presentaciones_jornada_exploracion_produccion_fundacion_repsol.pdf

Ponencias presentadas
26 de mayo de 2015

9:00 Recepción y entrega de documentación
9:30 Inauguración e introducción - César Gallo, vicepresidente de Fundación Repsol y Benjamín Calvo,
director de la Fundación Gómez Pardo
9:45 Introducción - Sergio López, subdirector general de Hidrocarburos. D.G. de Política Energética y Minas del
Ministerio de Industria, Energía y Turismo
La innovación en la exploración y producción de petróleo y gas
(Modera: Jose María Moreno, director UN España – D.G. E&P Repsol)
10:00 Sísmica - Iluminando el subsuelo - Francisco Ortigosa, director Geofísica Repsol Houston
10:15 Perforación - ¿Hay límites? - Harold Mesa, vicepresidente y miembro del Equipo de Integración
de la División de Perforación y Evaluación de Halliburton
10:30 Fracking - ¿Una revolución? - Isaac Álvarez, profesor de la Universidad de Oviedo
10:45 Mesa redonda
11:00 Pausa - Café
La seguridad en la exploración y producción de petróleo y gas
(Modera: Luis Muñoz, director de la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi)
11:30 Lecciones aprendidas - Marcos Gallego, senior patner de ERM Iberia
11:45 Tecnología - Avances en seguridad - José María Moreno, director UN España – D.G. E&P Repsol
12:00 Nueva legislación: una oportunidad para innovar - Folkers E. Rojas, inventor y co-fundador de Hawk y
Antonio Gomis, tutor del Fondo de Emprendedores de Fundación Repsol
12:30 Mesa redonda
El medio ambiente en la exploración y producción de petróleo y gas
(Modera: Francisco Velasco Heredero, Gas Natural Petróleo)
12:45 Planificación - Antes de explorar - Javier Ripoll, responsable del departamento de Gestión Ambiental y
Sostenibilidad de URS España
13:00 Monitorización - Durante la operación - Andrea Garay, consultora senior de Alenta Medio Ambiente
13:15 Remediación - En caso de imprevistos - Mª Goretti de la Fuente, jefe de servicio de Coordinación y Estudios
de la Subdirección General de Seguridad, Contaminación e Inspección Marítimas. D.G. de la Marina Mercante del
Ministerio de Fomento
13:30 Mesa redonda
13:45 Clausura - Carlos Conde, rector de la Universidad Politécnica de Madrid y Luis Cabra, director general de
Exploración y Producción de Repsol
Madrid, 26 de mayo de 2015
Salón de Actos de la Fundación Gómez Pardo

Sísmica - Iluminando el subsuelo
Francisco Ortigosa
Director Geofísica Repsol Houston

Survey Design: Seismic Forward Modeling
Full
elastic
wave
equation
Z Component
E3D
X Component
E3D

25 m 50 m 100 m
Shot Decimation with S/N ratio of 0.5

0 dB 40 dB 80 dB
Ground Roll Noise Level with 100 m shot interval

Achieving Better and Cheaper Seismic Data

Two Way Wave Equation Illumination

Wide
Azimuth
Single
Azimuth
Rich
Azimuth
Multi -
Azimuth
Improving Illumination in Marine Acquisition

Subsurface Illumination with NAZ
(Conventional) Geometry at Top of Reservoir

Subsurface Illumination Comparison MAZ-WAZ
Geometries at the Top of Reservoir

Narrow Azimuth In-line Multiazimuth In-line
Single vs. Multiazimuth Acquisition

Improving Resolution via Broadband Deghosted Seismic Data
Conventional
Deghosted
Conventional Broadband - Deghosted
11

Land Acquisition Improvement: Node Acquisition

High density, High Productivity Vibroseis
• High density sources:
– Step change in source density
– Step change in source productivity
• Single Vibrator acquisition solves both
problems

Slip Sweep vs. Conventional Flip-Flop
Fold 154 (Eq Bin 55x55ft)
314 Receiver/sqm
278 recorded VP/sqm
150 VP/h
1.85 sqm/h
No slip sweep
Flip-Flop
Conventional 2 fleet of 5 vib
S/AN -2.5dB
1.48 MM recorded
traces/sqm
RL
SL
S 110x935 R 110x825
Natural bin 55x55
Fold 1200 (Eq Bin 55x55ft)
288 Receiver/sqm
2304 recorded VP/sqm
720 VP/h
3.20 sqm/h
Slip time 5s
V1 - Single vib
9 fleets of 1 vib
S/AN -2.5 dB
11.06 MM recorded
traces/sqm
RL
SL
S 27.5x440 R 110x880
Natural bin 55x13.75
A vibrator group sweeps
without waiting for the
previous group’s sweep to
terminate
Slip time
(Time shift between sweeps)
Time

Deep Water Gulf of Mexico
Source oceanexplorer.noaa.gov

The need for Reverse Time Migration

The need for HPC in Subsurface Illumination

Time
Preprocessing
Initial model
(Structure,
velocity)
PSDM
Depth
Section
Gathers
Update
Structure
Update
Velocity
Final Result
(Structure,
velocity)
• Waveform Inversion provides earth
properties (Vp,Vs, etc…) in a single step
• Derive the best model that can explain the
recorded data.
• Waveform Inversion can be assimilated to a
iteration of RTM’s together with
Tomographic updates.
• This process is computing intensive and
requires deep knowledge of High
Performance Computing.
• Hardware improvements make it affordable:
GPU
• Large offsets & wide azimuths seismic data
are required. Data intensive process.
Full Waveform Inversion

Large modeling to generate synthetic data for
inversion: 3D elastic SEG/EAGE Overthrust with
free surface
 10 Hz peak, 25 Hz maximum
 6 points per wavelength, 5041 shots
 vmin= 1089 m/s, vmax= 6000 m/s
 16km x 16km (3.2 km depth), 6 sec.
 Output: 2.8 TB synthetic SEGY traces
 Total resources employed: 2935 nodes (46960
cores). (96% of MareNostrum3)
 Aggregate 130 Tflops, (91% of the algorithmic
roofline)
Normal Marenostrum
Workload
(0,55 TB/sec.)
Elastic
Modeling
(1,55 TB/sec.)
FWI Modelling Example
Inverted
Target

