Máster en Ingeniería de Petróleo y Gas (mip)

Reseña de la Jornada del X Aniversario del Máster en Ingeniería de Petróleo y Gas "mip" de la UPM celebrada el pasado 7 de junio en el Claustro de la ETSIME-UPM.

Los retos en las Materias Primas Minerales: Formación e Investigación 📅 23 de abril de 2024 a las 11:00h 📌 Salón de Actos de la #etsime CSIC Universidad Politécnica de Madrid #somosupm  #politécnicademadrid

El municipio burgalés de Sargentes de la Lora (Burgos), que hace seis décadas vio cumplido su sueño con el primer descubrimiento de petróleo en el pozo Ayoluengo-1, busca alternativas con futuro para recuperar su potencial industrial y ha puesto el foco en el hidrógeno verde, mientras espera a que el Gobierno central complete el taponamiento y abandono de los pozos y el desmantelamiento del campo petrolífero de La Lora, sin actividad desde enero de 2017. https://lnkd.in/dFxB4nXq

Existe un creciente entusiasmo por la exploración de hidrógeno natural (o geológico) por todo el mundo, tal y como lo refleja el exhaustivo repaso a los diferentes proyectos de investigación, 'start-ups', ayudas financieras y compañías dedicadas a su exploración que hace la revista GEOSCIENTIST de la 'Geological Society of London' en su último número.   Países como Australia y Francia han hecho cambios en su legislación minera para regular la exploración y producción de hidrógeno natural, pero todavía muchos gobiernos y sus institutos geológicos y mineros siguen sin planes nacionales y sin una regulación para explorar y explotar este recurso natural. En España, la compañía 'Helios Aragón Exploration S.L.' pretende perforar a finales de 2024 un pozo de exploración de hidrógeno en sus permisos de investigación de hidrocarburos «Monzón» y «Barbastro» (Huesca), otorgados por el Gobierno de Aragón en febrero de 2020. Sin embargo, la ausencia de una regulación sobre la exploración y producción de hidrógeno natural en España es en este momento un obstáculo para su realización. Baste recordar que el hidrógeno no es un hidrocarburo, por lo tanto, no le aplica ni la Ley de Hidrocarburos de 1998 ni la Ley de Cambio Climático de 2021 que prohíbe el otorgamiento de permisos de investigación y concesiones de explotación de hidrocarburos, con lo que existe un vacío legal al respecto. Por otro lado, Repsol dispone de un equipo de subsuelo que está desarrollando una metodología para la evaluación de riesgos geológicos en la exploración de hidrógeno, y evaluando posibles áreas geológicas en nuestro país donde pudiera existir hidrógeno de manera natural y que pudieran ser interesantes investigar. Pero de momento, en ausencia de una ley que regule la exploración y producción de hidrógeno natural en España, ninguna compañía se va a aventurar en investigar su presencia en nuestro subsuelo. https://lnkd.in/duVcMzyc 

