Viabilidad Económica de la Explotación de Vaca Muerta en la

Report
Viabilidad Económica de la
Explotación de Vaca Muerta en la
cuenca Neuquina
Luciano Codeseira
9 de abril de 2013
Contenido
•
•
•
•
•
Diagnóstico del sector y Antecedentes
Objetivo y Metodología adoptada
Modelo
Resultados
Consideraciones Finales
Luciano Codeseira
Diagnóstico y Antecedentes
•
•
•
•
•
•
Dependencia a los recursos fósiles.
Ritmo de desarrollo de las EERR.
Gas Natural: Puente entre petróleo y EERR.
GNL? Cartel de Gas?
Shale gas
Shale oil
Luciano Codeseira
Antecedentes
CHACOPARANAENSE
VACA MUERTA
LOS MOLLES
TOTAL
PAIS
GOLFO SAN JORGE
World Shale Gas Resources ARI/EIA (2011)
Potencial del Shale gas en Argentina SE (2011)
El Shale gas en la Prov. de Neuquén DPHyE NQN (2011)
AUSTRAL
Luciano Codeseira
Diagnóstico
Oportunidad para el desarrollo
del Shale gas & Shale oil
o Bajos precios en boca de
pozo ?
o Altos costos de importación
de combustibles
o Bajas inversiones
Luciano Codeseira
Objetivo y Metodología
Constituir una evaluación del potencial económico de Vaca Muerta por medio de un
Análisis Espacial y mediante es uso de modelos estocásticos.
•
•
•
Play:Vaca Muerta.
Dividido en secciones o módulos homogéneos,
que compartirán
determinados atributos petrofísicos, geoquímicos, accesibilidad a recursos
como el agua, accesibilidad a ductos, caminos, entre otros.
Diferentes curvas de distribución probabilística de cada atributo, perfiles de
producción y escenarios de costos conforme la información disponible y
mediante un estudio de campos análogos.
El reconocimiento de precios en boca de pozo permitirá aumentar las
reservas de hidrocarburos no convencionales. La pregunta es:
¿cuánto se incorporaría a diferentes sets de precios en boca de
pozo? ¿Cuál sería ese precio?
Antecedentes (Literatura - modelos)
Luciano Codeseira
Análisis espacial: Atributos del subsuelo
Espesor
Profundidad
COT
Ro
Luciano Codeseira
Análisis espacial: Atributos de superficie
Cursos de Agua (Ríos)
Gasoductos
Rutas y caminos
Altura
Áreas Protegidas
Pendiente
Luciano Codeseira
Análisis espacial: 12 Regiones
Luciano Codeseira
Módulos
La articulación de los módulos o modelos que integran el presente estudio busca
abarcar todas las fases que involucran el desarrollo de los no convencionales, desde el
potencial geológico hasta el flujo de fondos que comprenden las decisiones de
inversión.
Módulo
Infraestructura
Módulo Geológico
Módulo Desarrollo
Requerimientos:
Agua
Proppants
Transporte
HP
Módulo Costos
Módulo Balance
Económico
Producción
Precio
Luciano Codeseira
Módulo Geológico: Modelo
Ecuación de Schmoker (1994)
Distribución probabilística del total
de gas generado por Vaca Muerta
por región
Monte Carlo
(1000 iteraciones)
Luciano Codeseira
Módulo Geológico: OGIP
Total
1776 tcf
Luciano Codeseira
Módulo Geológico: TRR
Total
231 tcf
Luciano Codeseira
Módulo Desarrollo
1) Hyperbolic Rate Decline Function
2) Power-Law Exponential Rate Decline Function
3) Straight-Line Extrapolation
Luciano Codeseira
Módulo Desarrollo – Información de base
Campos Análogos
Experiencia Local
• Campaña de perforación.
• Perfil de producción.
• Consumo promedio de agua por
fractura.
•
•
•
•
Perfiles de producción.
Extensión de laterales.
Cantidad de fracturas por pozo.
GOR
Luciano Codeseira
Ventana Gasífera
Ventana Petrolera
VM
µ = 4 fracs
Vertical
µ = 2 fracs
#9
#10
Lateral < 4000 fts
Eagle Ford Play
#1
#2
MayoresLateral 4000 <
#3 Costos
5500 fts
Más
#4
Fracturas
Lateral 5500 < 7500 fts
#5
µ = 10 fracs
µ = 16 fracs
#6
Lateral > 7500 fts
#7
µ = 8 fracs
µ = 22 fracs
#8
Luciano Codeseira
Módulo Desarrollo: Perfiles de Producción (I)
Módulo Desarrollo: Perfiles de Producción (II)
Módulo Desarrollo: Perfiles de Producción (III)
Módulo Desarrollo: Estimación de Perfiles
EUR 10yr ( #1)
EUR 10yr ( #2)
EUR 10yr ( #3)
EUR 10yr ( #4)
EUR 10yr ( #5)
EUR 10yr ( #6)
EUR 10yr ( #7)
EUR 10yr ( #8)
EUR 10yr ( #9)
EUR 10yr ( #10)
Monte Carlo
(1000 iteraciones)
Módulo Costos: CAPEX
Matriz de gastos y costos (Aij)
• El Análisis Espacial de los recursos y requerimientos.
