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Hidrocarburos no convencionales en Argentina
Noviembre 2016
Monitoreo de la Producción de Hidrocarburos no Convencionales ________________ pág. 2
Seguimiento de la Perforación a reservorios no convencionales._____________________ pág. 3
Análisis sobre el Perfil de productividad de los pozos ___________________________________ pág. 4
Estudios sobre la Producción Inicial y los Perfiles de Producción ____________________ pág. 5
Proyecciones de mediano plazo __________________________________________________________________ pág. 6
Proyecciones de Largo Plazo—Modelo UGA ________________________________________________ pág. 7
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® Copyright 2016. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada en sistemas de clasificación o de recuperación de datos, retransmitida en modo alguno, electrónico o cual-quier otro, sin mención Código Energético
BIG DATA
6 miradas a los hidrocarburos no convencionales en Argentina.
Evolución de la producción de gas natural no convencional en Argentina
La producción de gas natural no convencional en Argentina a agosto de 2016 alcanzó los 26,23 MM m3/d, representando el 21% del total de producción en Argentina y el 36.5% de la producción de la cuenca neuquina. Con predominio de las arenas compactas, en 2013 se extrajeron desde reservorios no convencionales 4,91 MMm3d, en 2014 la producción ascendió a 11,08 MMm3d y en 2015 a 17,92 MMm3d. El incremento interanual (yoy) del 2014 fue de 6,2 MMm3d, del 2015 6,8 MMm3d y a la fecha el 2016 presenta un in-cremento de 7,2 MMm3d. En términos porcentuales el 2016 muestra un incremento (YTD) de 43,8% en tight gas y de 36% de Shale.
Código Energético lleva adelante en forma mensual
un seguimiento de la evolución en la producción de
petróleo y gas natural no convencional en Argenti-
na.
Evaluando todos los avances tanto en petróleo co-
mo en gas no convencional, se pone en manifiesto
los cambios en las estrategias de las operadoras y
sus objetivos , así como también la importancia del
desarrollo de los no convencionales para el progre-
so de la actividad hidrocarburífera Argentina.
Se monitorea, para cada una de las concesiones, la
re-orientización de estrategias como resultado de
cambios generales en el mercado argentino y global, pe-
ro también como resultado de progresos particulares
evidenciados en cada uno de los proyectos iniciados.
Creemos que poder seguir en forma cercana y temprana,
tanto a nivel general y particular, estas alteraciones cons-
tituye un valor insoslayable del Monitoreo de la Produc-
ción de los no convencionales en Argentina.
1. Monitoreo de la Produc-
ción de hidrocarburos no
convencionales en Argentina
2
Producción en Agosto 2016
La producción de gas natural no convencional en Argentina a agosto de 2016 provino en un 82% provino de arenas compac-tas. Los principales bloques fueron Loma La Lata, Rincón del Mangrullo, Lindero Atravesado, Aguada Pichana, El Mangrullo, Río Neuquén y Estación Fernandez Oro. Respecto a los pro-yectos orientados al shale se destacaron Loma Campana, El Orejano y Aguada Pichana.
Código Energético lleva adelante en forma mensual
un monitoreo de la perforación a horizontes no
convencionales en Argentina.
La actividad perforadora, atendiendo a su evolución
en cantidad, complejidad y destino, constituye una
clara representación no solo del estado del arte
actual, sino, y fundamen-
talmente su dinámica en
términos de curva de
aprendizaje que toda in-
dustria habrá de transitar
para alcanzar los umbrales
de desarrollo necesarios.
Un seguimiento mensual
de estos avances, tanto en
petróleo como en gas no
convencional, para cada
una de las concesiones,
tipo de pozo, tipo de reser-
vorio y formación produc-
tora permite detectar las
nuevas estrategias de las
Operadoras.
En cada uno de los actores
involucrados en la activi-
dad orientada a los no con-
vencionales hay un vector
para su desarrollo. Por
tanto, el dinamismo y la
caracterización del avance, nos permite observar tempra-
namente las alteraciones que posteriormente se materia-
lizarán en cambios en la producción de petróleo y gas no
convencional de Argentina.
Es por eso que nos esforzamos por detectar y compren-
der en forma periódica los elementos presentes en la
dinámica perforadora con destino a los no convenciona-
les. Adicionalmente, el elevado grado de detalle resulta
central para atender a la complejidad subyacente en esta
industria.
2. Seguimiento de la Perfora-
ción a reservorios no conven-
cionales.
