posibilidades de gas y petróleo no convencionales … 15 junio...inicialmente in situ total es esa...
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Posibilidades de Gas y Petróleo No Convencionales en Argentina
Eduardo BarreiroJunio de 2011
NO EN ESCALA http://www.spe.org/cda/content/0,1085,284,00.html
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EN
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PE
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CO
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NO
CO
ME
RC
IAL
PE
TR
ÓL
EO
NO
DE
SC
UB
IER
TO
ESTIMACIÓN ALTA
NO RECUPERABLES
RANGO DE INCERTIDUMBRE CRECIENTE
RECURSOS
PROSPECTIVOS
ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN
SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS
RECURSOS
CONTINGENTES
ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA
PETRÓLEO YA PRODUCIDO
PROBADAS
RESERVAS
PROBADAS MAS PROBABLES
PROBADAS MAS
PROBABLES MAS
POSIBLES
Definiciones del SPE, WPC y AAPG
La única forma en la cual se suman reservas probadas con no probadas es cuando ya existen proyectos con estudios previos y seguridad de su realización (inversiones…) en el corto plazo. No es posible adicionar reservas probables o posibles de un presunto proyecto a ser realizado dentro de varios años.
RESERVAS Las reservas de petróleo [Figura 1] son las cantidades de petróleo que se anticipa serán recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada. A los efectos de definición “petróleo” incluye los gases o líquidos producidos.RESERVAS PROBADAS Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por el análisis de los datos geológicos e ingenieriles, puede estimarse con razonable certeza que serán comercialmente recuperables en un futuro definido, de los reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas, los métodos y las regulaciones gubernamentales actuales. Las reservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no desarrolladasRESERVAS NO PROBADAS Las reservas no probadas se basan en datos geológicos, ingenieriles y económicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; pero las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas, o de regulación evitan ser clasificadas como probadas.
RESERVAS NO PROBADAS PROBABLES Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el análisis geológico e ingenieril de los datos sugiere que es más probable que sean producidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la recuperada final igualará o excederá la suma las reservas probadas más las probables.
RESERVAS NO PROBADAS POSIBLES Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el análisis geológico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles.
PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN SITU. El Petróleo total inicialmente in situ es esa cantidad de petróleo que se estima existía originalmente en los reservorios. Por consiguiente, el Petróleo inicialmente in situ Total es esa cantidad de petróleo que se estima, con una dada fecha, estar contenida en los reservorios conocidos, más esas cantidades ya producidas, más las cantidades estimadas en los reservorios todavía no descubiertos. El Petróleo inicialmente in situ total puede subdividirse en Petróleo inicialmente in situ Descubierto y el Petróleo inicialmente in situ No descubierto, con el Petróleo inicialmente in situ Descubierto limitado a los reservorios conocidos. Suma o adición de reservas. Los volúmenes de petróleo clasificados como Reservas, Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no deben sumarse entre sí sin la consideración debida a las diferencias significativas en el criterio asociado a su clasificación. Ejemplificando, hay un riesgo significativo de que reservorios que contienen Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no llegarán a la producción comercial.
Los Recursos Contingentes son esas cantidades de
petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios conocidos -o sea, ya descubiertos-, pero que no se considera actualmente
que sean comercialmente recuperables. (Y eso es función del precio, entre otras variables)
Los Recursos Prospectivos son los volúmenes de
petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios no descubiertos.
Se representó la producción de gas en serie desde 1970/2010.
Cada año se calculó la diferencia porcentual respecto del año anterior y se
graficó en una segunda serie.
La caída de producción año a año se acelera.
Se calculó de esa forma la producción de gas a 10 años. Véase que se han
producido en ese período el 100 % de las reservas 2009.
Se calcula la importación de Fuel+GO+C ( la alternativa mas barata sería
Tight gas) para cubrir el bache del consumo de gas, el cual se ha hecho
crecer al 2 % acumulativo anual .
