mitos, realidades e ideas sobre el desarrollo de los recursos no convencionales en argentina
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Tecpetrol 1
Mitos, realidades e ideas sobre el
desarrollo de los recursos NC en
Argentina
Mauro G. Soares
Gerente de Recursos No Convencionales
Tecpetrol S.A.
Pilar, 8 de noviembre de 2013
Tecpetrol 2
Temas de la Charla
1. El “Juego” No Convencional
2. Vaca Muerta ¿Qué es? ¿Qué está pasando?
3. Desafíos e Ideas Mirando al Futuro
Tecpetrol 3
“JUGAR” A LOS NO CONVENCIONALES
Lo que hace falta para…
Tecpetrol 4
Hace falta…
_ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo
_ Baja aversión al riesgo
_ Alta tolerancia por la variabilidad en los resultados
_ Disciplina técnica y logísitica,
_ Perforar muchos pozos lo que requiere grandes cantidades
de materiales, servicios y RRHH,
_ Estabilidad económica, cuidado ambiental y apoyo social
_ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo
Tecpetrol 5
Los proyectos no convencionales son justamente… “no convencionales”
Las transiciones son menos discretas. El “de-risking” es más lento y gradual
El riesgo geológico dista de ser nulo (en EE.UU. sólo 1 de cada 3 plays
explorados han resultado comerciales)
“Piloto” = optimización & estandarización con altas inversiones y trabajo técnico
intensivo
Finalmente, no más del 30-40% del área total de un play resulta
desarrollable económicamente.
Tecpetrol 6
Where is Argentina playing?
Vaca Muerta
D-129
Una parte central del play Vaca Muerta esta entrando en etapa “Piloto” y
requerirá fuertes inversiones en el corto y mediano plazo
Otras áreas todavía en etapa de “Concepto” (exploración y caraterización)
Niobara
En el corto plazo es esperable:
Altísima variabilidad de resultados con tendencia a mejorar
Mejoras en tiempos y costos de perforación y completación
Optimización de diseños de pozos y estimulación
Identificación de “sweet spots”
Barnett
Eagleford
Marcellus Wolfcamp
Tecpetrol 7
No todo el “acreage” es igual…
Variabilidad extrema
Tan sólo 20-40% de la superficie de un play resulta
económicamente desarrollable
Ba
rne
tt
¿Estamos en un “Sweet Spot”? ¿O al menos en el “Core”?
Ea
gle
ford
Tecpetrol 8
Las estimaciones de reservas calculadas con poca historia tienen mucho error…
Fuente: Evaluación de la Formación Vaca Muerta Shale Oil por Nicolás Gutierrez Schmidt et al. (Abril 2013)
Ejemplo para un pozo vertical en Neuquén
Tecpetrol 9
Variabilidad Extrema… (1/4)
Se puede aprender. Pero no es barato!
Producción Máxima en barriles por día de 5700 pozos horizontales
perforados en Eagleford entre 2007 y principios
de 2013
Distribución Acumulada por rangos de producción máxima para 5700
pozos horizontales perforados en Eagleford entre
2007 y principios de 2013
Tecpetrol 10
Variabilidad Extrema… (2/4)
Marcellus (3800 pozos)
Utica ( 560 pozos)
Eagleford (8900 pozos)
Tecpetrol 11
Variabilidad Extrema… (3/4)
Tecpetrol 12
Variabilidad Extrema… (4/4)
Eagleford
Karnes Trough Condensate
Eagleford
Northeast Oil
Área (km2) 2,065
% Desarrollable 90%
Pozos Perforados 1,777
Pozos Remanentes 4,017
Costo Pozos (MM US$) 7.5
Acumulada (miles BOE) 698
Valor Remanente (US$/Acre) 64,706
Área (km2) 12,960
% Desarrollable 10%
Pozos Perforados 159
Pozos Remanentes 429
Costo Pozos (MM US$) 6.5
Acumulada (miles BOE) 153
Valor Remanente (US$/Acre) 0
Tecpetrol 13
¿QUÉ ES VACA MUERTA? ¿QUÉ ESTÁ PASANDO?
