aspectos relevantes de la produccion de...

Curso de Actualización en Regulación de Gas

ASPECTOS RELEVANTES DE LA PRODUCCION DE GAS

Ing. Luis Alfredo Mogollón Monroy MBA

Bogotá, Julio 2018


2

Descargo de Responsabilidad

Esta presentación contiene información tomada de diferentes congresos y documentos públicos que solo son utilizados para ilustración académica del desarrollo del tema o los temas expuestos. La sociedad no asume ninguna responsabilidad por la información contenida ni obligación alguna de revisar, actualizar y/o complementar con base en hechos ocurridos después de la fecha

La información aquí divulgada a través del presente documento tiene un carácter informativo e ilustrativo


Introducción

Producción de Gas Natural

Yacimientos Convencionales “Onshore” y “Offshore”

Yacimientos No Convencionales

Contenido


4

Introducción

Fuente: BP Statistical Review 2017


5

Introducción

Fuente: BP Statistical Review 2014


6

BP Statistical Review of World Energy 2017


BP Statistical Review of World Energy 2017


COSTOS DE TIPO DE LNG

Capacidad 750 MMPCD3,5 – 6 US$ Billion

Capacidad 350 MMPCD0,8 – 1,5 US$ Billion

0,3 - 0,5 US$ Billion

Fuente: Arthur D Little


Fuente: BP Statistics, EIA, CERA


El gas natural comprimido es una opción atractiva para transportar gas natural a mercados que se encuentren a menos de

2.000 Km. de distancia y consumo máximo de 6 bn m3 (211 BPC) al año

CNG por buques o barcazas para la monetización de reservas de pequeña o media escala

Fuente: Arthur D Little

14

Colombia: 2,4 – 7,4 Bnboe1

Gas

Líquidos

Potencial de Recursos

1. Bnboe: billones (109) de barriles de petróleo equivalente2. Fuente: WoodMackenzie


Objetivos del Decreto:

Busca garantizar el abastecimiento de la demanda interna de gas natural.

Promueve la exploración y explotación de nuevos campos convencionales a través de la libertad en la

exportación del gas a los productores.

Incentiva la exploración y explotación de gas no convencional al dejar libre su comercialización y permitir

la generación termoeléctrica en estos campos.

Define y asegura el suministro de gas y transporte a la demanda esencial.

Decreto 2100


Aspectos importantes

Comercialización libre para: i) los campos con Potencial de Producción (PP) < 30 MPCD. Campos

en pruebas extensas y iii) campos de gas no convencional.

En campos de gas no convencional se permite que un productor comercializador desarrolle

directamente la actividad de generación termoeléctrica acogiéndose a la normatividad respectiva.

Se abre la posibilidad a cada productor de comercializar el gas de regalías en la participación

asignada en el contrato de explotación con la ANH. Pero ANH puede escoger otro mecanismo de

comercialización de regalías.

Define una libertad controlada por el MME para el desarrollo de proyectos de exportación del gas

natural.

Libertad en las condiciones de contratación para la exportación, tales como precios, minutas

contractuales.

Decreto 2100


Aspectos importantes

Se reconoce el costo de oportunidad al Productor comercializador en el momento que se deban

interrumpir las exportaciones.

Permite inversiones en confiabilidad y solicita la libertad de acceso a estas instalaciones

siempre que sea técnica y económicamente factible.

Respeta los contratos de Suministro y Tte vigentes hasta su finalización, siempre que no existan

modificaciones en sus vigencias.

Permite descontar las cantidades de gas necesarias para el propio consumo del Productor.

Permite definir las cantidades de gas Firme e Interrumpible con las que cuenta cada productor.