A partir del 2010 entra más gas de Bolivia por el gasoducto, según el
convenio firmado y aun incrementándolo algo al final del periodo. Se
presenta en la tabla con datos anuales Se considera la inclusión de cuatro
nuevas plantas de LNG, dos en Buenos Aires, otra en San Matías y otra en
Montevideo, llegándose a un máximo de gas LNG de hasta 21 millones de
m2 diarios promedio año (con picos de hasta 50 millones de m3/día).
El gap de demanda/ oferta se realizó suponiendo un incremento de
mercado total del gas equivalente de 2 % anual acumulativo.
Ese incremento será necesario para mantener tasas de crecimiento económico en torno al 5 o 6 % acumulativo hasta el final del período.
Se calcula en la tabla la cantidad de fuel y GO extra a importar o producir, y el
gas a importar o gas NC a producir para el mercado argentino. Considérese
que el uso del gas se ha maximizado manteniendo la matriz por varias
razones:
a) Es el mas barato. El gas no convencional se puede producir a 6/7
U$S/MMBtu o menos y el recurso prospectivo parece ser extenso.
Una planta de LNG entregaría gas natural a 11+ dólares por millón de
BTU, y el (FO+GO) importado cuesta más todavía.
b) Es el combustible al cual estamos acostumbrados, y todas las
instalaciones están preparadas para este. El costo de conversión a
líquidos es alto.
c) Es el combustible más limpio.
La conclusión adicional es que, con la presunción de crecimiento del
mercado del gas equivalente en 2 % acumulativo anual , el déficit de fuel
+ Gas oil + C es grande y hace falta además una nueva refinería de la
capacidad de RLP, pero de BAJA CONVERSION (40 %) para abastecer con
combustibles pesados el mercado local.
Alternativa "todo queda como está”Mercados futuros de gas y líquidos mas carbón
Mercado a
abastecer de
gas mas
import. de
(GO+FO+C)
Año Gas Conv. que
se producirá
en Argentina
Gas Nuevo a
incorporar (de
Bolivia y LNG)
(MMm3)
Gas disponible
total
Fuel +Gas Oil
+Carbón
importados
Deficit a cubrir con
combustible
importado
equivalente a gas
(Mm3)
50906014 2.003 50.633.154 85.243 50.718.397 166.229 187.617
54431468 2.004 52.347.603 804.832 53.152.435 1.133.223 1.279.033
55036085 2.005 51.618.266 1.610.500 53.228.766 1.601.285 1.807.319
55494284 2.006 51.778.528 1.428.457 53.206.985 2.026.547 2.287.299
55448801 2.007 51.006.000 1.238.000 52.244.000 2.839.454 3.204.801
55278470 2.008 50.510.000 658.257 51.168.257 3.641.649 4.110.213
53082664 2.009 48.417.842 1.298.016 49.715.858 2.982.990 3.366.806
53723760 2.010 46.977.379 1.900.000 48.877.379 4.293.894 4.846.382
55300000 2.011 45.568.057 3.650.000 49.218.057 5.388.601 6.081.943
56406000 2.012 44.096.209 5.511.500 49.607.709 6.023.286 6.798.291
57534120 2.013 42.544.022 7.446.000 49.990.022 6.684.070 7.544.098
58684802 2.014 40.935.858 8.760.000 49.695.858 7.964.204 8.988.944
59858498 2.015 39.269.769 9.964.500 49.234.269 9.413.067 10.624.230
61055668 2.016 37.569.388 11.497.500 49.066.888 10.622.060 11.988.780
62276782 2.017 35.818.654 13.249.500 49.068.154 11.702.844 13.208.627
63522317 2.018 34.081.450 14.600.000 48.681.450 13.149.009 14.840.868
64792764 2.019 32.414.867 16.461.500 48.876.367 14.101.928 15.916.397
66088619 2.020 30.829.780 18.140.500 48.970.280 15.166.849 17.118.339
67410391 2.021 29.288.291 19.345.000 48.633.291 16.636.511 18.777.101
412.416.346
Se supone crecimiento del 2 % anual acumulativo del consumo de Gas Natural+ pesados que lo reemplazan)
Datos de
importaciones de
Gas de Bolivia y
LNG provistos
por el Ing. Andrés
Repar en base a
SESCO,
Enargas, Enarsa,
y Min. de
Planeamiento.
