enfoque para tecnología nacional en el sector hidrocarburos · enfoque para tecnología nacional...

Enfoque para

Tecnología

Nacional en el

Sector

Hidrocarburos

Instituto Mexicano del Petróleo

22 de octubre de 2018

https://www.youtube.com/watch?v=n9a2LTKkHCg

© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018 2

• Abarcamos toda la

parte operativa de la

cadena de valor de la

industria petrolera

(desde exploración

hasta transformación

industrial).

• Enfoque en

generación de valor

económico.

• Resolvemos

problemas

tecnológicos de alto

impacto para las

metas de negocio.

• Desarrollamos, asimilamos y transferimos tecnología enfocada a resolver problemáticas específicas

Investigación aplicada

• Ofrecemos soluciones integrales a través de la ingeniería y servicios tecnológicos

Proveedor de servicios y productos

tecnológicos

• Estudios de posgrado

• Desarrollo profesional

• Capacitación obrera

• Cursos a la medida

Capacitación especializada

científica, técnica y tecnológica.

El IMP es un instituto del Estado Mexicano cuyo propósito es generar capacidades técnicas y tecnológicas a la industria petrolera


Reducción sustancial de

costos de exploración y producción

Incrementar la productividad

Generar mayor

certidumbre en la

viabilidad de las

inversiones

Atracción de inversiones

Desarrollar aguas

profundas y shale

Modernización del sector

Retos para el sector hidrocarburos derivados de la Reforma Energética

El escenario actual de precios atractivos favorece tanto a PEMEX como a los nuevos actores en lo que respecta a mitigación de riesgos financieros, geológicos y tecnológicos.


Retos en campos maduros

Retos en aguas profundas

Retos en confiabilidad de instalaciones

Convocatoria

Contexto prospectivo

Ejemplos de tecnología mexicana

mundialmente competitiva

Retos del IMP a gremios

profesionales para enfoque

Contenido


Incrementar la productividad en

campos maduros

• Metodologías innovadoras para

incrementar el factor de

recuperación

• Desarrollo de nuevos productos

químicos para el control de

producción de agua y

aseguramiento de flujo

• Generación de herramientas

para predicción de producción

de hidrocarburos

Contexto prospectivo para campos maduros

Fuente: SENER. Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2016-2030

© Derechos Reservados Instituto Mexicano del Petróleo - 2018

Descripción Problema que resuelve

Baja producción de aceite

por alto contenido de gas o

canalización de agua en

yacimientos carbonatados

naturalmente fracturados

Formación de incrustaciones

minerales y daños a la

formación

Aplicación

Espumantes con propiedades

modificadores de la mojabilidad

de las rocas, tolerantes a altas:

• Temperaturas (70 a 170 °C).

• Salinidades (30,000 a 500,000

ppm como NaCl)

• Durezas (2,000 a 150,000 ppm

como CaCO3)

Controla:

• Movilidad del fluido en

fracturas y zonas con alta

conductividad.

• Canalización de gas

Incrementa producción de aceite

entre 30 y 100% al alterar la

mojabilidad de la roca

Previene problemas de

incrustación de minerales

causada por incompatibilidad de

aguas

Prueba tecnológica, con los

siguientes resultados:

• Aumento de producción

de aceite en 49%

• Reducción de producción

de gas en 26.4%

• Restablece el flujo

(barriles/día) y reduce la

declinación de producción

(barriles perdidos/día)

• Controla daño a la

formación mediante la

alteración de la


Productos químicos espumantes IMP-WET-FOAM

GO

R

Time

Gas

Oil

Channeling

Canalización de gas en

Yacimientos Naturalmente

Fracturados

Canalización

Antes Después

Aceite

Emulsión

Aceite


Depósito-adsorción de

asfaltenos y resinas.

Obstrucción de canales de

flujo por depósito de

hidrocarburos pesados, así

como el cambio en la


Precipitación de asfaltenos en

alguna etapa de la vida

productiva de los pozos

Sustitución de dispersantes de

asfalteno disueltos en xileno

Modificador de la mojabilidad-

dispersante para remover y

controlar daños a la formación

por depósito de asfaltenos

Prueba tecnológica tipo Huff y

Puff en un pozo de México

demostró una reducción en la

declinación de la producción

(barriles perdidos por día)

Incremento de la producción

diaria de petróleo

Productos químicos IMP-CDFIM-3000 para mantener la producción de petróleo

Antes

IMP-CDFIM-3000

Después

IMP-CDFIM-3000

- 4.0 + 0.6

+ 87

Reducción de la

pendiente de declinación

de producción

Incremento de la

producción diaria de

petróleo

Descripción Problema que resuelve Aplicación


Alta producción de agua en

pozos de gas.