• Perfiles de producción de EAGLE FORD.
• Proyectos en Argentina.
Costo de capital:
1. Finding cost,
2. Drilling cost,
3. Completion cost
4. Facilities cost
Ej. Región D (2012)
Módulo Balance Económico (I)
CAPEX
año
Pozos
nro
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
51
88
120
160
180
200
240
260
280
280
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Producción
TC
TOTAL
BOE
OIL
NLGs
p well
MM usd
M bbls
M bbls
M bbls
$561.7
$869.6
$1,108.3
$1,399.7
$1,562.0
$1,615.6
$1,838.2
$1,923.8
$2,256.1
$2,173.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
3,929
8,610
13,702
19,907
25,938
31,607
38,868
45,331
54,741
60,802
39,659
31,305
25,709
21,179
17,247
13,706
10,202
6,854
3,292
3,025
6,630
10,551
15,329
19,972
24,338
29,928
34,905
42,150
46,817
30,537
24,105
19,796
16,308
13,280
10,553
7,856
5,277
2,535
$11.0
$9.9
$9.2
$8.7
$8.7
$8.1
$7.7
$7.4
$8.1
$7.8
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
$0.0
280
613
976
1,418
1,848
2,252
2,769
3,229
3,900
4,332
2,825
2,230
1,832
1,509
1,229
976
727
488
235
Precios
GAS
GAS
MM m3 u$s MMbtu u$s m 3
99.95
219.05
348.60
506.46
659.88
804.13
988.84
1153.28
1392.67
1546.86
1008.97
796.43
654.07
538.81
438.79
348.69
259.56
174.37
83.75
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
12.6000
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
0.465008
Ingresos
OIL
NGLs
u$s b b l
u$s b b l
70
70.00
71.40
72.83
74.28
75.77
77.29
78.83
80.41
82.02
83.66
85.33
87.04
88.78
90.55
92.36
94.21
96.09
98.02
99.98
Precio de gas:
Por iteraciones sucesivas
0 u$s /MMbtu
15 u$s /MMbtu
50
50.00
51.00
52.02
53.06
54.12
55.20
56.31
57.43
58.58
59.75
60.95
62.17
63.41
64.68
65.97
67.29
68.64
70.01
71.41
Gas
OIL
MM usd MM usd
46.48
101.86
162.10
235.51
306.85
373.92
459.82
536.28
647.60
719.30
469.18
370.35
304.15
250.55
204.04
162.14
120.70
81.08
38.95
211.75
473.37
768.40
1138.68
1513.28
1880.95
2359.28
2806.64
3457.02
3916.57
2605.75
2097.99
1757.44
1476.69
1226.62
994.24
754.91
517.27
253.43
NGLs
Total
Total
Amortiz.
MM usd
MM usd
MM usd
MM u$s
13.99
31.28
50.78
75.25
100.01
124.30
155.92
185.48
228.46
258.83
172.20
138.65
116.14
97.59
81.06
65.71
49.89
34.18
16.75
272.22
606.51
981.28
1449.44
1920.14
2379.18
2975.01
3528.40
4333.08
4894.70
3247.13
2606.99
2177.74
1824.83
1511.72
1222.09
925.50
632.54
309.12
32.67
72.78
117.75
173.93
230.42
285.50
357.00
423.41
519.97
587.36
389.66
312.84
261.33
218.98
181.41
146.65
111.06
75.90
37.09
IMPUESTOS
OPEX
REGALIAS
0.01
0.02
0.06
0.11
0.17
0.25
0.35
0.47
0.67
0.87
0.57
0.45
0.37
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
Total
IB
Bimp
MM usd MM u$s MM u$s
$0.5
$1.1
$1.7
$2.5
$3.2
$3.9
$4.8
$5.6
$6.8
$7.5
$4.9
$3.9
$3.2
$2.6
$2.1
$1.7
$1.3
$0.8
$0.4
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
239.06
532.64
861.77
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
#####
813.03
555.69
271.57
FFCC
Gcias
Total
Acum
MM u$s
MM u$s
MM u$s
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
NGL 50 u$s/bbl
Petróleo 70 u$s/bbl
-322.68
-336.91
-246.44
-126.68
124.52
474.16
774.99
1175.63
1550.25
2126.86
2852.57
2290.28
1913.23
1603.23
1328.18
1073.74
813.18
555.79
271.62
-322.68
-645.36
-891.80
-1018.48
-893.95
-419.80
355.19
1530.82
3081.07
5207.93
8060.50
10350.78
12264.01
13867.24
15195.43
16269.17
17082.35
17638.13
17909.75
Módulo Balance Económico (II)
Módulo Balance Económico (III)
Resultados: Producción de GN (corte)
Precio corte
7.5
Extracción de gas
Años (1)
A
B
2012
2
104
2013
5
228
2014
11
363
2015
24
528
2016
37
691
2017
