos predictivos de YNF y areno-arcillosos con técnicas de inteligencia y minería de datos
66
Dinámica de la brecha de infrautilización de datos
recopilados en campo
67
En necesario identificar zonas sub-extraídas del campo mediante el análisis de la información para orientar los esfuerzos de desarrollo
Problemática:
• Incrementar el aprovechamiento de los datos recopilados e históricos en procesos de
negocios de PEP para apoyar la toma de decisiones.
• Incrementar el factor de recuperación identificando las zonas sub-extraídas del campo.
• Reducir considerablemente los tiempos de modelado de campo.
67
Uso de técnicas de visualización para interpretar la información del campo
68
La metodología MIIDY© consiste de cuatro etapas principales
68
(1) Validación y pre-procesamiento de
datos(2) Cálculo de indicadores de productividad de pozo
(3) Modelado de campo y modelado
predictivo (4) Apoyo a la administración de campo
Grupo RRQI 1 Formación Acumulado, BBL MAX FW 2005
J-2B JSK 4,146,742.22 44.6%
Grupo RRQI 2 Formación Acumulado, BBL MAX FW 2005
J-38 JSK 16,002,719.73 61.3%
J-65 JST 1,706,221.61 29.6%
J-14D JSK 811,470.79 74.5%
Grupo RRQI 3 Acumulado, BBL MAX FW 2005
T-129 JSK 25,664,683.20 43.0%
J-459 JSK 1,451,177.68 39.3%
J-654 JSK 82,587.82 25.0%
• no rendidores (color
azul)
• de relleno
• para estimulación o
control de agua
Selección de pozos:
69
Aplicaciones:
• La metodología MIIDY se ha validado en
más de 200 pozos en diversos Activos
de PEP y ha permitido:
o Reducir la incertidumbre.
o Reducir considerablemente los
tiempos de modelado (hasta 30
min).
o Predecir la producción mensual de
aceite a largo plazo (varios años)
con un error de hasta 5%.
o Construir mapas de la ubicación
de pozos no rendidores.
o Seleccionar pozos candidatos a
intervenciones.
Aplicando la Metodología MIIDY© se han obtenido mejores resultados de pronóstico que con métodos tradicionales (DCA, simulación numérica)
Pronóstico de producción de aceite por pozo
69
70
Descripción:
• TIEMS (Tecnología de Inspección
Electromagnética Superficial) es
preventiva, no destructiva, desarrollada
para evaluar cuantitativamente el
estado del recubrimiento de los ductos.
Permite:
• Identificar y clasificar zonas en
función del grado del daño en
ductos.
• Determinar la trayectoria
geométrica del ducto o grupo de
ductos en plano y profundidad.
• Detectar conexiones de ductos en
operación con ductos fuera de
servicio u otras estructuras
metálicas,
• Estimar el nivel de corrosividad del
subsuelo.
• No requiere excavaciones o
interrupciones en la operación del
ducto o de su sistema de protección
catódica.
TIEMS es una tecnología predictiva para reducir los riesgos ambientales, al garantizar la
integridad física de los ductos a través de la inspección electromagnética superficial
L1
• Derechos de vía compartidos:
Con grupos de ductos cercanos e
interconectados y con diversas
trayectorias, imposibles de
inspeccionar con cualquier otra
tecnología.
• Fugas en ductos: impactos
económicos de hasta $450 mdp
anuales, sólo en PEP - Región Sur.
• Tomas clandestinas en México:
o 213 Tomas (2006)
o 2614 Tomas (2013)
o impacto por pérdida de robo de
combustibles en Mexico: USD $5000
millones anuales. (SENER)
70
Problemática: dificultades en el sistema de transportación por
ductos de Petróleos Mexicanos
71
Aplicaciones:
• La TIEMS se ha aplicado en los
cinco activos de PEP Región Sur y
en ductos de la Gerencia de
Transporte y Distribución de
Hidrocarburos.
• Mejora la planeación de los
programas de mantenimiento y
optimiza recursos humanos,
materiales y financieros.
• Para ductos de 15 años de
antigüedad, el promedio de daños
críticos encontrados en el
revestimiento es de 13.6/Km de ducto
inspeccionado
• Por cada accidente evitado al
aplicar TIEMS, PEP se ahorra entre
$500,000 y $ 80,000,000 de pesos.