Algorithmic complexity vs. computing power
3-18 Hz
3-35 Hz
3-55 Hz
RTM
9.5 PF
900 TF
56 TF
Pflops (1015)
0,1
1
10
1000
100
1995 2000 2005 2010 2015 2020
0,5
Algorithm complexity
Viscoelastic FWI
petro-elastic inversion
elastic FWI
viscoelastic modeling
isotropic/anisotropic FWI
elastic modeling/RTM
isotropic/anisotropic RTM
isotropic/anisotropic modeling
Paraxial isotropic/anisotropic imaging
Asymptotic approximation imaging
20
Depth Imaging challenges roadmap

Perforación – ¿Hay limites?
Harold H. Mesa
Vice President
Halliburton Integration Team

Agenda
• Industry evolution - Halliburton
• Drilling achievements
• Our challenges today
• Vision of the future

Halliburton introduces first
computer network system in
oilfield services
Halliburton Evolution
1919
1938
1949
1965
1986
1996
1998
2006
Erle P. Halliburton founds
New Method Oil Well
Cementing Co.
HOWCO pioneers hydraulic
fracturing stimulation
Company is first foreign
oilfield services concern on
mainland China
Halliburton-Dresser merger
sparks next generation of
tools
Company realigns its work
into Eastern and Western
Hemisphere operations
Halliburton acquires oilfield
digital technology and service
capabilities
An industry first,
Company cements offshore
well

BHA Design:
Then and Now
Basic Gamma, Directional with Resistivity
70’ length, 3 sensors
Rotary Steerable with Full Formation Evaluation Package
200’ length, 8-12 sensors

UltraHT-230™
and the ExtremeHT-200™
MWD/LWD sensors
GeoTap® IDS
Multilateral
L5 Junctions

MegaForce™ Bit
Bit Market
Transition
Market
Percentage
2005 2010
FC
RC
DatCI

Our challeges today
• Drillstring integrity
• Hydraulics
• Wellbore integrity
• Well placement
• Zonal isolation

Vision of the future
• Ultra-High Speed Telemetry
• Further decrease drilling
days to depth
• Ultra-reliable tools
• Miniaturization of downhole
tools
• Drilling automation
• Alternative rock destruction
methods
3- Axis Gyro Chip
3- Axis Accelerometer Chip

Drilling Automation
Drilling control system
Update Tool Face
Update Surface Equipment
Sensor Data from Surface and Downhole
Energy
Transferred to
bit
Benefits include
smooth wellbore
And reduced drilling
time

Alternative Rock Destruction
• Industry looking for Energy Alternatives to
replace or enhance Mechanical Energy
• Why?
– Improve efficiencies in rate-of-penetration
– Accelerate production
– Access hard-to-drill formations
• Examples from the literature -
– Laser Beam
– Electron Beam
– Electrical Plasma
– Chemical Plasma
– High Power Ultrasound
– Electric Discharge

El fracking - ¿Una revolución?
Isaac Álvarez Fernández
Profesor de la E.T.S. de Ing. de Minas de Oviedo

Demanda Mundialde Energía Primaria
porregionesyorigen enBill.detoe/año
Fuente: BP 2014
2
El fracking. ¿Una revolución?
26 mayo 2015

El gas no convencional
• Roca madre y roca almacén juntas.
• Gas absorbido en el carbón.
• Precisa perforación horizontal y
fracturación hidráulica.
“COALBED METHANE” O
METANO DE CAPAS DE CARBÓN
• Roca madre y roca almacén juntas.
• Gas absorbido en la materia orgánica,
petróleo y gas en poros.
“ SHALE GAS” o GAS de LUTITAS
• Deposición continua.
• Baja permeabilidad.
“TIGHT” ROCAS DE BAJA
PERMEABILIDAD
Recursos No
Convencionales
“HIDRATOS DE GAS”
Compuesto cristalino de gas
metano y agua. Se forma a P y
T medias (aguas someras y
regiones polares)
26 mayo 2015 El fracking. ¿Una revolución? 3

• Desarrollada específicamente para observar el alcance y la eficiencia de
estimulación hidráulica y el monitoreo de minas y túneles.
• Existente desde hace 15 años.
• Existente desde hace 30 años, permite acceder a lugares inaccesibles
• Incrementa el área de contacto entre la roca y el pozo.
Perforación Horizontal
• Existente desde hace más de 70 años, se aplica a este tipo de rocas con
desarrollos de equipamiento adaptado a las necesidades.
• Incrementa el radio efectivo del pozo y volumen de fluido a movilizar
Micro-sísmica
Tecnología de estimulación hidráulica
Las tecnologías
26 mayo 2015 El fracking. ¿Una revolución?

La perforación horizontal
• En las décadas de los 80 y 90 , con la mejora de los motores de fondo y la
telemetría en el pozo, se desarrolló la perforación horizontal, alcanzando
secciones de más de 2 km.
• Los avances tecnológico actuales se centran en la consecución de pozos muchos
más largos, más profundos, más precisos y con múltiples ramas.
• Durante la fase de extracción se perforan varios pozos horizontales desde un
mismo emplazamiento
5
26 mayo 2015

6
•La fracturación hidráulica fue desarrollada a
inicios de siglo XX con el objeto de mejorar la
producción del pozo.
•Consiste en generar una fractura vertical de
alta productividad mediante la inyección de
un fluido a alta presión, que supere la
resistencia de la roca.
• Para evitar el cierre natural de la fractura,
se adiciona un agente de sostén (propante),
comúnmente arena.
Fracturación hidráulica
Fuente:
fracfocus.org
Fuente: Cortesía de Schlumberger:
26 mayo 2015

La tecnología permite lograr mayores productividades
26 mayo 2015 El fracking. ¿Una revolución?
Fuente: US EIA
7
Fuente: José Mª. Moreno 2014