No Convencionales en Argentina
Tecpetrol 14
Cuenca Neuquina Ubicación del Play Vaca Muerta
Tecpetrol 15
Vaca Muerta a escala
Vaca Muerta
Total ~20,000 km2
Desarrollable ~8,000 km2
Espesor 100-300m
Pozos Perforados ~200
Inversiones Acum. ~2500 millones US$
Producción Actual ~13 mil boe/d
Eagleford
Total ~50,000 km2
Desarrollable ~20,000 km2
Espesor 60-100m
Pozos Perforados ~9000
Inversiones Acum. ~90,000 millones US$
Producción Actual ~1.5 millones boe/d
170 km
230 km
Potencial
>15,000 pozos
Tecpetrol 16
~180 pozos perforados en Vaca Muerta
Se incluyen WOs relevantes
.
Inversiones ~ 2500 millones US$
Actividad aun incipiente (menos de 30 pz Horizontales)
Producción Actual ~13,000 boe/d (~1% total país)
2009/10 2011 2012/13* Subtotal 2009/10 2011 2012/13* Subtotal
YPF 10 30 66 106 6 4 10 116
Total 2 7 9 4 4 13
Apache 1 2 1 4 1 3 4 8
Roch SA 3 6 9 9
Pluspetrol 1 7 8 1 1 9
Shell 6 6 6
Americas Petrogas 1 4 5 5
Chevron 4 4 4
PAE 2 2 2
Medanito / EOG 2 2 2
ExxonMobil 1 1 1
Capex SA 1 1 1
Petrobras 2 2 2
Argenta Energia 1 1 1
G&P 1 1 1
Tecpetrol 2 2 2
TOTAL 11 41 99 154 7 21 28 182
* Incluye los pozos de 1S 2013.
Totales
Vertical
Empresa
Horizontal
Tecpetrol 17
Actividad Incipiente. Resultados variables.
Inlcuye pozos horizontales perforados por YPF (7), Shell (3) y EOG/Medanito (2).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
10/10/2006 2/22/2008 7/6/2009 11/18/2010 4/1/2012 8/14/2013
First Production Date
Eagleford Horizontal WellsPeak Oil Production (bbld)
Eagleford
Argentina
Volúmenes nominales por pozo. No normalizados por largo de lateral y/o cantidad de etapas de estimulación hidráulica.
Fuente: Elaboración propia en base a
DrillingInfo e información pública.
Eagleford = ~9000 pozos
Vaca Muerta ~30 pozos
Tecpetrol 18
El número de equipos de perforación activos a aumentado 40% desde 2011
Aumento de actividad concentrado en YPF en Cca. Neuquina
Más de la mitad de los equipos de YPF en NQN dedicados a
perforar petróleo en Vaca Muerta
Utilización plena de equipos disponibles en Argentina
# de Equipos de Perforación YE 2011 YE 2012 3Q 20132Q 2013 vs.
YE 2011
Total País 79 95 110 + 31
Cca. Neuquina 32 50 62 + 30
YPF Nuequén 12 23 35 + 23
YPF No Convencional 6 10 19 + 13
Tecpetrol 19
El número de equipos de fractura a aumentado 120% desde 2011
Aumento de equipos concentrado en Neuquén
Equipos adicionales que sean necesarios deberán importarse o
construirse localmente (total o parcialmente)
Capacidad de Fracturamiento
Hidráulico (miles de HHP)YE 2011 YE 2012 2Q 2013
2Q 2013 vs.