Ayer, CNOOC Ltd. anunció que la compañía había realizado un importante descubrimiento en las aguas del Mar de Bohai, en el Este de China. En este nuevo descubrimiento, realizado en 2022 y llamado Qinhuangdao 27-3, CNOOC estima unos cien millones de toneladas de volumen equivalente de petróleo probado ‘in-place’ (OOIP), que no debe confundirse con el petróleo recuperable, que es el volumen de crudo que puede extraerse a la superficie y que depende de diversos factores. Asumiendo un factor de recobro del 20%, es decir, asumiendo que únicamente se va a poder extraer a la superficie un 20% del volumen de petróleo que hay en el subsuelo (‘in-place’), se podrían recuperar unos 20 millones de toneladas, lo que equivaldría a unos 140 millones de barriles. El retraso con el que CNOOC anuncia y confirma sus descubrimientos de gas y petróleo (en este caso, dos años más tarde), junto con el suministro de las cifras de volúmenes en toneladas de crudo y como ‘proved in-place oil volume’ da lugar a todo tipo de confusiones en los medios.   Según CNOOC, el principal almacén del campo Qinhuangdao 27-3 se encuentra en las areniscas de la Formación Minghuazhen del Mioceno-Plioceno, con una calidad de crudo de medio a pesado. El pozo descubridor QHD27-3-3 se perforó en una lámina de agua de unos 25 metros y se completó a una profundidad de 1.570 metros. Se encontraron un total de 48,9 metros de areniscas saturadas con petróleo, que en las pruebas de producción fluyeron unos 742 barriles de petróleo al día.   Tras más de 60 años de exploración y producción la Cuenca de la Bahía de Bohai (‘Bohai Bay Basin’) es considerada la mayor provincia productora de gas y petróleo de China, suministrando el 33% de la producción nacional. Según CNOOC, a finales de 2022 las reservas en la cuenca de Bohai se estimaban en 1.721 millones de barriles equivalentes de petróleo, con una producción diaria superior al medio millón de barriles equivalentes. En 2022, CNOOC hizo cuatro nuevos descubrimientos en el Mar de Bohai, entre estos se encuentra el de Bozhong 26-6, que con un volumen ‘proved in-place’ de 100 millones de toneladas, fue anunciado por CNOOC como el yacimiento más grande de China (pero no del mundo) en una roca metamórfica.   https://lnkd.in/dfAxyfk8  

Aramco, la mayor compañía petrolera del mundo planea en 2025 comenzar la producción comercial de los pozos perforados en la cuenca de Jafurah (Arabia Saudí), donde se estiman unos recursos de 229 TCF (Trillion Cubic Feet) de gas no convencional y 75.000 millones de barriles de condensado (STB), tal y como ha sido certificado hace un mes por la consultora DeGolyer & MacNaughton. Las reservas probadas (1P) hasta la fecha ascienden a unos 15 TCF de gas y 2.000 millones de barriles de condensado. Según Aramco, Jafurah es «La joya de nuestro programa de gas no convencional» y el mayor yacimiento de gas no convencional de Oriente Medio.   El desarrollo y puesta en producción del gas no convencional de la cuenca de Jafurah, con una superficie de aproximadamente 17.000 km2, es uno de los proyectos más ambiciosos en la historia de Aramco. La cuenca de Jafurah se encuentra inmediatamente al este del yacimiento supergigante de Ghawar, el campo de petróleo más grande del mundo, con unas reservas iniciales superiores a los 100.000 millones de barriles. En Jafurah, el gas, condensados y otros líquidos (NGL) se encuentran dentro de niveles de rocas del Jurásico de muy baja permeabilidad, pero con un alto contenido en materia orgánica y con un nivel de madurez térmica adecuado para generar gas y líquidos. Su producción requiere perforación horizontal y el uso de fracturación hidráulica (fracking). Para ello se va a optimizar el sistema de perforación con el uso de ‘walking rigs’, que permitirán trasladar el equipo de perforación como una unidad de una localización a otra, mejorando la eficiencia operativa y la seguridad.   Las instalaciones comprenderán una planta de procesamiento de gas, otra de fraccionamiento de NGL y un sistema de compresión de gas. También se desarrollará una red de gasoductos que constará de aproximadamente un total de 1.500 km de tuberías. A finales de 2025 se construirá una planta con una capacidad de generación eléctrica de 320 MW. https://lnkd.in/dSwYWSsH

La OPEP estima que los combustibles fósiles no podrán ser sustituidos por las energías renovables https://ow.ly/pXsF50QEuP7