La revolución del “Petroleum System”
Concepto de “Petroleum System” “para que haya un yacimiento de
hidrocarburos hace falta una roca madre, una roca almacén y una roca sello.
Además es preciso que haya habido un proceso generador de trampas
estratigráficas o estructurales, junto con un proceso de migración y acumulación
de hidrocarburos en las mencionadas trampas”. (Magoon, 1994)
26 mayo 2015 El fracking. ¿Una revolución? 8

Recursos de shale gas en el mundo
El fracking. ¿Una revolución? 9
HH Rogner EIA/ARI EIA/ARI
TCF TCF TCF
1997 2011 2013
Norte América 3.842 7.140 4.312
Sur América 2.117 4.569 2.465
Europa (inc.Rusia) 549 2.587 2.798
Africa 1.548 3.962 2.443
Asia 3.528 5.661 8.692
Autralia 2.313 1.381 2.172
otros 2.215
CONTINENTE
Recursos totales
estimación media
16.112 25.300 22.882
TCF
Fuente: EIA 2013
Fuente: EIA 2013
Otras áreas no tenidas en cuenta
en el estudio de la EIA 2013
Fuente: EIA 2013 y elaboración propia
137 unidades geológicas y 41
países, objeto de la EIA 2013
Los “top ten”
26 mayo 2015

La apuesta de los EEUU por los hidrocarburos no
convencionales
Fuente Rosetta Resources
Fuente: US EIA
26 mayo 2015
10

El caso de EEUU. Producción y nº de pozos GNC
420
440
460
480
500
520
2007 2008 2009 2010 2011
Miles de pozos productores de gas en
EEUU
Fuente: EIA 2013
• Unos 20.000 nuevos
pozos productores de gas
no convencional todos los
años
 En EEUU hay mas de
200.000 pozos productores
de gas no convencional
26 mayo 2015 11

Las preocupaciones y los factores de riesgo
• Impacto de la fracturación hidráulica en las aguas subterráneas
• Consumo de agua
• El agua de retorno
• Los compuestos químicos
• Las emanaciones de metano
• La sismicidad inducida
• La radioactividad
• El uso del suelo
• La continuidad de la extracción futura
26 mayo 2015 12

El caso EEUU. Resumen de 40 incidentes
medioambientales
Número de incidentes y sus causas, denunciados a la EPA
Fuente: Robert Puls Ph.D. Non Conventional Gas and Fresh
Water Conference. Madrid. March 2012
• Análisis 40 incidentes medioambientales
denunciados en explotaciones de gas no
convencional en 10 diferentes estados de
USA
• 28 en formaciones de pizarras, 8 en
tight sands y 4 en coal bed methane
26 mayo 2015 13

26 mayo 2015
En 2040, sería necesario unos 60 Hm3 para
la fracturación de los pozos previstos, si
todos fueran en la cuenca del Ebro
representaría el 0,74% de la demanda anual
establecida en el Plan Hidrológico.
Lecciones aprendidas: Los requerimientos de agua
14

Fuente M. Kevin Fisher y Norman R. Warpinski 2012
• En amarillo se representa la profundidad de la zona a
fracturar,
• Las líneas quebradas en rojo representan la
extensión de la fractura hacia arriba y hacia abajo,
• En azul oscuro se representa la profundidad del
acuíferos de que abastecen a la población.
Lecciones aprendidas: Control de la geometría de la
fracturación
26 mayo 2015
15

 La actividad humana interacciona
con el subsuelo.
 En la figura se reflejan casi 200 casos
publicados de sismicidad inducida
desde 1929 y sus causas
 La sismicidad inducida asociada con
la fracturación hidráulica ha sido
identificada en tres yacimientos,
localizados en el Reino Unido, los
Estados Unidos y Canadá
 Sismos con magnitud menor a 3
raramente son percibidos por los
seres humanos.
Lecciones aprendidas. La sismicidad inducida
26 mayo 2015
Fuente: Induced seismicity and hydraulic fracturing for the recovery of
hydrocarbons. Richard J. Davies, Gillian Foulger, Annette Bindley y Peter
Styles. 2013
16

Lecciones aprendidas. El espacio ocupado
Antigua extracción mediante
perforación vertical en Wyoming
Extracción mediante perforación
horizontal en Pennsylvania,
Marcellus
26 mayo 2015
La perforación horizontal extendida, reduce notablemente el uso
del terreno (2 Ha cada 5 km2) y es compatible con el uso agrícola
17

Lecciones aprendidas. La restauración
Fase de perforación de un pozo de gas
no convencional en las Marcellus Shale
Fase de producción de gas no
convencional en las Marcellus Shale
26 mayo 2015
El uso del suelo es temporal. La restauración reduce el impacto
ambiental en el medio plazo
18

¿DE DONDE VENDRÁ EL CRUDO FUTURO?
Fuente: IEA 2014
26 mayo 2015

La Dependencia Energética de Europa
26 mayo 2015

Europa precisa de un política energética
coordinada
26 mayo 2015

¿La calle y los beneficios?
26 mayo 2015
• Energía mas barata
• Un país mas competitivo
• Mejora de la balanza de pagos
• Mas renta disponible
• Menores emisiones de CO2
• Trabajo, mayores salarios
• Mejores infraestructuras
• Otro negocios: mantenimiento, servicios
• Exportación del know how, .…
• Nuevos negocios: restaurantes, tiendas,…
No se trata de “venderse por un plato de lentejas”
Se trata de producir un recurso con responsabilidad
22
Costes por €/MWh:
• Nuclear: 30-40
• Hidráulica: 25-40
• Térmica carbón: 30-50
• Térmica de gas: 40-60
• Energía eólica: 80-90
• Fotovoltaica: 200-250

Lecciones Aprendidas
Marcos Gallego
Socio Senior – ERM

Abril 20-22, 2010
• 11 fallecidos
• 17 heridos
• 5 MM barriles est.
• 3 meses est. de intensa
exposición en media

“Our industry has been set back decades in terms of public trust”
Executive in O&G major, 2010
Un antes y un después en la percepción social del sector