3
Evolución de la Perforación por Formación
En 2016 se profundiza la dispersión en los formaciones activas en los no convencionales. Lejos de la hegemonía de Vaca Muerta observada en 2015, en el corriente año a Vaca Muerta se dirigieron 10 de cada 24 pozos, mientras que en el 2015 lo hicieron 15 de cada 24 pozos promedio. En tanto, en 2016 Fm. Lajas y Fm. Mulichinco representaron más de la mitad de los pozos perforados, Fm. Lajas con 9 pozos promedio por mes y Fm. Mulichinco con 4 pozos promedio.
Evolución de la Perforación por tipo de reservorio y tipo de pozo La perforación conjunta, petróleo y gas natural, se contrajo en 2016. A la fecha se perforaron cua-tro pozos menos por mes en promedio que lo realizado en 2015. En particular, a partir de segundo trimestre el promedio comenzó a aproximarse a los 20 pozos por mes. Se destaca la mayor perfo-ración a horizontes tight y el avance en perforaciones horizontales, representando más de la mitad de los pozos en los últimos meses. En agosto 1 de cada 2 pozos perforados contenían un tramo horizontal.
En un modo trimestral Código Energético analiza los
cambios en productividad de todos los pozos orien-
tados a los no convencionales.
Una herramienta fundamental para comprender y
detectar los avances en complejidad de las tecnolo-
gías utilizadas para el desarrollo de los no conven-
cionales en Argentina.
Se evalúan los distintos niveles de productividad por
cada pozo a lo largo del tiempo, en el marco de sus
diferentes caracterizaciones en términos de Tipo de
pozo (vertical u horizontal), Tipo de reservorio pro-
ductor (Shale o Tight), largo del tramo horizontal (si
lo fuera) , Formación destino (Vaca Muerta, Muli-
Cinco, etc.), Área o Concesión donde se desarrolla la acti-
vidad y Firma Operadora encargada del desarrollo del
área.
3. Análisis sobre la evolución
en productividad.
4
Perfil de Productividad de pozos - principales bloques y tipo de pozo.
El perfil de productividad definido como la producción acumulada por pozo (por ejemplo desde el sexto a doceavo mes de producción), permite comparar la productividad entre los diferentes proyectos y su evolución en el tiempo como learning curve. Los resultados de los pozos verticales que opera Petrobrás en Río Neuquén son comparables con los resultados de los pozos horizontales que opera Total en Aguada Pichana . Son pocos los pozos que alcanzaron los 60 MMm3 de producción acumulada luego de un año de actividad, en su mayoría se trata de pozos perforados antes del primer semestre del 2015.
Perfil de Productividad: Mulichinco vs Lajas. Lajas y Mulichinco, los dos principales objetivos en arenas compactas, muestran evoluciones en productividad en los pri-meros 6 meses con diferencias marcadas. En el caso de Lajas salvo los pozos PBE.Nq.RN-1074d y PBE.Nq.RN-1010 durante 2015 en Río Neuquén poco se logró para superar los resulta-dos en Loma La Lata Sierra Barrosa en 2015 (perforados en 2014). En tanto Mulichinco muestra mejoras sustantivas en productividad.
El análisis de declinación de la producción
de pozos es una herramienta muy utilizada
para la estimación de reservas y la elabora-
ción de pronósticos de producción. Por
otra parte el ajuste con modelos de decli-
nación es una técnica reconocida por el
Petroleum Resources Management System
(SPE-PRSM) tanto para la auditoría de re-
servas, como para proyectar producción.
En dichos análisis conviven dos elementos
centrales: la Producción Inicial (IP, según sus
siglas en inglés) y la curvatura de la declina-
ción (DC, ídem). Por lo tanto es posible detec-
tar las mejoras en productividad evaluando el
comportamiento de tanto la producción inicial
como la declinación a lo largo de los meses.
Código Energético viene estu-
diando de forma trimestral la
evolución de dichos parámetros
en cada bloque, formación, tipo
de pozos, tipo de formación y
Operadora a lo largo del tiempo
de modo de detectar en forma
temprana quiebres tendenciales
en la productividad de los pro-
yectos orientados a los reservo-
rios no convencionales en Ar-
gentina.