El enfoque predictivo de TIEMS permite detectar, ubicar y analizar las anomalías que
pudieran poner en riesgo la operación segura de los ductos
Idea Desarrollo Prueba Escalamiento Comercialización
El desarrollo de esta tecnología cambio el paradigma de los ciclos de
innovación de la industria petrolera
2007
Presenta el
concepto
2012 Pruebas
en Activo
Bellota-Jujo RS
2013 Se han
desarrollado 5
equipos
A la fecha Se
han
inspeccionado
600 Km de
ductos.
Antes de TIEMS
Pemex ha utilizado tecnologías
inapropiadas para las condiciones de
la mayoría de los ductos en México:
• Direct Current Voltage Gradient,
• Alternating Current
• Voltage Gradient, y
• Pipeline Current Mapper
Estas tecnologías tienen limitaciones
tecnológicas para inspeccionar
ductos a más de 4 m de profundidad.
Realizando evaluaciones cualitativas
del revestimiento con base
probabilística con una alta
incertidumbre.
Inspecciones precisas en
derechos de vía compartidos
(ductos cercanos e
interconectados), cruces de ríos,
en zonas urbanas e
identificación de origen de
anomalías.
Evaluación de ductos de hasta
20 m de profundidad.
Evaluación cuantitativa y
determinística con criterios
estandarizados y formalizados.
Con TIEMS
2008
Metodología
2009-2011
Equipos
Fuente: Equipo Regional de Confiabilidad de Ductos e Instalaciones PEP Región Sur - 2014
71
72
A partir de cálculos de resistencia del recubrimiento es posible identificar el
tipo de recubrimiento e identificar el lugar exacto de las fallas
Fuente: Equipo Regional de Confiabilidad de Ductos e Instalaciones PEP Región Sur - 2014
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
1
10
100
1000
10000
1645 1650 1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700
0
1
2
3
0
1
2
3
1645 1650 1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700
1
10
100
1000
0
10
20
30
40
Cam
po
Elé
ctr
ico
Exp
eri
men
tal, m
V
dUy, mV
X_DDV
Cam
po
Elé
ctr
ico
Te
óri
co, m
V
dUy, mV
X_DDV
Tr Esperada
Tr
Crítica
Resis
ten
cia d
e R
ecu
bri
mie
nto
,Oh
m. m
2
Tr, Ohm-m2
Tr
Moderada
Resis
ten
cia d
e R
ecu
bri
mie
nto
,Oh
m.m
2
Tr, Ohm-m2
Áre
a D
esnu
da,d
/dX
X_DDVAmplitud de
Anomalía
Resistencia de recubrimiento calculada por campo eléctrico
Área desnuda equivalente
(4)
Inspección a detalleInspección regional
Corrosión microbiana
• Porque el recubrimiento no es
apto para las condiciones
actuales de temperatura del
ducto y condiciones del suelo.
• A que el recubrimiento
presenta daños permanentes
de origen.
• Pérdida de metal exterior de
hasta 110 milésimas de
pulgada de profundidad
Aplicaciones:
• Con el TIEMS es
posible identificar el
tipo de recubrimiento.
• Para este ducto se
identificaron dos tipos
de recubrimiento, Km
0+000 a Km 1+600
Tricapa, y Km 1+600 a
Km 4+560, epóxico en
polvo adherido por
fusión comercialmente
conocido como Fusión
Bond Epoxy (FBE).
• El lugar exacto de la
falla.
• Con la inspección
detalla se determina el
lugar exacto de la falla
en el recubrimiento.
73
Descripción:
• El inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-
001 controla de forma eficiente
problemas de corrosión uniforme y
localizada en condiciones actuales de
operación de los oleoductos.
• Se cuenta con una familia de
compuestos químicos (básicos) con
propiedades de inhibición a la corrosión:
IMP-ALICIM.
• La tecnología se basa en el desarrollo
de nuevas moléculas con actividad
inhibidora de la corrosión sintetizadas
con materias primas nacionales.
• Para su aplicación se formulan
mezclándose con un disolvente orgánico,
esto constituye un nuevo inhibidor de la
corrosión, no generan emulsión y son
técnica y económicamente viables.
Dos cortes del interior de un ducto con corrosión
• Los inhibidores de corrosión utilizados en los oleoductos
de PEMEX, no controlan simultáneamente problemas de
corrosión uniforme y localizada, además los resultados
no son constantes.
• Debido al incremento en la producción de crudos
pesados, la mayor cantidad de contaminantes agresivos
agravarán estos problemas de corrosión.