Una intensa investigación del evento
• Más de 20 investigaciones para establecer nuevas medidas,
procedimientos y controles en el desarrollo de actividades de E&P
offshore.
• Se han identificado lecciones aprendidas y algunas
recomendaciones se han incorporado a las prácticas habituales del
sector o a la legislación.
• Ámbitos:
– Tecnología de perforación.
– Control de actividades de perforación.
– Planificación y gestión de repuesta a derrames.
– Cambios legislativos.
– Gestión de factores humanos y cultura de seguridad.
• A destacar: Respuesta colectiva de la industria

Tecnología de perforación
• Los sistemas de prevención de explosiones del Deepwater Horizon no
funcionaron.
• Nuevos estándares para
cementación y casing,
incluyendo ensayos de
integridad, requiriendo
verificación por tercera parte
independiente.
• BOP blind shear y verificación
de control de funcionamiento
submarino.
• Ensayos de presión negativa en
BOP submarino ó pozos con
sistema de suspensión de lodos.
• Requisitos adicionales para barrera mecánicas duales, fluidos de
control de pozo y completaciones, decomisionado. etc.
• Se ha producido nuevas normas de rediseño de BOPs y control de
pozos (Drilling Safety Rule, BSSE, 2012).

Tecnología de perforación
• En fase de Investigación:
– Sistema de detección instantánea de disparo de pozo “Kick detection at
the bit”.
• Sistema de detección temprana que identifica cambios en el interior del
sondeo debidos a entrada de gas o hidrocarburos en la cabeza del pozo y
que proporcione información prácticamente en tiempo real.
• Los sistemas de prevención de explosiones del Deepwater Horizon no
funcionaron.
• API Recommended Practice (RP) 53 se elevó a API
Standard 53 (S 53) “Blowout Prevention Equipment
Systems for Drilling Wells.”

Control de actividades de perforación
• Se ha producido nuevas normas para el control de Operadores de
exploración y producción en el GoM Workplace Safety Rule
modificando la API Recommended Practice 75 (RP 75) y haciendo
obligatorios (legales) sus requisitos (SEMS Final Rule -SEMS II-) (2011).
– Requisitos :
• Implementación de la autoridad de parar actos inseguros.
• Definición de la Autoridad última sobre la seguridad operacional toma de
decisiones in situ.
• Plan de participación de los empleados que promueva la participación de los
empleados de la industria offshore, así como sus equipos directivos de las
empresas, para mitigar o eliminar los riesgos de la actividad.
• Establecimiento de reglas para reportar actos y condiciones inseguras.
• Requisitos adicionales para la definición de análisis de puestos de trabajo.
• Auditoría de tercera parte independiente de las actividades de O&G offshore.
• Los sistemas de gestión para el control de las actividades de
perforación del contratista de BP (TransOcean) no fueron eficientes y
no eran independiente.

Control de actividades de perforación
Elementos obligatorios del SEMS (Auditables):
– Definición, aprobación y revisión por la Dirección del Programa SEMS.
– Información de seguridad y medioambiente: datos de diseño, procesos,
diagramas de flujo, componentes mecánicos, etc.
– Análisis de riesgos a nivel de instalación.
– Gestión del Cambio: programa para gestionar cualquier cambio operativo, en la instalación, de
organización, de contratista, etc.
– Evaluación de las operaciones y los procedimientos operativos escritos.
– Procedimientos, manuales, etc., relativos a trabajos seguros, reglas de conducta, etc.
– Formación en prácticas de trabajo seguro, incluyendo a los contratistas.
– Integridad mecánica de la instalación: programas de mantenimiento preventivo, controles de
calidad, etc.
– Revisión previa a la puesta en marcha de todos los sistemas.
– Control y respuesta a la emergencia: planes de evacuación, planes de contingencia ante
derrames y validaciones de los mismos a través de simulacros.
– Investigación de incidentes: procedimientos para la investigación, establecimiento de medidas
correctoras y preventivas y monitorización de su implantación.
– Una auditoría inicial en los dos primeros años tras la implantación y cada tres años posteriormente.
– Control de registros y documentación del Sistema
• Los sistemas de gestión para el control de las actividades de
perforación del contratista de BP (TransOcean) no fueron eficientes y
no eran independiente.

Planificación y gestión de respuesta ante derrames
• El evento de Macondo demostró que no se había previsto el
alcance del potencial impacto. Los medios de respuesta ante
emergencia eran muy escasos en comparación con los necesarios,
y la respuesta no estaba coordinada.
• La industria se ha enfocado en desarrollar
soluciones relativas a:
– Mejora de los dispositivos técnicos para el
taponamiento de pozos.
– Aumento de los medios humanos y materiales
y respuestas mancomunadas.
– Uso de los medios de tratamiento de imágenes
de satélite en la respuesta.
• Mejora de los dispositivos técnicos para el
taponamiento de pozos
– Dispositivo de taponamiento (Capping stack)
con funcionamiento hasta 15,000-psi y 177ºC
(Marine Well Containment Co.)
– Se trabaja en un dispositivo similar que trabaje
hasta 20000 psi (2016?)

• Inversión notable en medios (barcos,
materiales, barreras) y personal.
• Convencimiento de que la magnitud de un
derrame puede ser tan grande que merece
la pena compartir recursos:
– Soluciones mancomunadas entre operadores
en el GoM (Marine Well Containment Co.;
Helix Well Containment Group)
– Modelo expandiéndose a otras geografías.
• Aumento de los medios humanos y materiales y respuestas
mancomunadas.

• Uso de los medios de tratamiento de imágenes de satélite en la
respuesta.
– Uso de tecnologías de tratamiento de imágenes para optimizar la
respuesta ante derrames.
– Satélites y medios aerotransportados.
– EU dispone de un sistema de seguimiento en tiempo real.
• Mayor exigencia en la planificación.
– Extensión del periodo de modelización
de derrames para una cuantificación
mas conservadora del potencial
impacto y de los medios de respuesta
necesarios.
– Para GoM, publicación del Worst Case
Discharge (SPE, Marzo 2015).
– En España, se modeliza un blow –out a
30 días.