Otros datos de
SE (SESCO) y
IAPG (SIPG).
Combustibles para el balance
Capacidad de procesamiento de RLP
Mercados futuros de gas y líquidos mas carbón
Mercado a
abastecer de
gas más
import. de
(GO+FO+C)
Año Gas Conv. que
se producirá
en Argentina
Gas Nuevo a
incorporar (de
Bolivia y LNG)
(MMm3)
Gas disponible
total
Fuel +Gas Oil
+Carbón
importados
Deficit a cubrir con
combustible
importado
equivalente a gas
(Mm3)
Posible
produccion
de Gas No
Convencio
nal
50906014 2.003 50.633.154 85.243 50.718.397 166.229 187.617 0
54431468 2.004 52.347.603 804.832 53.152.435 1.133.223 1.279.033 0
55036085 2.005 51.618.266 1.610.500 53.228.766 1.601.285 1.807.319 0
55494284 2.006 51.778.528 1.428.457 53.206.985 2.026.547 2.287.299 0
55448801 2.007 51.006.000 1.238.000 52.244.000 2.839.454 3.204.801 0
55278470 2.008 50.510.000 658.257 51.168.257 3.641.649 4.110.213 0
53082664 2.009 48.417.842 1.298.016 49.715.858 2.982.990 3.366.806 0
55000760 2.010 46.977.379 1.900.000 50.154.379 4.293.894 4.846.382 1.277.000
55300000 2.011 45.568.057 3.650.000 51.408.057 3.448.261 3.891.943 2.190.000
56406000 2.012 44.096.209 5.511.500 53.257.709 2.789.386 3.148.291 3.650.000
57534120 2.013 42.544.022 7.446.000 54.735.022 2.480.000 2.799.098 4.745.000
58684802 2.014 40.935.858 8.760.000 55.535.858 2.789.964 3.148.944 5.840.000
59858498 2.015 39.269.769 9.964.500 55.804.269 3.592.047 4.054.230 6.570.000
61055668 2.016 37.569.388 11.497.500 56.731.888 3.830.870 4.323.780 7.665.000
62276782 2.017 35.818.654 13.249.500 57.463.154 4.264.874 4.813.627 8.395.000
63522317 2.018 34.081.450 14.600.000 57.806.450 5.064.259 5.715.868 9.125.000
64792764 2.019 32.414.867 16.461.500 58.731.367 5.370.398 6.061.397 9.855.000
66088619 2.020 30.829.780 18.140.500 59.555.280 5.788.539 6.533.339 10.585.000
67410391 2.021 29.288.291 19.345.000 59.948.291 6.611.421 7.462.101 11.315.000
Suma 2011 2021 412.416.346
Se supone crecimiento del 2 % anual acumulativo del consumo de Gas Natural+ pesados que lo reemplazan)
Opcion con Gas No Conv.
La demanda al 2020 será de aprox. 180 millones de m3 equivalentes diarios.
0
10000
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70000
80000
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
14.000.000
16.000.000
18.000.000
20.000.000
To
nela
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das
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r a
ño
de
GO
+F
O+
CImportación de Gas Oil +Fuel Oil + C
Deficit anual de GO+FO+ C Diario Ton/dia
Importaciones reales
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
Refining Capacity in Argentina, thousand barrels per day
2010 BP Statistical Review of World Energy June 2010,
http://www.bp.com/statisticalreview
Gas NaturalComprimido
Loma La Lata
CAMPAÑA 2008 CAMPAÑA 2009 CAMPAÑA 2010 Periodo de Regasificación de 104 días
Se recepcionaron 741.717 m3 GNL
Se inyectaron al sistema 438,5 MMm3 a
9300 kcal/Sm3
El regasificado promedio fue de 4,0
MMm3/día
El BOG fue de 3,22%
Se realizaron 5 STS “ship-to-ship”
Gasto de Regasificación: 2 USD/MMBtu
Periodo de Regas. de 135 días
Se recepcionaron 1.438.517 m3 GNL
Se inyectaron al sistema 783,4 MMm3
El regasificado promedio fue de 6,0
MMm3/día
El BOG fue de 2,80%
Se realizaron 10 STS
Gasto de Regasificación: 2USD/MMBtu
Periodo de Regas. de 365 días
Se recepcionaron 2.955.630 m3 GNL
Se inyectaron al sistema 1816 MMm3.