YE 2011
Total País 140 165 310 + 170
Cca. Neuquina 110 125 250 + 140
Tecpetrol 20
Proyectos Shales Anunciados 2013-14
Empresas Área # Pozos
YPF-Chevron Loma La Lata 115
YPF-Dow El Orejano 16
Total Aguada Pichana 12
Shell Sierras Blancas y Aguila Mora 6-8
ExxonMobil Loma del Choique y otras 6-8
Otros Operadores Pozos Exploratorios en varios
bloques
10-20
Tecpetrol 21
Comentarios Generales sobre Vaca Muerta
– Técnicamente el tamaño del recurso es muy importante
– La actividad es incipiente. El esfuerzo exploratorio
remanente es muy significativo en tiempo y capital a
riesgo
– Es esperable muchísima variabilidad en los resultados
– Los costos actuales de perforación y completación son
muy elevados en comparación a USA
– La comercialidad del play debe aun probarse con pozos
horizontales y optimización de costos.
Tecpetrol 22
DESAFÍOS E IDEAS A FUTURO
Lo que viene
Tecpetrol 23
Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta
– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura
Optimización de diseños, escala de operaciones y utilización de
equipos (eficiencia)
Mejoras el diseño de los pozos (especialmente para perforar a
través de la formación Quintuco)
Desarrollo de la “receta óptima” para fracturas (¿arenas naturales
locales?)
Mejoras generales en infraestructura y logística
Cooperación entre compañías y con el Estado y demás
organizaciones civiles, sindicales.
Tecpetrol 24
Los costos de perforación deberían reducirse 25% y los de fractura 40%
Millones de US$ EaglefordVaca Muerta (Estimado Actual)
Perforación 4.2 8.5
Completación 5.3 9.8
Costo Total Pozo 9.5 18.3
Eagleford vs. Vaca Muerta 1.0x 1.9x
Perforación (US$/ft) 880 2080
Completación (US$/stage) 319 654
TMD (m) 4,800 4,100
Largo Rama Lateral (m) 1,300 1,200
Tiempo Perforación (Días) 44 60
# etapas de fractura 17 15
Apuntalante (Tn) 2,000 3,400
Agua (m3) 29,100 15,500
Vaca Muerta (Objetivo)
6.5
5.9
12.5
1.3x
1595 (-23%)
396 (-39%)
4,100
1,200
37
15
3,400
15,500
Tecpetrol 25
Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta
– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura
– Mejoras de Contexto Macroeconómico
Estabilización macroeconómica general
Normalización de las restricciones cambiarias
Mejoras en las condiciones de acceso al financiamiento
Tecpetrol 26
Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta
– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura
– Mejoras de Contexto Macroeconómico
– Mejoras en el Sector Energético
Normalización del funcionamiento del mercado de gas natural y
eléctrico, y readecuación de tarifas de transporte y distribución.
Generación de un marco de incentivos específicos para el shale
Acompañamiento eficaz del Estado (Nación y Provincias)
Acompañamiento social y sindical
Tecpetrol 27
Triplicar las Inversiones en Upstream al 2020
Acumulado
2014-2020
Promedio
Anual
Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5
# Pozos 1,200 x2 2,000
Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7
Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5
# Equipos Incorporados +10 x2 +20
# Equipos Perforación Activos 110 x2 200
Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2
# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5
# Sets de Fractura Activos 8 x5 40
Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400
Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8
2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN
Acumulado
2014-2020
Promedio
Anual
Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5
# Pozos 1,200 x2 2,000
Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7
Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5
# Equipos Incorporados +10 x2 +20
# Equipos Perforación Activos 110 x2 200
Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2
# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5
# Sets de Fractura Activos 8 x5 40
Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400
Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8
2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN
Acumulado
2014-2020
Promedio
Anual
Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5
# Pozos 1,200 x2 2,000
Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7
Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5
# Equipos Incorporados +10 x2 +20
# Equipos Perforación Activos 110 x2 200
Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2
# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5
# Sets de Fractura Activos 8 x5 40
Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400
Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8
2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN
Acumulado
2014-2020
Promedio
Anual
Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5
# Pozos 1,200 x2 2,000
Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7
Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5
# Equipos Incorporados +10 x2 +20
# Equipos Perforación Activos 110 x2 200
Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2
# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5
# Sets de Fractura Activos 8 x5 40
Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400
Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8
2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN
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Ojalá seamos capaces.
Tecpetrol 29
MUCHAS GRACIAS.
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