Cambios legislativos
• El evento de Macondo reveló la necesidad de emitir nueva
legislación en materia de gestión de riesgo y de impacto
ambiental.
• Se han regulado en US muchas materias nuevas o se han cambiado los
requisitos:
– Seguridad en perforaciones, certificaciones de BOPs, ensayos de presión negativa,
certificaciones externas independientes de casing y cementaciones, etc.
– Alguna aún no adoptadas, como la adopción de un enfoque de safety case y la
definición de elementos críticos de seguridad.
• En Europa, se ha adoptado la DIRECTIVA 2013/30/UE DEL PARLAMENTO EUROPEO
Y DEL CONSEJO de 12 de junio de 2013 sobre la seguridad de las operaciones relativas
al petróleo y al gas mar adentro, y que modifica la Directiva 2004/35/CE:
– Basada en el concepto del Safety Case de UK.
– Necesidad de que las empresas radicadas en Europa la adopten para sus
operaciones fuera de UE.
– El Safety Case vincula el análisis de riesgo de las instalaciones con su impacto
potencial y, por lo tanto, es clave para determinar los elementos críticos que
pueden generar un impacto y los Planes de Emergencia.

Cambios legislativos
• EU Safety Cases implica:
– Identificar opciones para el régimen de seguridad de una instalación –
cómo puede hacerse, cual es la mejor práctica?
– Evaluación del Impacto ambiental de cada opción – enfoque coste
beneficio :
• Probabilidad / coste de un evento de tipo Macondo.
• Coste / nivel de reducción de riesgo que consigue cada opción.
• La opción seleccionada es la que se adopta para el régimen de la
instalación.
– Es un esfuerzo de “demostración”, no prescriptivo.
• El evento de Macondo reveló la necesidad de emitir nueva
legislación en materia de gestión de riesgo y de impacto
ambiental.

Gestión de factores humanos y cultura de seguridad
• La identificación de Elementos Críticos de Seguridad requiere la verificación
de la competencia de las personas que desarrollan Actividades Críticas de
Seguridad
– Inclusión creciente de programas de competencia en las compañías en
el contexto de la revisión de sus programas de gestión de riesgo
• Requisitos mínimos de formación y competencia para determinados puestos
– Incorporación de los aspectos competenciales a los perfiles de puesto de
trabajo
– La competencia ha de verificarse para situaciones:
• Normales
• Anormales
• De Emergencia
Hazard
Identification
Frequency
Consequences
Major Hazards
Bowtie
Analysis
Safety
Critical
Measures
Major Accident Hazard Assessment and Management Process
Safety Case

Gestión de factores humanos y cultura de seguridad
• Frecuentes revisiones y re-diseño de los programas de cultura de
seguridad de empresas
– Seguridad Ocupacional vs Seguridad de Procesos
– Desarrollo de estándares de gestión de Seguridad de Procesos y
extensión a E&P
– Desarrollo de estándares sectoriales.
• Las investigaciones del evento revelaron la existencia de una
pobre cultura de seguridad, muy orientada a la complacencia
(“Only Happy News”)

Un nuevo marco de desarrollo E&P
• 94 plataformas encargadas para los
próximos 3-4 años
• Zonas de exploración preferente Brasil,
GoM, Noruega y Angola
• Aguas profundas sigue siendo el tipo de
activo que aporte mas reservas a futuro
(28%)
(Datos de ERM e IHS en CERAweek 2015)

¡MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN!

Tecnología – Avances en seguridad
José María Moreno
Director UN España – D.G. E&P Repsol

Índice
1) Revisión y Supervisión de la actividades
1.1) Calidad de trabajos de cementación.
1.2) Monitoreo evolución de fracturación.
1.3) Monitoreo fondo marino.
2) Tecnología preventiva /correctiva
2.1) BOP redundancias y respuesta.
2.2) Grupo de intervención rápida (HELIX)
3) Tecnología de Monitoreo
3.1) Inspección externa de líneas e instalaciones submarinas.
3.2) Inspección interna de líneas (Intelligent Pigging)
3.3) Detección temprana de derrames (HEADS).
4) Las personas

Índice
4) Las personas

El objetivo es el monitoreo en tiempo real de la evolución
de la fractura. Esto permite parar el trabajo cuando existe
riesgo de conectar con acuíferos o comunicar con otros
niveles no productivos

7
Ejemplo de Control Micro sísmico en Pozos Verticales
Stress Direction, Well Spacing and Microseismic

Los BOP (Blow Out Preventers)
han evolucionado a un mayor
funcionalidad y redundancia.
Los equipo de perforación de
ultima generación tienen
suficiente espacio para
acomodar un segundo BOP,
permitiendo en caso de un
descontrol del pozo iniciar
rápidamente la perforación de
un pozo de matado.

Grupo de intervención rápida (HELIX)
Permite realizar una intervención rápida,
hasta que se disponga de un pozo de
matado, minimizando el impacto en el
medio ambiente en caso de Blowout

Índice
3.3) Detección temprana de derrames (HEADS).

Inspección interna de líneas (Intelligent Pigging)
Los pig inteligentes permiten medir y registrar información para asegurar la
integridad de las líneas de flujo.
Permite análisis internos no destructivos de la líneas.
Registra el diámetro interno de las líneas y las perdidas de espesor.
Con sucesivas pasadas permite ver el grado de corrosión o deterioro en el tiempo.

Detección temprana de derrames (HEADS).
Repsol e Indra han trabajado de manera conjunta en la creación HEADS, un sistema de detección temprana
de fugas que permite extremar la seguridad en las operaciones de la industria energética en el mar
(Hydrocarbon Early Automatic Detection System en sus siglas en inglés).
HEADS utiliza de manera combinada diferentes sensores de detección, añadiendo la interpretación
automática de las imágenes de infrarrojos y radar, así como el lanzamiento de alarmas sin la intervención
humana. La utilización combinada de imágenes infrarrojas y radares permite maximizar el grado de
fiabilidad y la automatización del proceso permite disponer de una monitorización continua sin la
intervención de un operador, lo que minimiza el riesgo de error humano. La detección por radar está
basada en la diferencia de rugosidad en la superficie del agua cuando hay presencia de un hidrocarburo. La
cámara de infrarrojos permite detectar las variaciones de temperatura entre agua e hidrocarburo que se
originan por las diferencias entre las propiedades caloríficas de ambos elementos.