Decreto 2100


COMERCIALIZACIÓN DEL GAS

GAS CONVENCIONAL GAS NO CONVENCIONAL

CAMPOS CON PP MAYOR A 30 MPCD

CAMPOS EN PUEBAS EXTENSAS O QUE NO HAYAN DECLARADO

COMERCIALIDAD

CAMPOS CON PP MENOR – IGUAL A 30

MPCD

CAMPOS PRECIOS NO REGULADOS

LIBRE

LIBRE

•LIBRE•PERMITE GENERACIÓN TEMOELÉCTRICA

CAMPOS PRECIOS

REGULADOS

Decreto 2100


Las reservas probadas remanentes están concentradas en tres cuencas principalmente, Llanos

Orientales con el 59% de las totales, la Guajira que contiene el 22% y le siguen en su orden Valle

Inferior con 11% y Valle Medio y Cordillera Oriental con 4% cada una. Las reservas probables se

localizan primordialmente en los Llanos Orientales, Valle Inferior y Valle Medio del Magdalena

distribuidas con una participación del 40%, 30% y 15% respectivamente y las reservas posibles de

ubican principalmente en el Valle Inferior del Magdalena, con un 42% de las reservas posibles totales.

Gas Natural en Colombia

Fuente: UPME 2017


Fuente: UPME 2017

Gas Natural Producción de acuerdo al tipo de reserva


Fuente: UPME 2017

Gas Natural Producción


Fuente: UPME 2017

Gas Natural Demanda


Fuente: UPME 2017

Gas Natural Producción-Demanda


Flujo de Caja

Fuente: Internet


Fuente: EIA


Introducción




Contenido


ExplotaciónExploración

Proceso de Exploración y Explotación Convencional

Fuente: Autor

Sísmica

Pozos

exploratorios

Sistema de Producción y

optimización

Recuperación primaria

Recuperación secundaria

Recuperación terciaria


29

El Origen de los Hidrocarburos

VIDEO IAPG: https://www.youtube.com/watch?v=mMhiFnPx3ic&list=PLpM9uYBd1UULzBHG9L3uUglCoY_Hh4A4y&index=9

https://www.youtube.com/watch?v=mMhiFnPx3ic&list=PLpM9uYBd1UULzBHG9L3uUglCoY_Hh4A4y&index=9


Proceso de la

Industria

Exploración

Producción

Transporte

Refinación

Mercadeo

Fuente: Tomado de Proceso de la industria Hidrocarburos en Ecopetrol S.A.


Los yacimiento petrolíferos son acumulaciones

de hidrocarburos en el interior del espacio poral

de las rocas que yacen en el subsuelo y que

pueden ser viablemente explotados de manera

técnica y económica.

El Yacimiento

Caracterización de yacimientos



Salt DomeFault

Unconformity

Pinchout

Anticline

Tipos de yacimientos (trampas)

Fuente: Tomado de internet


Proceso de la

Industria

Yacimientos e ingeniería

Perforación y reacondicion.

Extracción

Recolección

Tratamiento

Almacenamiento

Transferencia

Exploración

Producción

Transporte

Refinación

Mercadeo



El Modelo PetrofísicoPETROLEO

GRANOS DE ROCA

AGUA

Gas

Oil

Water

Modelo estático

Fuente: Tomado de Internet


woc

Gas Original = OGIP (MPC)

OGIP

Factor de Recobro= FR (%)

FR

Tipo ambiente depósito

Mecanismo de Produc. Del Yac.

Propiedades de los fluidos

Características del yacimiento

Otros..

(10 - 40 %)

Modelo Dinámico

Fuente: Tomado de Internet


Grado de Certeza

R E C U R S O S

Factib

ilida

d Eco

nó

mica

Recu

pera

ción

Ma

rgin

al

No DescubiertasDescubiertas

R E S E R V A S

PROBADAS PROBABLES POSIBLES

Diagrama de McKelvey

Fuente: Tomado de SPE.