4. Estudios sobre la Pro-
ducción Inicial y los Per-
files de Producción
5
Aguada Pichana y El Orejano
Los perfiles de producción acumulada de los pozos perforados en los años 2014, 2015 y 2016 en Aguada Pichana y El Orejano permite apreciar mejoras dispares en la productivi-dad. En particular los pozos YPF.Nq.EOr-37(h) y YPF.Nq.EOr-36(h) perforados en El Orejano en 2016, frente a Aguada Pichana y sus mejores registros en pozos perforados antes del 2015 (ej. TAU.Nq.APN-25(h), TAU.Nq.APN-26(h), TAU.Nq.AP-306(h), TAU.Nq.APN-29(h))
Producción Inicial (IPs) en Fm. Vaca Muerta
La producción Inicial de los pozos horizontales perforados en el segundo tri-mestre del 2016 destacan niveles superiores a los 350.000 m3/d (más de 12MMcfd). Perforados por YPF en El Orejano,YPF.Nq.EOr-37(h), y por Total en Aguada Pichana, TAU.Nq.APGe-313h y TAU.Nq.APGe-312h, establecie-ron un hito en la productividad que no logó logró superarse en los punzados posteriores .
Representación de las curvas de Arps Model
Código Energético prepara en forma semestral
un Estudio de Proyecciones de mediano plazo
que integra tanto los objetivos convencionales
como los no convencionales.
Se trata de una Herramienta y un Análisis de
Prospectiva que permite estimar evoluciones
futuras en la producción de hidrocarburos en
Argentina atendiendo a características particu-
lares de los proyectos y el posible impacto de
las futuras inversiones, cambios en las condi-
ciones de borde y en la productividad por parte
de cada una de las Operadoras como parte de
sus objetivos de desarrollo.
En este sentido, nos proponemos detectar en
forma temprana, en un horizonte de 3 años,
futuros escenarios de producción de petróleo y
gas natural, tanto convencional y no conven-
cional, mediante un singular grado de detalle:
por Área o Concesión, por Formación producto-
ra, por Tipo de Pozo (Horizontal o Vertical), por
Tipo de reservorio (Convencional o no Conven-
cional), por Tipo de Yacimiento (On-Shore u Off-
Shore), por Operadora y/o por Provincia
En definitiva, se trata de una Herramienta funda-
mental para evaluar la actividad hidrocarburífera
en Argentina, adelantarse en los cambios de
tendencia, estimar tanto los impactos de las polí-
ticas encaradas por los gobiernos como de las
estrategias diseñadas por las compañías.
Mediante el data mining, junto a una amplia
identificación de los proyectos del sector, este
tipo de Estudios es posible. 5. Proyecciones de mediano
plazo (HC + HNC)
6
Forecast 2019: Lindero Atravesado
El Forecast 2019 de la producción de gas natural convencional y no convencional en Lindero Atravesado. La producción conven-cional mantendrá su declinación, mientras que el tight de Lajas alcanzará los 7MMm3/d en 2019.
Forecast 2019: Río Neuquén
El Forecast 2019 de la producción de gas natural convencional y no convencional en Río Neuquén. La producción convencional mantendrá estable, mientras que la actividad en los no convencionales seguirá en ascenso.
Con el Modelo de Largo Plazo, elaborado por Códi-
go Energético, denominado Unconvencional Gas
Argentina (UGA) se presentan escenarios futuros
hacia el 2030.
Al respecto, el modelo proyecta diferentes regíme-
nes de producción por pozo de acuerdo a diferentes
variables (tipo pozos, tipo de reservorio, cantidad
de etapas de fracturas, etc). Cabe destacar que el
régimen de producción de un pozo tipo es uno de
los conceptos medulares en la industria petrolera.
Por cuanto estimando los cursos futuros de produc-
ción por pozo es posible determinar la producción
futura de un campo o yacimiento y, fundamental-
mente, dotar de mayor certeza a las estimaciones
de reservas probadas, entendida como la integral
de dicha curva. Motivo por lo cual estas herramien-
tas, los modelos de declinación, son una técnica
reconocida por ejemplo por el Petroleum Resources
Management System (SPE-PRSM) para los procesos
de la auditoría de reservas.
El UGA presenta la particularidad de proyectar la activi-
dad de los no convencionales a lo largo de dos extensio-
nes de la cuenca neuquina conforme las diferencias geo-
lógicas, como a sus diferentes vectores de avance en
línea con las facilities disponibles en cada zona.
En definitiva, se trata de un Estudio llevado a cabo en
forma anual que incorpora todos los avances identifica-
dos durante el año en curso tanto aquellos de orden téc-
nico como aquellos de tipo económicos o comerciales.
6. Modelo de Largo Plazo:
Unconventional Gas Argenti-
na Model (UGA Model)
7
Map Model: Core Play and Non Core Play
Análisis espacial del desarrollo de los reservorios no con-vencionales. Modelo UGA.
Resultados del Modelo: 3 Escenarios.
Resultados MODELO UGA en escenarios de máxima, media y mínima. Producción de gas natural, perforación por tipo de reservorio y ubicación espacial (core y non core)