Las personas
Preparación técnica Adaptación a nuevas tecnologías
Compromiso
Innovación
Responsabilidad
Integridad
Transparencia
Flexibilidad

Gracias por su atención (valor)
"Courage is what it takes to stand up and
speak, Courage is also what it takes to sit
down and listen."
Sir Winston Churchill, a conference in Washington DC
British politician (1874 - 1965)

Nueva legislación: una oportunidad
para innovar
Folkers E. Rojas, Ph.D.
Raptors Design, LLC

Evolución de Regulaciones
Innovación
Tecnología/ Metodología
Accidenté
Reguladores
Y Regulaciones
Evolución Producto Personas Proceso Ejemplo 2

Regulaciones:
• Metodología
– Consultorías
– División en la Compañía
• Tecnología
– Colaboraciones con universidades
– Externalización vía contratistas
– Compras de pequeñas empresas
– División SkunkWorks
Metodología y Tecnología

Regulación ha Innovación:
• Realizar un Análisis de Costos
– Analizar si Hay un Oportunidad
– Establecer los Requisitos Funcionales
• Explorar otras Industrias
– Medicina, Fabricación, Semiconductores,..
– Astronomía, Geología, Física
• Hacer las Calculaciones de Primer Orden
• Identificar Limitaciones y Necesidades
Evaluación del Producto

• Identificar el Mercado Potencial - Clientes
• Competidores
– Tiempo de Desarrolló
• Equipo y conocimientos
– Fabricación y con acceso ha talleres
– Generación Prototipos
– Sistemas electrónicos
– Análisis térmico/fluidos/estructurales
– Programación y Controles
Evaluación de las Personas
5
Evolución Producto Personas Proceso Ejemplo

• Infraestructura
– Acceso ha talleres de Fabricación
– Laboratorios de pruebas
• Asesoramiento y Administración
– Mínimo Bloques Financieros
– Libertad de explorar
– Responsabilidad al Ingeniero
• Desarrollo del Producto
– Proceso Determinístico de Diseño
• Eliminar incertidumbre
– Diseños para fabricación
– Componentes del Mercado (Off the Shelf)
Análisis del Proceso

Birds Nests: Insurance for BOP
• Blow Out Preventers are amazing machines
– But they can fail…
• Wire from a spool can be injected through existing
ports
– Plan for the accidents, preserve the future

Deepwater Horizon Accident
• Análisis de Costos
– Multas
– Precio por Día
• Tech. de Cerrar Posos
– Bombas de Arietes
– Top Kill, Junk Shot
– Drilling Relief Well
– Capping Dome
• Análisis
• Limitaciones y Requisitos
Evaluación del Producto
MIN MAX
Cost of Oil Spill $43.5 Billion $58.5 Billion
Total Release
(BBL)
3.5 Million 4.9 Million
Number of days 87 87
Daily Flowrate
(BBL/Day)
40,230 57,471
Cost/Day $500 Million $672 Million

• Estudiante Graduado
– Con un Proceso Determinístico de Diseño
– Sin Preconceptos de la Industria
• Conocimiento
– Fabricación y con acceso ha talleres
– Generación Prototipos
– Sistemas electrónicos
– Análisis térmico/fluidos/estructurales
Evaluación de las Personas

• Infraestructura (MIT)
– Acceso ha talleres de Fabricación
– Laboratorios de pruebas
• Asesoramiento y Administración
– Libertad de explorar
– Responsabilidad de Análisis Técnicos
• Desarrollo del Producto
– Proceso Determinístico de Diseño
• Eliminar incertidumbre
– Diseños para fabricación
– Off the Shelf Components
Análisis del Proceso

Proceso Determinístico de Diseño
• Requisitos Funcionales
• Parámetros de Diseño
• Estrategias
• Análisis
• Riesgos
• Contramedidas
Discovery Design Development Building & Testing
Prior Art
Functional Reqs.
Strategies
Bench Level
Select Strategy
Concepts
Analysis / Prototype
Design For Manufacture
Modularize
Most critical module (MCM)
Fabricate MCM
Fabricate other modules
Integrate
Complete prototype
Test. Debug. Test.
Coarse Fine

Tratamiento de Aneurisma del Cerebro

Interface
Connection
to Flow Loop
Hose
Wire
Feeder
Mounting
Frame
Pressure
Sensor
Flow
Drive Motor
Flow
Sensor
Mounting Frame
Prototipo del Doctorado
Early
Wire Feeder
Version
Drive
Motor Valve &
Pressure
Port
Proboscis
Feeder

Prototipo del Doctorado
Flow Rate Vi = 187 gpm,
feeding against flow 15deg
Flow Rate Vi = 287 gpm,
feeding orthogonal to flow
Wire
Feeder Flow Flow
Sensor
Flow
Chamber
View
Region

Requisitos Funcionales
Depth [km]
Avg = 2.1
Max = 3.1
Reynolds Number
Min = 5,000
Avg = 30,000
Max = 100,000
HBOP [m]
Min = 5.8
Avg = 16.8
Max = 20.1
Dwellbore [m]
Min = 0.10
Avg = 0.48
Max = 0.51
Pwellbore [MPa]
Min = 7
Avg = 68
Max = 138
FlowRate [L/day] (gal/sec)
Min = 1.2x106 (5)
Avg = 7.2x106 (30)
Max = 11.8x106 (48)
Density [kg/m3]
Min = 719
Avg = 839
Max = 1018
Viscosity [cp]
Min = 0.2
Avg = 10
Max = 100
Hfloor [m]
Im. Source: Millheim - Early
Reservoir Appraisal
Source: Millheim - Early
Reservoir Appraisal
T [°C]
Avg = 5
MAX PLUG
HEIGHT
L ~ 10-15 Dwell

