GAS NO CONVENCIONAL
Presente y DesafíosPresente y Desafíos
Pablo A. de Diego
01 de septiembre de 2011
Indice
• Evolución Demanda de Gas en Argentina
• Potencial de Shale Gas (EIA)
• Piloto Río Neuquén – Punta Rosada (Tight Gas)
• Factores Críticos para el Desarrollo de Gas No ConvencionalConvencional
• Evolución Demanda de Gas en Argentina
• Potencial de Shale Gas (EIA)
• Piloto Río Neuquén – Punta Rosada (Tight Gas)
• Factores Críticos para el Desarrollo de Gas No ConvencionalConvencional
Evolución Matriz Energética Argentina
Hidro , 0,9%
Gas Natural
21,6%
Carbón, 2,2%
Renovables, 4,2
%
Otros, 1,7%
1973Hidro , 4,1%
Nuclear, 2,7%Carbón, 1,4%
Renovables, 2,9%
Otros, 0,7%
2008
4
Fuente: Key World Energy Statistics 2010 - IEA
Petróleo
69,4%
34.953 TEP
Gas Natural,
51,5%
Petróleo
36,7%80.139 TEP129,3%
Mercado de Gas en ArgentinaEvolución Demanda vs Oferta Interna
40
60
80
100
120
140M
Mm
3/d
FinAutoabastecimiento
Gas BoliviaLNG
Gas No Convencional
0
20
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Oferta Interna (MMm3/d) Demanda (MMm3/d)
•Demanda Creciente vs Oferta Interna Decreciente•Necesidad de importar gas de Bolivia y LNG
Fuente: Wood Mackenzie
Evolución de Precios
2
4
6
8
10
12
14
16
Gas
pric
es (
US
$/m
cf)
Gas price (US$/mcf) Bolivia imports
Neuquén Basin average Neuquén Basin residential
Neuquén Basin industrial LNG imports
Gas Plus prices have been around US$4-5/mcf
Price of over to US$16/mcf have been paid for LNG importsPrograma
Gas Plus
•La diferencia de oferta vs demanda se ha compensado con importaciones de Gas de Bolivia y LNG.•En el año 2008 se implementó el programa “Gas Plus” para incentivar el desarrollo de nuevas acumulaciones, tight gas o proyectos de complejidad técnica / económica.•El aumento de los volúmenes importados ha tenido impacto negativo creciente en la balanza comercial.
0
2
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Source: Wood Mackenzie
•Tecnologías Específicas•Costos de desarrollo elevados• Gran densidad de pozos
•Actividad intensiva•Gestión ambiental compleja
•Grandes Inversiones•Períodos de producción prolongados
Gas No Convencional
Holditch SPE103356
Fuente: Adapted from Holditch, SPE Distinguished Author Series “Tight Gas Sands” 2006
• Evolución Demanda de Gas en Argentina
• Potencial de Shale Gas (EIA)
• Piloto Río Neuquén – Punta Rosada (Tight Gas)
• Factores Críticos para el Desarrollo de Gas No ConvencionalConvencional
Recursos de Shale Gas en Argentina
• Argentina (774 Tcf) es el tercer país del mundo en recursos de “shale gas” luego de China (1275 Tcf) y USA (862 Tcf).
– Considerando 48 cuencas con recursos de shale gas en 32 países fuera de USA.
– No se incluyen importantes regiones ubicadas en Asia y Africa.