Problemática: Pemex Refinación ha aplicado de manera
sistemática inhibidores de tipo fílmicos para controlar
problemas de corrosión uniforme que se presentan en
oleoductos que transportan hidrocarburo.
El inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 permite controlar y mantener dentro de especificación, las velocidades de corrosión en oleoductos
73
74
Aplicación:
• Pruebas de campo del inhibidor de corrosión
IMP-ALICIM-001 en los oleoductos de 30” D.N. y
48” D.N. de Nuevo Teapa-Salina Cruz dieron una
velocidad de corrosión de 0.1. milésimas de
pulgada por año (mpa) en los puntos evaluados,
que se comparan excelentemente con el valor de
control de la corrosión de 2.0 mpa.
•Las velocidades de corrosión anteriores a la
aplicación del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-
001 (valores históricos de 2013) fluctuaban entre
los 3.0 y 14.0 mpa fuera de la especificación de
2.0 mpa como máximo.
• Las pruebas concluyeron el 28 de febrero de
2014
Ejemplo de las velocidades de corrosión obtenidas sin y con la
aplicación del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 en el
Oleoducto de 48” D.N. Nuevo Teapa-Salina Cruz (crudo Istmo).
0
1
2
3
4
5
6
7
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Vel
ocid
ad d
e co
rros
ión,
mpa
Meses
TDR MA
IMP-ALICIM-001Especificación (2.0 mpa)
Histórico 2013
Jul Ago Sep Oct Nov EneDic Feb
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Ve
loci
dad
de
co
rro
sió
n,
mp
a
Meses
TRD D
Especificación (2.0 mpa)
Línea de Referencia
IMP-ALICIM-001
Histórico 2013
Jul Ago Sep Oct Nov EneDic Feb
Ejemplo de las velocidades de corrosión obtenidas sin y con la
aplicación del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 en el
Oleoducto de 30” D.N. Nuevo Teapa-Salina Cruz (crudo Maya)
La mejora en el control de la corrosión incrementa la confiabilidad de los oleoductos al utilizar el inhibidor IMP-ALICIM-001
74
75
Escalamiento:
• Se escaló a nivel industrial la síntesis
del compuesto básico y de la
formulación obteniéndose 35 toneladas
del inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-
001.
• Hay interés por parte de la Gerencia
de Transporte por Ducto de PEMEX
Refinación de aplicar el inhibidor de
corrosión IMP-ALICIM-001 en todos
sus oleoductos.
• Se cuenta con una plataforma
tecnológica de básicos para formular
inhibidores de corrosión para distintas
áreas de PEMEX.
• Costo de maquila en síntesis de
básico y formulación IMP-ALICIM-001:
$ 89.43 / kg. Se espera una
disminución bajo producción regular.
•Solicitud de patente: Expediente
Mx/a/2013/012611
Ejemplo del diseño de una estructura molecular con
propiedades de inhibición a la corrosión.
Pérdida de peso
Cilindro
Rotatorio,
polarización Rp
Rueda Nace
ID 182Técnica EIE
MBZC12187525 90.77 96.35 95.95 99.9
MBZC12185050 93.46 94.67 97.3 98.9
IMP-ALICIM-01* 96.69 90.5 93.24 97.2
BZC6127525 91.15 96.14 92.89 99
BZC6125050 95.77 96.46 91.37 98.3
BZC6122575 93.08 91.97 90.36 99.7
Notas:
MBZC: Metil Bennzotriazol
BZC : Benzotriazol
* Escalado industrial y validado
Formulación de inhibidores de
corrosión
% de eficiencia de inhibición a la corrosión de las formulaciones
ante diferentes medios crudo/agua y bajo cuatro métodos de
evaluación
Nueva familia de inhibidores de corrosión
El IMP ha realizado el escalamientoa nivel industrial de la síntesis del compuesto básico y de la formulación
El inhibidor de corrosión IMP-ALICIM-001 se desarrolló en tres
años con un costo de $20.1 millones
75
76
1. Propósito y avances de la Reforma Energética
2. Grandes implicaciones
3. Enfoque tecnológico
4. Orientación de la investigación y desarrollo tecnológico en el IMP
5. Casos de éxito del IMP
6. Consideraciones finales
77
CTAP
Riesgos
Aseguramiento de flujo
Geotecnia e interacción
suelo-estructura
Simulación numérica de
fenómenos metoceánicos e
hidrodinámicos
Perforación
Fluidos de perforación
Estabilidad mecánica de
pozos
Equipos y sistemas
Calificación de tecnologías
Componentes de equipo
submarino
Estructuras marinas
Hidrodinámica: tanque
oceánico
Sistemas de control
Equipo de proceso
Pruebas de integración de
sistemas (SIT)
Primera fase
Segunda fase
Tercera fase
La explotación de los campos en aguas profundas impone retos tecnológicos a la industria mexicana
Áreas
tecnológicas
Laboratorios
El Centro de Tecnología para Aguas Profundas del IMP (CTAP) abordará la
investigación básica, la asimilación y la calificación de las tecnologías
78
El Laboratorio de Calificación de Tecnologías (LCT) está enfocado al desarrollo de
trabajos para el diseño y mejora de instalaciones superficiales y submarinas de
producción incluyendo los procesos de hidrocarburos, así como para el incremento
y mantenimiento de la producción mediante la eliminación de restricciones en el
sistema.