El HAWK: Sistema de Emergencia
para Cerrar Pozos Petroleros
17
– Preventor Falla
– HAWK Introduce Un Ovillo en el Preventor
• Resulta en el Cierre Gradual del Pozo
• Usando la Infraestructura Existente
• Tiempo de Respuesta en Horas/Dias
• Posibilidad de Remover Ovillo
Plataforma
Nivel del
Mar
Preventor
(Válvulas)
Pozo
Reserva de
Petróleo
Fondo del
Mar
Fluir
Generar
Ancla
Sellado
Obstrucción
Fluido
Enredamiento
Ariete
Líneas de Matar
Material Compresible

Preguntas?
• Contact:
– Folkers E. Rojas
– Folkers.Rojas@gmail.com
– RaptorsDesign@gmail.com
Gracias:

Comparativa de Estadísticas
accidentabilidad

Sector E&P
Comparativa de Estadísticas
accidentabilidad

La Pirámide de Seguridad
0
0
1
1
5
22
FAT+LWDC
FAT+LWDC+RWC
FAT+LWDC+RWC+MTC
FAT+LWDC+RWC+MTC+FAC
FAT+LWDC+MTC+RWC+FAC+NM
FAT
LTIF
0.00
TRIR
3.65
FAT: Fallecidos
LWDC: Pérdida de días
RWC: Trabajos restringidos
MTC: Tratamiento médico
FAC: Primeros Auxilios
NM: Cuasi-accidentes
La observación y el
análisis de los
incidentes evita y
controla accidentes
Industria
Zona de objetivos E&P
Datos ejemplo para una pirámide de
seguridad de una Unidad de Negocio típica

Evolución de los Índices de accidentes a nivel mundial
(LTIF +TRIR)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
LTIF Integrado (P. Propio + P. Contratista)
TRIR Integrado (P. Propio + P. Contratista)
LTIF: Índice de frecuencia de accidentes con baja
TRIR: Índice de frecuencia de accidentes
registrables
Fuente: IOGP

3. Índice de Fatalidades a Nivel Mundial (FAR)
Número de fatalidades (personal propio y contratista) por 100M de horas trabajadas
0
1
2
3
4
5
6
7
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
FAR Integrado (P. Propio + P. Contratista) FAR Onshore FAR Offshore
Fuente: IOGP

Número absoluto de fallecidos por sector industrial en España
Media anual entre 2004 y 2014
Petróleo & gas; 1
Minería; 9 Refinería / Nucleares; 1
Química; 8
Metalurgia; 14
Transporte (marítimo,
aéreo y fluvial); 8
Transporte terrestre; 99
Construcción; 226
Fuente: Ministerio Empleo y Seguridad Social

5. Datos de Referencia USA
Fuente: Bureau of Labor Statistics
TRIR LTIF
Media de todas las
industrias
9 5,5
O&G 3,5 2,5
Minería extractiva 8,5 6,5

6. Conclusiones
El sector E&P es más seguro que otros sectores
industriales, debido a la implementación de
sistemas de gestión de seguridad avanzados.

Planificación - Antes de explorar
Javier Ripoll
Responsable del departamento de Gestión Ambiental y
Sostenibilidad de URS España

URS - Grupo AECOM
Planificación
Antes de explorar
Esencial para minimizar riesgos y
potenciales impactos
• Diferentes fases (adquisición sísmica,
perforación, desarrollo ) tienen
asociados riesgos específicos
• Mucha experiencia internacional y buen
conocimiento de riesgos de proyectos
• Buenas prácticas, protocolos y
estándares internacionales probados
Etapas
• Integración en fase de viabilidad /
diseño
• Procedimiento de Evaluación de
impacto ambiental

Fase de viabilidad /
diseño del proyecto
Objetivo: integrar condicionantes y
estudiar alternativas
Condicionantes del medio (Ejemplo
offshore)
Físicos
• Climatología (Tª, precipitación, vientos)
• Condiciones oceanográficas e
hidrología marina (oleaje, corrientes,
salinidad, temperatura, vientos)
• Geología y geomorfología y
sedimentología
Socio-económico
• Empleo, demografía, actividad
económica, infraestructuras,
patrimonio histórico-cultural, planes,
proyectos o programas de la zona
• Actividad pesquera (artes, caladeros,,
cofradías, flota, periodos de
actividad/vedas, especies, capturas)
• Otros (tráfico marítimo, actividades
recreativas, etc.)
URS - Grupo AECOM

Biótico
• Áreas protegidas o de especial interés.
• Entorno litoral (fauna y flora)
• Entorno marino:
 Medio pelágico (cetáceos, tortugas,
ictiofauna, plancton, etc.)
 Medio bentónico (flora y fauna
bentónica)
• Presencia, épocas sensibles,
sensibilidad, etc.
• Seleccionar los hábitats y especies más
sensibles (Libro Rojo UICN, Directivas
Europeas, Convenios y protocolos
aplicables, catálogos nacionales y
autonómicos)
Especie
Hábitat
Distancia costa
Comportamiento
Residente /
Migratorio
Amenazas
Presencia en
área
Delfín mular
(Tursiops
truncatus)
Aguas costeras y
pelágicas.
Gregario: grupos de
2-25 individuos
- Costera:
estable
- Pelágica:
migratoria
- Captura accidental
- Disminución de recursos
alimentarios (sobrepesca)
- Contaminación química
Frecuente
Mayor: primavera
/ verano
Delfín listado
(Stenella
coeruleoalba)
Aguas pelágicas >200m
(ocasionalmente costa).
Gregarios: grupos de
varios de cientos de
individuos.
Pueden asociarse a
otras especies
Residente
Frecuente
Delfín común
(Delphinus
delphis)
Aguas costeras y
pelágicas (200-500m).
Preferencia por zonas
con relieve abrupto.
Gregario: grupos de
cientos de individuos.
Pueden asociarse a
otras especies
Residente
- Disminución de recursos
alimentarios
Muy esporádico
Calderón gris
(Grampus
griseus)
Aguas pelágicas
>600m.
Zonas de talud de
plataforma estrecha,
cercanas a la costa y
cañones submarinos.
Gregario: grupos de
1-30 individuos
Residente
- Contaminación acústica
Poco frecuente
Calderón
común o negro
(Globicephala
melas)
Aguas pelágicas
>500m (Pelágicos y
cerca de la costa).
Muy gregario Residente
- Disminución recursos
alimentarios
Esporádico
Rorcual común
(Balaenoptera
physalus)
Aguas pelágicas
profundas.
Solitario o en
pequeños grupos
Residente /
Migratorio en
primavera y
finales de
verano/ppios
de otoño
- Tráfico marítimo
Frecuente
Mayor: abril-mayo
y sept-octubre
URS - Grupo AECOM