Baja producción de

hidrocarburos debido a:

• Formación de hidratos

• Congelamiento de líneas

• Flujo inestable y alta caída de

presión en la tubería de

producción

Dispositivo mecánico para

aumentar la productividad de

pozos de gas prolongando la

vida fluyente de los pozos

Beneficios de la tecnología

MPFV® :

• Control de la producción de

gas y agua

• Disminuye la carga líquida

en pozos de gas

• Evita la congelación en

instalaciones superficiales

• Administración de la energía

del yacimiento en sistemas

no convencionales

• Producción estable

Aplicado en >600 pozos de

México

Incremento promedio de 20%

en la producción de gas en

pozo afectados por

producción de agua.

Reduce la producción de agua

Administración de la energía

del yacimiento:

• 151 millones de pies cúbicos

de gas por día

• 10,100 barriles de aceite por

día

Sistema Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi ( MPFV® ) para el

control de la producción y optimización de pozos



Ventajas del Mejorador del Patrón de Flujo tipo Venturi, MPFV®

vs otras tecnologías

MPFV® Sarta de velocidadEstrangulador de fondo

convencional

Evita la formación de hidratos

de metanoNo aplica

Evita la formación de hidratos

de metano

Evita el congelamiento de

líneas superficialesNo aplica

Evita el congelamiento de

líneas superficiales

Evita la acumulación de

líquido en el fondo en pozos

de gas

Evita la acumulación de

líquido en el fondo en pozos

de gas.

No aplica

Prolonga la vida fluyente del

pozo, ya que sólo utiliza la

energía del yacimiento

No aplica

Prolonga la vida fluyente de

pozo, ya que solo utiliza la

energía del yacimiento

Reduce las caídas de presión

en la tubería de producción al

modificar el patrón de flujo

No aplica No aplica

(3 ½”), menor a 1 mes (3 ½”), menor a 9 meses (3 ½”), menor a 6 meses

Periodo

promedio de

recuperación

de la inversión

Beneficios en

la producción



Incertidumbre en la estimación

de la saturación remanente de

aceite en yacimientos


Falta de información confiable

de propiedades del yacimiento

en el proceso de inyección de

fluidos con fines de

recuperación de hidrocarburos

Unidad móvil con tecnología de

vanguardia para la estimación de

saturación remanente de aceite

utilizando trazadores químicos y

radioactivos

• Detecta y cuantifica Apto

para trazadores químicos y

radioactivos in situ en

tiempo real utilizando el

equipo EMELITRA®

desarrollado por el IMP

• Realización de dos pruebas

tecnológicas en los campos

Sitio Grande (avalada por

PEP) y Samaria

• Reducción de tiempo y

costo en la medición de los

trazadores químicos y

radioactivos

Laboratorio móvil de trazadores


Estimación diferenciada de

porosidades de matriz,

vúgulos y fracturas en

yacimientos carbonatados


Predicción de la permeabilidad

considerando la conectividad

en los poros

Mejorar la evaluación

petrofísica con nuevos

métodos usando registros de

pozos convencionales

Herramienta para la evaluación

petrofísica de formaciones

carbonatadas mediante la

inversión conjunta de

registros convencionales de

pozo para la estimación

confiable de volúmenes de

aceite

Permite:

• Determinar saturaciones

inicial y residual de aceite

• Estimar la porosidad de

matriz, fracturas y vugular

• Evaluar conectividad de

sistemas de poros

Aplicación en 90 pozos en

México para PEP y CNH con los

siguientes resultados:

• Campos: Ku-Maloob-Zaap,

Abkatún, Holok, Kibilil, Nejo,

Puerto Ceiba, etc.

• Evaluación confiable de los

volúmenes de hidrocarburos

• Mejora de la caracterización

estática de yacimientos

carbonatados,

microestructura porosa, y

tipos de poros (matriz,

fractura y vúgulos)

Inversión petrofísica para evaluación de yacimientos carbonatados

nutualmente fracturados


10000

9960

9920

9880

9840

9800

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7400

7360

7320

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7000

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5720

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5560

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4560

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4440

4400

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4120

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1000

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360

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160

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0

10000

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7800

7760

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7600

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7000

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6760

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6120

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6000

5960

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5800

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5560

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5000

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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

.20

Perc1

0.8

0

0.6

0

0.4

0

0.2

0

0.0

0

-0

.20

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

.05

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



Incertidumbre de la

orientación y la geometría de

las fracturas hidráulicas

Dificultad de evaluar el

comportamiento del flujo de

los fluidos de la fractura

hidráulica en el pozo

Unidad móvil para monitoreo

en tiempo real de

fracturamiento hidráulico

Modelado y software para

planificación, seguimiento y

análisis de las operaciones de

fracturamiento hidráulico

Mejora la estimación de la

geometría y orientación de las

fracturas

Prueba tecnológica avalada por

PEP en los campos Agua Fría y

Corralillo.