Se firmó un Convenio de Alianza con RenoGas México, para la transferencia de
tecnología.
El LCT está enfocado en proporcionar soluciones tecnológicas de mayor confiabilidad en instalaciones de proceso
Un ejemplo de la problemática a
resolver es el proceso de separación de
los hidrocarburos y el uso de
tecnologías sobredimensionadas para
las actuales condiciones de operación
de los sistemas, incluyendo la
evaluación tecnológica del diseño de
sistemas de procesamiento submarino.
79
El Laboratorio de Aseguramiento de Flujo (LAF) está dirigido a desarrollar
tecnologías que permitan garantizar la producción ininterrumpida de hidrocarburos,
así como reducir las intervenciones a los pozos de los yacimientos de aguas
profundas del Golfo de México.
El principal reto en aguas profundas es evitar la incidencia de depósitos orgánicos e inorgánicos a lo largo del sistema integral de producción
Risers
Semisumergible• Bloqueo en la cara de la formación por
la generación y depositación de fases
sólidas orgánicas.
• Bloqueo en la tubería de producción por
la formación y depositación de fases
sólidas orgánicas e inorgánicas.
• Bloqueo en el pozo debido al mezclado
ineficiente y/o incompatibilidad de
fluidos por el uso de productos
químicos de diferente naturaleza.
Problemática en aguas profundas
80
El Laboratorio de Fluidos de Perforación, Terminación y
Cementación de Pozos (LFPTCP) favorecerá la construcción de
pozos con calidad de agujero para la exploración y el desarrollo de
los campos mexicanos en aguas profundas, a partir de los diseños
óptimos de fluidos de control, con seguridad operativa y respeto al
medio ambiente.
Problemática en aguas profundas
Compatibilidad con el medio ambiente.
Georiesgos someros e intermedios.
Geopresiones con ventanas operativas estrechas.
Contraste de temperaturas a altas presiones (HPHLT).
Formaciones reactivas (arcillas) y contaminantes del fluido de control.
Integridad de la cementación (HPHLT).
Sedimentación de densificante.
Logística.
Estructuras subsalinas.
Incompatibilidad con la formación productora.
El LFPTCP realizará diseños e innovaciones de sistemas de fluidos de control, con calidad y seguridad operativa
Etapa conductora
Etapasuperficial
Etapas intermedias
Tirante de agua
Etapa de explotación
81
El Laboratorio de Geotecnia e Interacción Suelo-Estructura (LGEO) permitirá
caracterizar el suelo marino sujeto a condiciones de aguas profundas y al
desarrollo de modelos físicos de cimentaciones para sistemas submarinos y
flotantes, además de ductos submarinos.
La solución a los problemas geotécnicos consiste en mitigar la presencia de geopeligros y mejorar el análisis de infraestructura en suelo marino
Problemáticas en aguas profundas
• Inestabilidad de taludes
submarinos y deslizamientos
a escala regional.
• Falla por capacidad de carga
de las cimentaciones para
sistemas flotantes y
submarinos de producción.
• Falla del ducto por pandeo
horizontal
Inestabilidad de taludes
20
16
14
12
10
8
4
2
18
6
20
16
14
12
10
8
4
2
18
6
20
16
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4
2
18
6
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4
2
18
6
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2
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6
20
16
14
12
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8
4
2
18
6
20
16
14
12
10
8
4
2
18
6
20
16
14
12
10
8
4
2
18
6
20
16
14
12
10
8
4
2
18
6
20
16
14
12
10
8
4
2
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6
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6
Pilotes
de succión
Sistema flotante
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El Laboratorio de Simulación Numérica de Fenómenos Metoceánicos e
Hidrodinámicos (LSNFMH) está conceptualizado para diseñar u optimizar la
infraestructura marina a instalarse en aguas profundas, tomando en cuenta el riesgo
metoceánico. Asimismo, realizará investigación que permita caracterizar los
fenómenos meteorológicos y oceanográficos que impactan en el diseño de la
infraestructura marina en aguas profundas.