– Estos volúmenes parten de estimaciones de “Gas in – Estos volúmenes parten de estimaciones de “Gas in Situ” y se aplican factores de recuperación comprendidos entre 15% y 35% y factores de “riskeo” para obtener volúmenes de “Recursos Técnicamente Recuperables”
– Bajo esta forma de estimación se los podría encuadrar como “Recursos Prospectivos”
Fuente EIA - Abril de 2011
• Evolución Demanda de Gas en Argentina
• Potencial de Shale Gas (EIA)
• Piloto Río Neuquén – Punta Rosada (Tight Gas)
• Factores Críticos para el Desarrollo de Gas No ConvencionalConvencional
Puesto HernándezRío NeuquénAguada de la Arena25 de Mayo-Medanito Jagüel de los MachosBajada del PaloVeta EscondidaRincón de ArandaSierra ChataParva NegraEl MangrulloGdor. AyalaEntre LomasAgua AmargaBorde del LimayLos Vértices
AguaragüeRío ColoradoChirete
Petrobras en Argentina
Operadas
No Operadas
Los Vértices
El TordilloLa TaperaPto. Quiroga
Santa Cruz ISanta Cruz IISanta Cruz I OesteGlencrossEa. Chiripá CAA 40
CAA 46
ENARSA 1ENARSA 3
1. Puesto Hernández2. Río Neuquén3. Aguada de la Arena4. 25 de Mayo-Medanito 5. Jagüel de los Machos6. Bajada del Palo
1
12
7
4
13
8
9
10
Petrobras en Cuenca Neuquina
6. Bajada del Palo7. Veta Escondida8. Rincón de Aranda9. Sierra Chata10. Parva Negra11. El Mangrullo12. Gdor. Ayala13. Entre Lomas14. Agua Amarga15. Borde del Limay16. Los Vértices
Neuquén
136
9
3
11
2
5
14
15
16
1. Puesto Hernández2. Río Neuquén3. Aguada de la Arena4. 25 de Mayo-Medanito 5. Jagüel de los Machos6. Bajada del Palo
1
12
7
4
13
8
9
10
Gas No Convencional
Neuquén
6. Bajada del Palo7. Veta Escondida8. Rincón de Aranda9. Sierra Chata10. Parva Negra11. El Mangrullo12. Gdor. Ayala13. Entre Lomas14. Agua Amarga15. Borde del Limay16. Los Vértices
136
9
3
11
2
5
14
15
16
RIO NEUQUEN - PROYECTO PUNTA ROSADA
Neuquén
Source Rock
1000
1900
2000
2500
2800
3000
Gr. NEUQUEN
Fm. CENTENARIO
Fm. MULICHINCO
Fm. QUINTUCO
Fm. CATRIELFm. Sas. BLANCAS
Fm. LOTENA
Fm. V. MUERTA
Mb. “M”
Ant
epaí
s
RÍO NEUQUÉN BLOCKRÍO NEUQUÉN BLOCK
3800
4600
Fm. LOS MOLLES
PRECUYO
Gr. CHOIYOI
v v v
v v
v+
++
v v v v
v v v v
v v v v
PUNTA ROSADA
Source Rock
Rift
1Okm
En Julio 2006 PESA inició un Piloto en Punta RosadaPiloto en Punta Rosada con el objetivo de evaluar la factibilidad técnico económica de producir eficientemente reservorios Tight Gas mediante la aplicación de nuevas tecnologías
Great Green River BasinGreat Green River Basin
--JonahJonah
--Wamsutter Wamsutter
ESTRATEGIA 2006
Tratando de abreviar la curva de aprendizaje, se tomaron análogos exitosos en EEUU como modelo de desarrollo
Tight Gas en Cuenca Neuquina
--Wamsutter Wamsutter
--Pinedale AnticlinePinedale Anticline
••Piceance BasinPiceance Basin
--White River Dome White River Dome
--Grand valleyGrand valley
--ParachuteParachute
--RulisonRulison
Jonah Field Wyoming - USA
Rio NeuquénArgentina
VS.
Jonah Field vs Río Neuquén
Profundidad 2280-3800m 2800-3900 mEspesor 670-900 m 1000 mEspesor neto (N/G) 150-300 m (30%) 200-300 m (30%)Porosidad (core-Norm.cond.) 4-12% 2-12%Permeabilidad (ídem) 0.001–1 md 0.001–1 md Presión sobrepresurizado sobrepresurizadoGOR 11.6 bbl/mmcf gas 10 bbl/mmcf gasBHT 210°F @ 3400m 225°F @ 3950m
JONAH RIO NEUQUEN
Las Formaciones Punta Rosada y Lance guardan similitud en muchos aspectos que controlan el GOIS y el flujo de fluídos en el reservorio
Jonah Field vs Río Neuquén
Lanc
e F
m
P R
osad
a F
m
5
10Ave
rage
EUR / Well (BCF)
EUR / POZO vs. TECNOLOGÍA COMPLETACIÓN
5
10
Well H
ead Gas
Pric
e U.S. (U$S
/Mbtu)
Análogos proporcionan mejores prácticas para incrementar acumulada por pozo en Punta Rosada
PUNTA ROSADA 2006 EUR
Piloto Punta Rosada
1990 200019950
Ave
rage
EUR / Well (BCF)
CAMPO JONAHCAMPO JONAH
Gas price
Well H
ead Gas
Pric
e U.S. (U$S