• Son la diferentes técnicas de producción de

fluidos desde un yacimiento aprovechando

su energía natural o adicionando energía

dentro de los pozos a través de un sistema

de levantamiento artificial. Algunos de estos

sistemas son:

– Flujo Natural

– Flujo Artificial• Bombeo Mecánico

• Bombeo Electrosumergible

• Gas Lift

• Bombeo Hidráulico (Pistón y Jet)

• Bombeo de Cavidades Progresivas

Recuperación primaria



• Son la diferentes técnicas de producción

de fluidos desde un yacimiento

adicionando energía dentro del yacimiento

a través de un medio externo,

generalmente mediante la inyección de un

fluido. Algunas de estas técnicas son:

– Inyección de agua

– Inyección de vapor (cíclico, continuo)

– Inyección de gas

– Inyección de CO2

Recuperación secundaria



• Son la diferentes técnicas de producción de fluidos desde un yacimiento adicionando energía dentro del yacimiento y modificando las propiedades del mismo. Entre estas técnica se encuentra:– Procesos térmicos (combustión in-situ,

calentamiento eléctrico, etc.)

– Inyección de solventes

– Técnicas especiales

Recuperación terciaria



Fuente: NOUS

Equipos de Perforación


Offshore


Introducción




Contenido

44

El Cambio de Paradigma con hidrocarburos de yacimientos no convencionales …

La Pirámide de las Fuentes de Gas Natural

Fuente: Elaboración Gas Energy www.gasenergy.com.br


Definición Hidrocarburos de Yacimientos No Convencionales

Los Hidrocarburos de yacimientos no convencionales son una expresión general parafuentes de petróleo y/o gas tradicionalmente más difíciles y complicadas de extraer quelos hidrocarburos de yacimientos convencionales.

•Gas de Arenas compactas•Poca permeabilidad•Explotación conocida

•Gas alojado en yacimientos de carbón•Fracturas Naturales•Explotación conocida

•Gas de Lutitas (esquisto)•Poca porisidad y permeabilidad•Tecnología en desarrollo

Fuente: Elaboración Gas Energy www.gasenergy.com.br


47

Etapa Exploratoria e Ingenieria Productividad y ComercialidadProcesos LEAN

Desarrollo

Determinación de

Comercialidad

Prueba del “Play”

Identificación de Áreas

“Sweet Spot”

Verificación de

Productividad Piloto

Optimización

Proceso de Exploración y Explotación

EXPLORACION EXPLOTACION


48


Etapa Exploratoria e Ingenieria Productividad y Comercialidad

Procesos LEAN

DesarrolloDeterminación

de Comercialidad


Evaluación

Identificación de Áreas “Sweet

Spot”

Verificación de Productividad

Piloto

• Ro%. Hace referencia a la madurez termal Ro% > 1,0% Gas SecoRo% 0,5% - 1,0% CondesadoRo% < 0,5% Líquidos

• TOCwt%. (“Total Organic Content”) hace referencia a total de materia orgánica.

• Espesor de la Roca. Se espera que al menos sea mayor de 100” que permita identificar los intervalos de materia orgánica

• Profundidad. Es importante considerarla porque a mayor profundidad se encuentra el hidrocarburo en ventana de gas seco

Maduration

Ck p: 60 a 150°C

Ck s: 150°C

Quality TOC (wt%)

Poor <0.5

Fair 0.5 to 1

Good 1 to 2

Very good 2 to 4

Excellent >4Fuente: Gráficas tomado de Presentación Diego Garcia y John B. Curtis 2009

Optimización


49



Procesos LEAN


de Comercialidad


Evaluación


Spot”


Piloto

John B. Curtis 2009

Optimización

Fuente: EIA


50



Procesos LEAN


de Comercialidad


Evaluación


Spot”


Piloto

• En esta etapa se confirma el sistema petrolífero por medio de la perforación de pozos estratigráficos. Se realiza sísmica 2D o 3D. La información que se obtiene es toma de rocas para análisis de mineralogía, Fracturabilidad, Presión de poro y permeabilidad

