GAS NO CONVENCIONAL - Bienvenidos a la portada - … · 2011-09-12 · De Reservorio TECNOLOGÍA PUNTA ROSADA TECNOLOGÍA 2006 2006 2006. ... •Optimización del diseño de pozo

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 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





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

Distribución de Shale Gas en el mundo

Fuente EIA – Abril 2011





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


Rosada

Reservorio drenado

Parcialmente drenado

Reservorio No drenado

Daño

SOBREPRESIÓN


Reservorio drenado



Daño

SOBREPRESIÓN

Tecnología completación minimiza daño


etapas de fractura Incrementar las

etapas de fractura maximiza GOIS contactado

Reservorio 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



•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





•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

MUCHAS GRACIAS!!

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