/Mbtu)
GAS TIPS – Fall 2004
Sand Plugs
Aislación RetrievableBridge Plugs
ISDInduced Stress
Diversion
FTCBPFlow Through Composite
Bridge Plug
Etapas de Fractura 1 1-4 3-5 5-15
Caracterización De Reservorio
TECNOLO
GÍA
2006 EUR
TECNOLOGÍAPUNTA ROSADA
2006
2006
2006
SOBREPRESIÓN
Pre-2006 Completación tipíca a Punta
Rosada
Piloto Punta Rosada“INCREMENTANDO” GAS IN SITU
Rosada
Pre-2006 Completación tipíca a Punta
Rosada
SOBREPRESIÓN
Piloto Punta Rosada“INCREMENTANDO” GAS IN SITU
Rosada
Reservorio drenado
Parcialmente drenado
Reservorio No drenado
Daño
SOBREPRESIÓN
Piloto Punta Rosada“INCREMENTANDO” GAS IN SITU
Reservorio drenado
Parcialmente drenado
Reservorio No drenado
Daño
SOBREPRESIÓN
Tecnología completación minimiza daño
Piloto Punta Rosada“INCREMENTANDO” GAS IN SITU
etapas de fractura Incrementar las
etapas de fractura maximiza GOIS contactado
Reservorio drenado
Parcialmente drenado
Reservorio No drenado
pozo ideal depende
de pozo y precio de
Espaciamiento de pozo ideal depende de dimensiones de reservorio, costo
de pozo y precio de gas
Cada pozo tiende a
funcionar como un yacimiento en sí mismo
“INCREMENTANDO” GAS IN SITU Piloto Punta Rosada
etapas de fractura Incrementar las
etapas de fractura maximiza GOIS contactado
Reservorio drenado
Parcialmente drenado
Reservorio No drenado
•Caracterización del Reservorio
•Distribución de k
•Distribución de Sobrepresiones
•Propiedades Geomecánicas
•Optimización del diseño de pozo
Objetivos del Piloto
•Optimización del diseño de pozo
•Perforación
•Estimulaciones con nuevas tecnologías
•Incremento de eficiencia operativa
Mejora Productividad
Mejora Caracterización
Menores CostosTerminaciones Rig Less
Modelado Geomecánico
•Perf & Frac c/ Coiled Tubing
•DFIT
•Tapones Plásticos FlowThrough
•Flowback Controlado
•Eficiencia en operaciones
Pozos Multifracturados (>10 etapas / pozo)
Evolución Tecnologías - Piloto Punta Rosada
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Mod. Dinámico Escala Pozo
Tele supervisiónGeopresión Sísmica
Modelado Geomecánico
FUTURO
•Microsísmica
•Muestreo Intensivo de Roca
•Monitoreo Continuo Producción
( Multireservoir )NMR, Rock Types
& Permeabilidad
• Evolución Demanda de Gas en Argentina
• Potencial de Shale Gas (EIA)
• Piloto Río Neuquén – Punta Rosada (Tight Gas)
• Factores Críticos para el Desarrollo de Gas No ConvencionalConvencional
•Incorporación de tecnologías específicas y mejores prácticas desarrolladas en el Hemisferio Norte
•Desarrollo de capacidades por parte de las compañías operadoras y de servicios.
•Logística y cadena de abastecimiento de bienes y servicios adecuadas para soportar altos niveles de actividad.
Factores Críticos para el Desarrollo de Gas No Convencional
actividad.
•Economías de escala para disminuir costos (en la actualidad los costos son muy superiores a los de otras regiones)
•Adaptación de estándares de gestión ambiental (alta densidad de pozos, manejo de grandes volúmenes de fluidos para estimulación)
Factores Críticos para el Desarrollo
Apache Horn River 10-frac: 2,4 million kg arena; 32 .000 m3 de agua
Fuente: IHS / CERA
Partes InteresadasAutoridades
ComunidadesClientes
Factores Críticos para el Desarrollo
MERCADO•Demanda / Precio
MARCO LEGAL•Contratos Concesiones•Regulaciones•Regalías /Impuestos
ClientesConsumidores
COMPAÑIAS DE SERVICIOS•Incorporación de tecnología•Disponibilidad de servicios•Adecuación de tarifas
COMPAÑIAS PRODUCTORAS•Incorporación de tecnología•Actividad Masiva y Sostenida•Grandes Inversiones
Convencional vs No Convencional
Diccionario de la Real Academia Española:
“Convencional: Que resulta o se establece en virtud de precedentes o de costumbre.”
No Convencional es lo contrario
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