John B. Curtis 2009

Optimización

Fuente:, Ingrain


51


Etapa Exploratoria e Ingenieria Productividad y Comercialidad Procesos LEAN


de Comercialidad


Evaluación


Spot”


Piloto

Optimización

Fuente: Curso tomado de “ Producting natural gas from Shale” Universidad de Stanford


52

Etapa Exploratoria e Ingenieria Productividad y ComercialidadProcesos LEAN


de Comercialidad


Evaluación

Identificación de Áreas

“Sweet Spot”


Piloto

John B. Curtis 2009

en esta etapa se obtiene información de producción Inicial que permita conocer cuál sería el recobro último por pozo, por medio de la perforación de pozos Exploratorios vertical y/o horizontal, estimulación, completamiento y pruebas de producción, adicionalmente; en esta etapa se determina la presión del yacimiento, el tipo de hidrocarburo, temperatura y las “Facies” en que el hidrocarburo esta y como puede llegar a superficie.

Optimización

Fuente: Curso tomado Rose & Associates



53


Procesos LEAN


de Comercialidad


Evaluación


Spot”


Piloto

John B. Curtis 2009

En esta etapa se diseña e implementa a una escala determinada el modelo operacional en unacampaña de pozos con el concepto de fábrica de pozos, considerando facilidades de producción ytransporte de hidrocarburos modulares o fijas

Optimización

Fuente: Gráficas Internet



Proceso de estimulación hidráulica (Fracking) en YNC

VIDEO IAPG: https://www.youtube.com/watch?v=MVxlmfwJ6F4

https://www.youtube.com/watch?v=MVxlmfwJ6F4


55


Productividad y Comercialidad

Procesos LEAN


de Comercialidad


Evaluación


Spot”


Piloto

John B. Curtis 2009

Etapa Exploratoria e Ingenieria

Optimización

Etapa Pozos* Para destacar

Pilotos y Desarrollo

Evaluación Potencial

Pozos Hz Fracturados

Evaluación Potencial

PozosVerticales

8

20

274

* Source: “An Industry in Transition”, IHS Energy, Abril 2014. * As of June 2014. from which 222 are YPF’s.

• Compromiso de las provincias con los proyectos• Esfuerzos de YPF por establecer el potencial e

incorporar de capital y conocimiento: Chevron, Petronas, etc.

• Incentivos gubernamentales reciente y reforma de hidrocarburos en curso.

• Necesidad urgente del recurso

• Regulación técnica y ambiental específica• Condiciones fiscales y contractuales especiales• Compañías estudiando el potencial en el Valle

Medio

• No regulación específica para No Convencionales.• Actividades llevadas a cabo por PEMEX como NOC.• Apertura del sector: Ronda 1, 2015.• Extensión de derechos mineros a propietarios de

tierra

Regresar al contexto general


Time Line Regulations

Mayo 2012

Resolución 18 0742

Ene 2015

2009 26 Mar 2014

Resolución 421

Resolución 90341

Resolución 40048

Resolución 18 1495

27 Mar 2014

Términos de referencia

Ambiental EIA

7 Julio 2014

20 Mar 2014

15 Oct 2014

Decreto 2041

Acuerdo 03 ANH

Firma Contratos

Ronda 2012

28 Nov 2012

Regulación Técnica – MM&E Fechas contractuales – ANH Regulación Ambiental – MADS y ANLA

Solo definición de YNCSin regulación técnica

2010

Resolución 18 000 5

Desechos radiactivos

1er Reglamento Técnico YNC TDR para elaboración

EIAPerforación Exploratoria

Reglamento de Contratación para E&E YNC

Nuevo Reglamento Técnico E&E

YNC

26 Dic 2013

Criterios y Procedimiento

s E&E YNC

Decreto3004

Reglamentación sobre Licencias

Ambientales

Yacimientos Continentales y

offshore

Modificó la Res. 18 1495

Perforación exploratoria

aspectos relevantes de la produccion de...

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