En la noche del 20 de enero de 1915 el pozo de investigación geológica Caldones (Asturias) sufrió una explosión y ardió en llamas. Fue uno de los primeros descubrimientos de gas natural en el subsuelo español. En 1913, el Instituto Geológico de España (IGE) había decidido llevar a cabo trabajos de perforación para investigaciones geológicas, petroleras e hidrogeológicas, para lo cual adquirió dos torres de perforación a la empresa 'Hulster Fréres' de París. En abril de 1914, según la propuesta del entonces director del IGE, Luis de Adaro, se inició la perforación de un primer pozo de investigación geológica cerca de la aldea de Caldones. El objetivo era investigar la extensión de los materiales del Carbonífero por debajo de la cobertera Triásica. Sin embargo, a los 563 metros, cuando se perforaban unas pizarras y calizas carboníferas se produjo una fuerte erupción de gas natural provocando una explosión que incendió y destruyó la maquinaria de perforación. Afortunadamente no se produjeron víctimas. De manera sorprendente y aunque el objetivo original no era la investigación de hidrocarburos, el pozo de Caldones resultó en un descubrimiento inesperado de gas, en el que se estimó un flujo máximo de unos 20.000 metros cúbicos al día (95.5% metano). El pozo fue conocido localmente como el "Mecheru de Caldones", atrayendo a numerosos curiosos.   Más de medio siglo después, en 1967, la compañía de investigación petrolífera CIEPSA, filial de la española CEPSA, perforó un pozo de exploración de hidrocarburos en Caldones. El pozo Caldones-1 alcanzó una profundidad de 1.846 metros y aunque mostró la presencia de gas, los volúmenes no resultaron comerciales. Años después, se perforaron más pozos para investigar en la Cuenca Carbonífera Asturiana la presencia de gas asociado a las capas de carbón, lo que hoy se conoce como CBM (Coal Bed Methane). En 1992, la compañía petrolera estadounidense Union Texas y la minera estatal Hunosa perforaron el pozo Asturias Central-1, que tuvo que ser abandonado a los 1.575 metros por problemas mecánicos, sin poder realizar pruebas de producción. A continuación se perforaron dos pozos más con el objetivo de investigar el potencial de CBM en esta cuenca. El pozo Modesta-1 fue perforado en 1993 por Union Texas, y Asturias CBM#1 en 2004 por la Escuela de Ingenieros de Minas de Oviedo. Sin embargo, y a pesar de que todos estos pozos mostraron unos resultados alentadores, la investigación no continuó. La foto del pozo Caldones fue tomada por el ingeniero de minas y geólogo asturiano Ignacio Patac (1875-1967) en enero de 1915. En la imagen aparece Luis de Adaro (1849-1915), de espaldas y con sombrero, supervisando la extinción del incendio, que se pudo apagar varios días después con CO2 procedente de la fábrica de cervezas "La Estrella de Gijón". Foto: Repositorio Institucional de la Universidad de Oviedo.

La producción de petróleo del gigante estadounidense ExxonMobil en las aguas profundas de Guyana ha experimentado un rápido desarrollo desde el primer descubrimiento en mayo de 2015 en el bloque Stabroek hasta la actualidad, lo que es atribuible a diversos factores clave. Uno de los elementos que quizás haya tenido mayor relevancia es que los descubrimientos están ubicados en el mar, lo cual agiliza significativamente los procedimientos administrativos, que son respaldados por el Gobierno de Guyana, el cual fomenta y facilita este tipo de trabajos e inversiones. Esto se refleja en la rapidez con la que se han alcanzado acuerdos y obtenido las autorizaciones medioambientales y los permisos para perforar, así como la celeridad con la que se han otorgado las licencias de explotación y son aprobados los planes de desarrollo.   Por otro lado, la premura con la que geólogos, geofísicos e ingenieros de yacimientos han ido adquiriendo un mayor conocimiento de cómo funciona el sistema petrolífero en el subsuelo de las aguas de Guyana ha propiciado una intensiva campaña de perforación desde 2015, con más de 60 pozos de exploración y apreciación perforados en el bloque Stabroek, que ha resultado en la identificación y evaluación de considerables volúmenes de petróleo (11.000 millones de barriles), en un lapso breve y con un elevado índice de éxito. Casi un 90% de los pozos de exploración perforados en Stabroek han tenido un resultado positivo.   Además, el petróleo del bloque Stabroek es ligero, con una densidad API de 32 grados y un bajo contenido de azufre de 0,58%, lo que hace que sea más económico y fácil de refinar para generar combustibles de alta calidad y bajas emisiones. El petróleo con estas características está ganando popularidad en las refinerías de todo el mundo debido a las regulaciones de emisiones cada vez más estrictas. https://lnkd.in/dUsaZBsF