Visualización en tiempo real de la

propagación de la fractura

hidráulica para optimizar la

producción y reducir los riesgos

ambientales.

Servicios diseñados para

geometrías específicas de fractura

Reducación del consumo de fluido

fracturante y del apuntalante.

Sistema de monitoreo de fracturamiento hidráulico en tiempo real


Campos maduros: metas y retos tecnológicos para PEMEX y los

operadores privados en corto plazo y de alto valor

• Reducir la producción de agua de formación.

• Nuevos métodos y herramientas para

aseguramiento de flujo.

• Mejores modelos predictivos de yacimientos

naturalmente fracturados y yacimientos

areno-arcillosos.

• Desarrollo de tecnologías de recuperación

secundaria y mejorada.

• Incorporación de ciencia de datos para

administración óptima de yacimientos.

CAMPOS

MADUROS

Incrementar la

producción de aceite

y el factor de

recuperación.

• Reducción de costos de extracción

• Mayor producción de aceite.

• Selección óptima de métodos de intervención de pozos.





Convocatoria





profesionales para para enfoque

Contenido


Reducción del tiempo entre el

descubrimiento y la primera

producción en aguas profundas

• Generación de información integral

con la mayor resolución (geofísica,

geológica y petrofísica).

• Modelos más robustos para

evaluación del potencial petrolero

• Optimización de sistemas flotantes

y submarinos de producción

• Aseguramiento de la producción

• Aseguramiento de la integridad de

instalaciones superficiales y

submarinas

Contexto prospectivo para aguas profundas

Fuente: SENER. Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2016-2030


La explotación de los campos en aguas profundas impone retos tecnológicos a la industria mexicana

El Centro de Tecnología para Aguas Profundas del IMP (CTAP) abordará la

investigación básica, la asimilación y la calificación de las tecnologías

Áreas tecnológicas y laboratorios

ESTRUCTURA DEL CTAP

Riesgos

Aseguramiento de Flujo

Geotecnia e Interacción

Suelo-Estructura

Simulación Numérica de

Fenómenos Metoceánicos

e Hidrodinámicos

Perforación

Fluidos de Perforación,

Terminación y

Cementación de Pozos

Mecánica de la perforación

y terminación de pozos

Equipos y sistemas

Calificación de Tecnologías

Componentes de Equipo

Submarino

Estructuras Marinas

Hidrodinámica: tanque

oceánico

Sistemas de Control

Equipos de Proceso

Pruebas de Integración de

Sistemas

Primera fase

Tercera fase

Segunda fase


Loop de alta presión para pruebas con hidrocarburos

a alta presión y escala real

Simulación CFD Loop de escala mediana

Indispensable proporcionar soluciones tecnológicas de mayor confiabilidad en instalaciones de proceso

Laboratorio de Calificación de Tecnologías (LCT): 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.

Ejemplo de una problemática:

• 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.


Laboratorio de Aseguramiento de Flujo: 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.

• 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.

Risers

Plataformasemisumergible

Sistema de producción para aguas profundas

Principal reto en aguas profundas es evitar la incidencia de depósitos orgánicos e inorgánicos a lo largo del sistema integral de producción


Laboratorio de Fluidos de Perforación, Terminación y Cementación

de Pozos: orientado a soluciones para 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.

Problemáticas 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.

• Estructuras subsalinas.

• Incompatibilidad con la formación

productora.

Se requieren diseños e innovaciones de sistemas de fluidos de control, con calidad y seguridad operativa

Etapa conductora

Etapasuperficial

Etapas intermedias

Tirante de agua

Etapa de explotaciónSistema de evaluación de

formaciones


Laboratorio de Geotecnia e Interacción Suelo-Estructura: 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.

Indispensable identificar y mitigar los geopeligros y mejorar el análisis de infraestructura en suelo marino


• 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

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8

4

2

18

6

Pilotes

de succión

Sistema

flotante

Centrifuga


Laboratorio de Simulación Numérica de Fenómenos Metoceánicos e Hidrodinámicos:

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.

EL LSNFMH caracterizará el comportamiento los parámetros metoceánicos que 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.


Mejor procesamiento e interpretación de

información:

• Modelos de simulación de yacimientos para geología

compleja.

• Nuevas tecnologías para evaluación de formaciones.

• Diseño de infraestructura (desde el pozo a la

superficie) que considere los riesgos: huracanes y

tormentas, corrientes que generan vértices, riesgos

someros y fallas geológicas, bloques de sal con

sedimentos con espesores > 1000 m, presiones

diferenciales, pérdida de circulación y pérdida de

fluido, yacimientos profundos con altas temperaturas y

altas presiones.

