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El modelo permite determinar: 1. Producción de Petróleo y Gas
2. Requerimientos de:
a.Cañería
b.Cemento
c. Agua
d.Químicos
e.Flow back
f. Agente sostén (Proppant / Arena)
g.Compresores para fractura
h.Equipos de Perforación
3. CAPEX
4. Recursos Humanos
PRODUCCION DE GAS y OIL
# pozos x año x sección
Mix Perfil Pozo i Lateral / PI / DI / b
Evolución del Pozo x año
#𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔𝒊 × 𝑷𝑰𝒊 × 𝟏 + 𝒃𝒊 × 𝑫𝑰𝒊 × 𝒕−𝟏 𝒃𝒊
𝑺𝒆𝒄𝒄𝒊𝒐𝒏 𝑿𝑰𝑰
𝒊=𝑺𝒆𝒄𝒄𝒊𝒐𝒏 𝑰
La fórmula que permite determinar la producción emplea información de varias matrices:
Matriz I: Cantidad de Pozos (por año y por sección)
Matriz II: Curva tipo por tipo de pozo
Matriz III: Progresión tipo de pozo por perforar
Método de Arps Se trata del método mas común de análisis de performance de un pozo en base a una tasa fija. Presentada por Arps (1945) asume un comportamiento del flujo migratorio del modo boundary-dominated flow behavior (BDF), una característica dominante en muchos reservorios.
MATRIZ 1: # POZOS
Año Sección I Sección II Sección III Sección IV Sección V Sección VI Sección VII Sección VIII Sección IX Sección X Sección XI Sección XII TOTAL
2012 - - - 58 - - 2 2 2 - - - 64
2013 - - - 117 - 2 2 8 12 - - - 141
2014 - - - 226 4 4 21 20 41 - - 1 317
2015 - - - 275 4 4 21 36 65 - - 1 406
2016 - - 4 439 12 16 72 42 82 - - 4 670
2017 - - 4 418 12 16 72 74 122 - - 4 721
2018 - - 8 429 12 16 136 84 122 - - 4 811
2019 - - 8 612 12 32 152 84 138 - - 8 1046
2020 - - 16 717 24 32 240 84 138 - - 8 1259
2021 - - 16 720 24 32 240 84 138 8 8 8 1278
2022 2 2 19 737 29 38 250 87 143 10 10 16 1343
2023 2 2 23 767 35 46 260 91 149 12 12 16 1415
2024 3 3 28 798 41 55 270 94 155 14 14 16 1491
2025 3 3 33 829 50 66 281 98 161 14 14 24 1576
2026 4 4 40 863 60 80 292 102 167 17 17 24 1670
2027 5 5 48 897 72 96 304 106 174 20 20 32 1779
2028 6 6 57 933 86 115 316 111 181 24 24 32 1891
2029 7 7 69 970 103 138 328 115 188 29 29 32 2015
2030 9 9 83 1.009 124 165 342 120 196 34 34 64 2189
Cantidad de pozos por sección y por año que se realizarán.
MATRIZ 2: CURVA TIPO POR POZO
Se tomó como modelo Eagleford para pozos horizontales y Vaca Muerta para pozos verticales.
Con ello se determinan: PI - producción inicial
DI - tasa de declinación inicial
b - exponente hiperbólico
Se definen 10 perfiles:
5 de gas y 5 de oil En cada subgrupo hay:
1 vertical y 4 horizontal Los horizontales se diferencian en la longitud del brazo horizontal y la cantidad de fracturas.
Aplica a pozos de oil y de gas
MATRIZ 3: MATRIZ DE PROGRESIÓN – POZO TIPO PROMEDIO POR SECCION
Evolución por sección de los perfiles por tipo de pozo.
ESCENARIOS
• Escenario 1: status quo
Supone que toda la logística necesaria se logra mediante
camiones.
• Escenario 2: Acueducto
Supone la construcción de un acueducto que permite reducir
paulatinamente hasta un 86% la necesidad de movimiento del
agua mediante camiones, reservando estos para el acercamiento
final.
• Escenario 3: Tren
Sobre el escenario 2, supone la construcción y remodelación de
las vías férreas que permiten utilizar este medio de transporte
para la movilización de arena, cañería, cemento, compresores y
equipos de drilling.
IRE: 50%/84%
CASING CEMENTO
# pozos x año x sección
Long. de Casing [𝑀𝑡𝑠 𝑃𝑢𝑙𝑔. 𝑎ñ𝑜 ]
Perfil Pozo Prof. / Lateral
Casing Design
Cañería [𝑇𝑛 𝑎ñ𝑜 ]
Peso esp. casing x Diam.