54
844
2018
68
1,040
2019
90
1,214
2020
116
1,467
2021
157
1,631
2022
97
1,070
2023
75
843
2024
63
691
2025
52
569
2026
44
463
2027
36
368
2028
28
274
2029
20
184
2030
11
88
natural por Región (MMm3 año)
C
D
E
F
29
73
130
192
527
382
15
1,176
627
35
2,274 1,116
96
3,359 1,528
205
4,159 2,023
260
4,878 2,683
339
6,762 4,125
569
8,253 5,342
798
4,925 3,083
448
3,833 2,361
342
3,170 1,937
281
2,667 1,634
240
2,200 1,368
204
1,760 1,135
168
1,363
913
136
995
682
105
501
351
56
-
G
59
113
259
360
666
1,019
1,496
2,083
3,322
4,426
2,517
1,919
1,571
1,334
1,132
950
768
577
301
H
-
I
-
J
15
26
33
38
101
159
193
111
85
70
59
50
43
37
26
13
K
73
97
177
222
256
228
225
161
133
115
93
77
55
36
18
9
L
2
5
19
31
47
61
86
100
151
91
71
59
49
41
34
27
19
11
Notas:
(1) El plazo se amplia respecto a la tabla 1 ya que se considera una continuidad de la actividad de al menos 10 años.
(2) % de lo producido al precio de corte respecto al total extraíble.
Total
267
669
1,562
2,857
5,034
7,266
9,365
11,730
16,849
21,177
12,502
9,661
7,958
6,698
5,579
4,548
3,582
2,626
1,342
En MMm3día Total (2)
Total
%
0.7
90%
1.8
90%
4.3
92%
7.8
93%
13.8
94%
19.9
95%
25.7
95%
32.1
95%
46.2
95%
58.0
96%
34.3
96%
26.5
96%
21.8
96%
18.3
96%
15.3
96%
12.5
96%
9.8
96%
7.2
96%
3.7
96%
Resultados: Producción total GN x región
Resultados: Producción - comparaciones
50% respecto a el total
producido en 2011
Sensiblemente menor al
volumen estimado en el plan
quinquenal  31 vs 44,2
Resultados: Pozos y fracturas
Total pozos
120
En 2021
TOTAL
POZOS
766
Resultados: Fracturas
2013
2021
Total fracturas 481
Total fracturas 5.958
Resultados: Inversión Necesaria
Resultados: Requerimientos - Agua
Resultados: Requerimientos – Agua (II)
2021  60 MMm3 agua
Buenos Aires

1200 km
Mendoza
Resultados: Requerimientos - Camiones
̴ ̴ 16.500
camiones
̴ ̴ 23.500
camiones
Resultados: HP de Fractura y agente sostén
Eq. a 367
camiones de
2500 HP por
semana
Eq. a 440
camiones
por semana
Consideraciones Finales
1. Desarrollo de tecnologías y proveedores nacionales
2. Perfeccionamiento de capacidades de operación de las compañías operadoras y de
servicios
3. Adopción de tecnologías específicas y mayores niveles complejidad en la logística
y la cadena de abastecimiento de bienes y servicios para soportar altos niveles de
actividad
4. Evolucionar hacia la generación de economías de escala que permitan disminuir
costos
5. Evolucionar hacia una firme adaptación de estándares de gestión ambiental mas
exigentes. La cuestión ambiental.
6. Fortalecer a la comunidad académica para formar los niveles de profesionales que
se requerirán.
Consideraciones Finales
5. La cuestión ambiental.
Mal planteo de la cuestión de fracking – La comunicación
Salas de cine vs
centros de estudio
En “Separating Fact from Fiction in Shale Gas Development”, Energy Institute,
University of Texas (2012)
Consideraciones Finales
5. La cuestión ambiental.
El potencial daño ambiental de la fractura hidráulica es cierto, no es una ficción de grupos
ambientalistas.
Pero puede minimizarse!
• El correcto manejo del agua,
• El tratamiento del flowback y su deposición final en caso de ser necesaria,
• La correcta integridad del pozo, con los adecuados niveles de procedimiento, de calidad y de
espesor de la cementación del pozo
• La articulación logística apropiada para minimizar el tráfico de camiones.
Consideraciones Finales
Consideraciones Finales
Muchas gracias.-
Luciano Codeseira

 15-56145388
[email protected]

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