AGUAS PROFUNDASReducción del tiempo

desde adquisición sísmica a la primera

producción

1. Mayor incorporación de reservas2. Reducir incertidumbre en la evaluación de las inversiones

Aguas profundas: Metas y retos tecnológicos asociados para PEMEX y los operadores privados en corto plazo y de alto valor





Convocatoria





profesionales para para enfoque

Contenido


• En lo que aterrizan las inversiones nuevas, la infraestructura existente es el

medio para producir y entregar productos.

• Para que el Estado genere los recursos financieros esperados de la Reforma

Energética, es indispensable que la infraestructura crítica y de medición sea

confiable para la entrega a consumidores internos y externos.

• Los inversionistas dependerán de la infraestructura existente (v.gr.,

interconexión) para entregar su producto y monetizar su inversión.

• La sociedad mexicana espera que la Reforma Energética garantice su

seguridad energética, por lo que la confiabilidad es esencial para toda la

cadena de valor de la industria petrolera mexicana.

o Procurar la confiabilidad operativa de las instalaciones y

sistemas críticos para la continuidad de las operaciones y

monetización de las inversiones.

Contexto prospectivo para confiabilidad de instalaciones (1/2)


1. Mejorar el “up-time” en las instalaciones y sistemas de transporte alreducir los paros no programados y accidentes.

2. Mejorar el factor de disponibilidad de las instalaciones y sistemasde transporte y almacenamiento, con base en una administracióncuantitativa del riesgo.

3. Mayor seguridad energética en el abasto de hidrocarburos a travésde un modelo de mantenimiento para las instalaciones críticas yrecursos clave de sistemas de transporte, acondicionamiento,almacenamiento y distribución.

4. Ahorrar combustible y agua para reducir costos operativos.

Contexto prospectivo para confiabilidad de instalaciones (2/2)


Tecnología de inspección electromagnética superficial en ductos

(TIEMS®)

Carencia de tecnologías

cuantitativas para evaluar

daños en el recubrimiento.

Dificultad para inspeccionar

derechos de vía saturados e

interconectados.

Limitaciones técnicas para la

inspección de tuberías de más

de 4 m de profundidad.

Método superficial no

destructivo, para evaluar

cuantitativamente el estado del

revestimiento de los ductos.

No requiere excavaciones o

interrumpir la operación del

ducto.

Permite:

• Identificar y clasificar zonas

con daños en el

recubrimiento

• Determinar la trayectoria

geométrica de los ductos.

• Detectar conexiones con

ductos fuera de operación y

otras estructuras metálicas

• Evaluar el desempeño del

sistema del sistema de

protección catódica y la

corrosividad del subsuelo

Aplicada en la inspección de

más de 800 km de ductos en

la Región Sur de México

Permite la optimización de los

recursos humanos, materiales

y financieros.

Inspecciones cuantitativas

precisas en derechos de vía

saturados, cruces de ríos y

áreas urbanas.

Evaluación de ductos de hasta

20 m de profundidad


https://www.youtube.com/watch?v=6_8C0Evw-VU


Confiabilidad Operativa: retos operativos asociados para PEMEX y los

operadores privados en corto plazo y de alto valor

• Reducción de costos de energía y servicios

auxiliares.

• Métodos no invasivos de inspección.

• Medición de hidrocarburos

• Inhibición de la corrosión interna (ductos y

recipientes).

• Reducción de emisiones fugitivas.

• Mejor información para diseño: sismicidad,

mecánica de suelos, corrientes marinas, línea

base ambiental.

OPTIMIZACIÓN DE

INSTALACIONES

EXISTENTES

Confiabilidad

operativa de las

instalaciones y

sistemas críticos para

la continuidad

operativa

1. Mejor evaluación de instalaciones adquiridas.

2. Reducción de costos de operación de las instalaciones.

3. Incremento de la vida útil.





Convocatoria





profesionales para enfoque

Contenido


Incrementar la productividad en campos

maduros.

• Metodologías innovadoras para incrementar el factor de recuperación

• Desarrollo de nuevos productos químicos para el control de producción de agua y aseguramiento de flujo

• Generación de herramientas para predicción de producción de hidrocarburos.

Reducción del tiempo del descubrimiento a la

primera producción en aguas profundas.

• Generación de información integral (geofísica, geológica y petrofísica).

• Modelos más robustospara evaluación del potencial petrolero

• Mejores elementos para el diseño de sistemas de exploración y desarrollo

Confiabilidad operativa de las instalaciones y

sistemas críticos para la continuidad operativa.

• Generar e implementar estrategias para preservar la infraestructura crítica y recursos clave de sistemas de transporte, acondicionamiento, almacenamiento y distribución.

• Métodos cuantitativos para la gestión del mantenimiento y la continuidad del negocio.

• Mejorar la administración de la integridad de las instalaciones e incrementar la productividad.

Retos de enfoque tecnológico a través de gremios profesionales

enfoque para tecnología nacional en el sector hidrocarburos · enfoque para tecnología nacional...

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