Capac. Camión [𝑇𝑛 𝐶𝑎𝑚𝑖ó𝑛 ]𝑎ñ𝑜 𝑛
Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
Tiempo de viaje (4 d)
IRE: 50%/84%
ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)
ESCENARIO 3 (con tren)
Fórm. Volumen Cemento Anular
Cemento [𝑇𝑛 𝑎ñ𝑜 ]
Viajes [#/año]
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
(1)
(1) Variable exógena. La capacidad de los camiones varía con los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario
(2) (2)
AGUA QUIMICOS FLOW BACK
Fracturas [#𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎ñ𝑜 ]
Consumo Agua [𝑚3 𝑎ñ𝑜 ]
Evolu. de Cons. x frac x zona [𝑚3 𝑝𝑜𝑧𝑜 ]𝑎ñ𝑜 𝑛
Capac. Camión [𝑇𝑛 𝑐𝑎𝑚𝑖ó𝑛 ]𝑎ñ𝑜 𝑛
Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
Tiempo de viaje (4 d)
IRE: 30%/86%
ESCENARIO 1 (sin acueducto)
ESCENARIO 2 (c/acueducto)
Flow Back %
Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
No recuper. / FB %
V.quim. / V.Tot 1%
Consumo Quim. [𝑚3 𝑎ñ𝑜 ]
IRE: 30%/86%
(1) Variable exógena. La capacidad de los camiones varia con los años, como así también el consumo de agua por fractura. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario
(2) (2)
(1)
(1)
AGENTE SOSTEN (PROPPANT/ ARENA)
Fracturas [# 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠 𝑎ñ𝑜 ]
Consumo Arena [𝑇𝑛 𝑎ñ𝑜 ]
Consumo unitario [𝑇𝑛 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 ]
Capac. Camión [𝑇𝑛 𝑐𝑎𝑚𝑖ó𝑛 ]𝑎ñ𝑜 𝑛
Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
Tiempo de viaje (4 d)
IRE: 48%/80%
ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)
ESCENARIO 3 (con tren)
(1) Variable exógena. La capacidad de los camiones varía con los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario
(1)
(2)
COMPRESORES PARA FRACTURA
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
Evolución de Potencia unitaria [𝐻𝑃 𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 ]𝑎ñ𝑜 𝑛
IRE: 40%/78%
ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)
ESCENARIO 3 (con tren)
Pozo piloto?
# pozos x año x sección
Pozo piloto 2 pozos/locación
12.000 HP/locación
Pozo desarrollo 8 pozos/locación
40.000 HP/locación
Potencia Sección I [𝐻𝑃 𝑎ñ𝑜 ]
NO SI
Potencia Sección XII [𝐻𝑃 𝑎ñ𝑜 ]
Potencia Sección II [𝐻𝑃 𝑎ñ𝑜 ] …
Equipos Sec. I [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]
Equipos Sec. XII [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]
Equipos Sec. II [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]
Sección I
Evolución de # de frac/día [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]𝑎ñ𝑜 𝑛
(1) Variable exógena. La potencia por unidad compresora para fractura y la cantidad de fracturas por día, varían en los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario
(1)
(2)
(1)
DRILLING
Camiones
[# 𝑎ñ𝑜 ]
IRE: 40%/78%
ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)
ESCENARIO 3 (con tren)
Pozo piloto?
# pozos x año x sección
Pozo piloto 2 pozos/locación
6 EQ
Pozo desarrollo 8 pozos/locación
12 EQ
NO SI
EQ Sección XII [# 𝑎ñ𝑜 ]
EQ Sección II [# 𝑎ñ𝑜 ] …
Sección I
Evolución de # de pozos/día [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]𝑎ñ𝑜 𝑛
(1) Variable exógena. La potencia por unidad compresora para fractura y la cantidad de fracturas por día, varían en los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario
(2)
(1)
CAPEX
Costo pozo base 2012 Modelo: sección IV (Loma Campana) de 9,6
Profundidad x sección
Accesibilidad x sección
Costo pozo demás secciones Entre 9 y 18 MMUSD
Componente 3 Completion
Componente 2 Facilities
Componente 1 F&D
Evolución del costo de F&D
Evolución del costo de F.
Evolución del costo de C.
Eficiencia gral. de la industria
Complejidad Profundidad,
accesibilidad para drilling, para
abastecimiento de agua y facilities existentes
Etapas de fractura
Costo Inicial por pozo
Apertura del costo
Evolución en el
tiempo
RECURSOS HUMANOS
Considerando la madurez de la Industria Argentina en el upstream y la
disponibilidad de la mayoría de la infraestructura requerida para
movilizar los insumos y productos de la actividad, se siguió un estudio
de EEUU (IHS Inc., 2012) para evaluar el impacto en el mercado laboral.
Se lo estableció relacionando los requerimientos de empleo a los
requerimientos de inversión.
Siguiendo la literatura se diferenció entre:
A) Empleo directo,
B) Empleo indirecto, y
C) Empleo inducido.
* IHS Inc. (2012) “America’s New Energy Future: The Unconventional Oil and Gas Revolution and the US Economy”
Variables y Supuestos Variable Fuente
Matriz 1 # pozos Entrevistas con empresas y proyección propia
Matriz 2
PI Eagleford / Vaca Muerta
DI Eagleford / Vaca Muerta
b Eagleford / Vaca Muerta
Long. brazo Eagleford / Vaca Muerta
# fracturas Eagleford / Vaca Muerta
Consumo de agua / fractura Entrevistas con empresas y proyección propia
Consumo de arena / fractura Entrevistas con empresas y proyección propia
Matriz 3 Velocidad de progresión de perfil de pozo Entrevistas con empresas y proyección propia
Diseño del casing Entrevistas con empresas
Variable Fuente
HP / locación Entrevistas con empresas y proyección propia
# fracturas / día Entrevistas con empresas y proyección propia
Profundidad pozo Provincia del Neuquén
Volumen Químicos / Volumen total Entrevistas con empresas y proyección propia
Flow back Entrevistas con empresas y proyección propia
% no recuperable del FB Entrevistas con empresas y proyección propia
Costo pozo / sección año 2012 Proyección propia
Evolución del costo del pozo Proyección propia
Capacidad / camión Proyección propia
Capacidad / tren Proyección propia
Impacto de escenarios para la movilización de insumos para la perforación y estimulación de pozos
Proyección propia
Variables y Supuestos (2 de 2)