EL LSNFMH caracterizará el comportamiento los parámetros metoceánicosque ponen en riesgo la integridad de la infraestructura marina
Viento
Oleaje
Fuerzas de
corriente
• Caracterizar la incertidumbre del
comportamiento de las corrientes
marinas, oleaje y viento que impactan a la
infraestructura marina.
• Diseñar u optimizar tecnología de
sistemas flotantes de producción, líneas
de amarre, risers, umbilicales y sistemas
submarinos, para las condiciones
ambientales de aguas profundas.
Problemática en aguas profundas
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Acciones futuras
• Aguas arriba
o Continuar con asimilación y desarrollo de tecnologías en la exploración y explotación en
yacimientos no convencionales.
o Continuar con el desarrollo tecnológico y asimilación en diversas áreas de investigación
en exploración: minicuencas, tectónica salina, sistemas sedimentarios carbonatados y
terrígenos, modelado numérico de cuencas, entre otras.
o Petrofísica orientada para caracterización mejorada de plays no convencionales de aceite y
gas en lutitas y formaciones clásticas mal consolidadas comunes en aguas profundas del
Golfo de México.
o Se están realizado mejoras incrementales a MPFV® (Venturi), en su diseño (más
compacto), para aumentar el éxito en operaciones de anclaje y desanclaje.
o La siguiente fase de la serie IMP AMESUS se orienta a la prueba tecnológica entre pozos
del AMESUS 1100, y el desarrollo de nuevos agentes.
o Diseño y evaluación de nuevos agentes químicos para ultra-alta temperatura, con lo cual
se pueden desarrollar procesos híbridos químico-térmicos.
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Acciones futuras (continuación)
• Aguas abajo
o Optimizar la capacidad de utilización de la infraestructura de Refinación pues actualmente
se tienen índices de alrededor del 60 – 70 % del uso de la capacidad instalada.
o Cumplir con la normatividad ambiental nacional e internacional. Incrementar la producción
de gasolinas y destilados además de contar con la tecnología que permita alcanzar las
especificaciones internacionales de 10 ppm de S en gasolina y benceno menor a 0.62 %p
en un plazo de 2 a 5 años.
o Contar con la tecnología integral para la obtención de diesel DUBA con menos de 10 ppm
de azufre y un cetano en un rango de 48 actual a 55 esperado en California a un plazo
máximo de 5 años.
o Disponer de tecnologías eficientes para la conversión de residuales a destilados a partir de
crudos mexicanos.
o Seleccionar y promover los esquemas más adecuados para aprovechar los subproductos
de bajo valor (azufre, residuos sólidos y coque).
o Fortalecer la tecnología de proceso, catalizadores y aditivación de las plantas de
hidrotratamiento.
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85
Aguas arriba
Aguas abajo
Factores de desarrollo
Factores tecnológicos
• Reducción del riesgo exploratorio
• Campos no convencionales
• Campos maduros
• Incremento del factor de recuperación
• Crecimiento acelerado de la demanda
• Combustibles limpios
• Mejoras a las cadenas petroquímicas del etileno y
propileno en mercados competitivos
Costo – efectivo
Reducción del riesgo
Oportunidad
Bienes de
consumoFarmacéutica TIC E&P
Años0 5 10 15 20 25 30
Escalamiento y prueba
industrial: cuellos de botella
para la introducción de la
tecnología al mercado
Se requiere acelerar los ciclos de desarrollo, escalamiento y comercialización / masificación
Escalamiento y masificación, medios de generación de valor económico
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Se autorizaron $650 millones por el Fondo IMP
El estudio costo – beneficio está en análisis por la SHCP
Se realizaron las acciones de:
Planeación de los trabajos de ingeniería
Presentación del CET al GSP para su aprobación
Inicio del anteproyecto arquitectónico del CET
Planeación de los estudios de factibilidad técnico, legal y ambiental del
CET
Preparación de estudios de mercado de equipos por cada sección del
CET
Centro de Escalamiento de Tecnologías