Otras actuaciones
 Estudios de campo / línea base que
aportan/complementan la
información específica del área
 Reuniones con grupos de interés
 Modelización de dispersión de
contaminantes para evaluación de
determinados impactos
Ejemplo de medidas
 Restricciones espaciales
 Limitaciones temporales
 Alternativas operativas. Por
ejemplo, en actividades de sísmica
offshore, aplicación de la JNCC
URS - Grupo AECOM

Estudio de Impacto Ambiental
Solicitud de permiso de investigación
Solicitud incluye Medidas de Protección
Ambiental y Plan de Restauración
Una vez otorgado el permiso
Ley/2013 de evaluación ambiental
Para cada fase de investigación se realiza
una evaluación de impacto ambiental (Ley
21/2003):
Documento de alcance (potestativo),
Documento Inicial (características del
proyecto, alternativas y análisis de
potenciales impactos, diagnóstico)
Incluye consulta a Administraciones
públicas y personas interesadas
Estudio de Impacto Ambiental Descripción,
justificación de alternativas, inventario del
medio, identificación y evaluación de
impactos, programa de vigilancia
ambiental, integración de requisitos,
conclusiones
Fase de información Pública y respuesta a
alegaciones.
Declaración de impacto Ambiental
URS - Grupo AECOM

Monitorización de la operación
Andrea Garay
Consultora senior Alenta Medio Ambiente

Servicio de las grandes con las ventajas de las pequeñas
OBJETIVOS DE LA MONITORIZACIÓN
• Cumplimiento requisito legal
• Control del proyecto para verificar:
– los impactos ambientales previstos
– la aplicación de las medidas preventivas establecidas
• Actuar con nuevas medidas correctoras en caso de
desviación
• Generar datos de utilidad para futuros proyectos

HERRAMIENTAS MONITORIZACIÓN
PVA
Plan de
Gestión de
Residuos
Protocolos
seguimiento
fauna
PIM
Plan de
Emergencias
Plan de
formación

PVA Fase previa
Proyectos
terrestres
• Garantía financiera
• Comunicación a terceras
partes
• Permisos/certificados
• Gestores residuos
• Reconocimiento terreno
• Ajuste de Planes específicos
Proyectos
marinos
• Garantía financiera
• Comunicación a terceras
partes
• Inspección
instalaciones/equipos
• Gestores residuos
• Ajuste de Planes específicos
(PIM)

PVA Fase operación
Proyectos
terrestres
• Emisiones atmosféricas
• Residuos solidos
• Aguas residuales
• Ruido
• Fauna y flora
• Hidrología
• Arqueología
• Incidentes
Proyectos
marinos
• Emisiones atmosféricas
• Residuos sólidos
• Aguas residuales
• Ruido
• Emisiones luminosas
• Fauna marina
• Pesca
• Modelos (ruido/descargas)
• Incidentes

PVA Fase post-operación
Proyectos
terrestres
• Plan de Restauración
• Medidas
compensatorias
Proyectos
marinos
• Campaña marina
• Medidas
compensatorias

INFORMES
• Informes diarios
Responsable HSE

Responsable HSE
INFORMES
• Informes semanales
Administración

INFORMES
• Informe final
 Recopilación de informes diarios y semanales
 Análisis de las desviación de los impactos previstos
 Cálculo de la huella ambiental del proyecto
Responsable HSE
Administración
Público

ASPECTOS CLAVE/ ENSEÑANZAS
• Conocimiento profundo de los requisitos legales y sus
interpretaciones
• Auditoría ambiental previa de las instalaciones/equipos
• Implicación de todo el personal  FORMACIÓN
• Coordinación con el cuadro de mando del proyecto
• Clara línea de comunicación
• Efectividad y rapidez en el reporte (transparencia)

DESAFÍOS FUTUROS
• Generar datos de utilidad para futuros proyectos (ej. BOEM)
• Generar datos de utilidad para el futuro del proyecto (ej.
ruido fuente; GeoBase proyecto)
• Identificar proyectos futuros de colaboración
operador/empresa (investigación)
• PVA en “streaming”

MUCHAS GRACIAS
Andrea Garay
Tlf: 93 530 83 58
andrea.garay@alentama.com

Remediación: en caso de imprevistos
Mª Goretti de la Fuente Sánchez
Jefa de Servicio de Coordinación y Estudios
Dirección General de la Marina Mercante - Ministerio de
Fomento

Remediación: en caso de imprevistos
Jefa de Servicio de Coordinación y Estudios
Mª Goretti de la Fuente Sánchez
MINISTERIO DE FOMENTO DIRECCIÓN GENERAL
DE LA
MARINA MERCANTE

¿ Que factores se deben tener en
cuenta?
• 1) Las propiedades del hidrocarburo
• 2) Las condiciones climatológicas
• 3) Lugar del incidente

Envejecimiento del hidrocarburo

Técnicas de respuesta:
• Vigilar y esperar
• Contención y recuperación
• Dispersión química

Dispositivos de recuperación
• 1. Tipo vertedero 2.Oleofílicos

Buque de lucha contra la contaminación
¡Gracias por
su atención!

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