El regasificado promedio fue de 4,96
MMm3/dia
Se realizaron 23 STS
El BOG fue de 2,79 %
Gasto de Regasificación: 2USD/MMBtu
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
[m3
GN
L]
Volumen Importado Campaña 2010
1 m3 de GNL = 584m3 de gas a T,P normales Depende de la composición del GNL
Proyecto Ing. WhiteCampaña de regasificación
Ezequiel Espinosa, IAPG, 20/05/2011
Proyecto Ing. White
24 Mmm3 diarios al 2020
Esta curva de producción entra dentro de lo factible técnicamente, con las inversiones correspondientes. Estimativamente, 1500 millones de dólares adicionales a la inversión 2010
La industria ha llegado a invertir 4500 millones de dólares en el upstream. No es imposible pensar en incrementar esa inversión para producir gas no convencional y evitar buena parte de la importación de GO, FO y C que se vienen.Pero además hay que construir otra refinería grande, de baja conversión, y
EXPLORAR
EXPLORAR
EXPLORAR
EXPLORARAhora tenemos donde
World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States. April 5, 2011.www.eia.doe.gov
Se menciona y compara el resultado de este trabajo con un antecedente, AN ASSESSMENT OF WORLD HYDROCARBON RESOURCES H-H. Rognerhttp://hassler-j.iies.su.se/courses/climate/Rogner.pdfLes da un resultado mayor que el de Rogner, casi el doble.
World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States. April 5, 2011. www.eia.doe.gov
World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States. April 5, 2011. www.eia.doe.gov
World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States. April 5, 2011.www.eia.doe.gov
http://www.bbc.co.uk/news/business-12245633
EIA World Energy Outlook 2011 Special Report . ¿ARE WE ENTERING A GOLDEN AGE OF GAS? WWW.IEA.ORG (6/6/2011)
EIA World Energy Outlook 2011 Special Report . ¿ARE WE ENTERING A GOLDEN AGE OF GAS? WWW.IEA.ORG (6/6/2011)
Hemos alcanzado el máximo producto bruto interno de la historia. Para sostener ese crecimiento se necesita más energía, y la mitad de la energía primaria que consumimos es gas natural.
200
250
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20
10
MM
M P
eso
s d
e 1
993
Evolución del PBI
http://www.bcra.gov.ar/pdfs/indicadores/Radar.pdf
Daniel Gerold, GyG Consultores, 11/03/2011
Argentina
Precios de Combustibles para Generación EléctricaPeríodo Trimestral (Agosto – Octubre ) 2007/08
2,53
31,02
2,032,27
10,21
17,13
9,37
18,10
2,46
16,47
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
Gas Natural Uranio Carbón Mineral Fuel Oil Gas Oil
+11% +21%
+75%
2007 2008 2007 20082007 20082007 20082007 2008
+77%
+81%
CAMMESA, RE Agosto – Octubre, 2007 y 2008
Matriz Energética y su Relación con Latinoamérica J Meira Sec. De Energía IV Seminario Estratégico del SPE. Bs As, Sept 2008
WTI promedio: 99,13 U$S/bl
WTI promedio79,64U$S/bl
El escenario propuesto revierte el declino en la producción de gas si se viabiliza el gas no
convencional.
-
20
40
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80
100
120
140
160
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Mm3/d Abastecimiento de GasDemanda
Convencional
Bolivia
No Convencional
GNL
Abastecimiento de Gas Natural
Podría ser así…Presentación de Ignacio Morán (YPF) en el Vº
Seminario Estratégico del SPE, 16/17 Noviembre de 2010
Gas Convencional nuevo(Yo no soy tan optimista)
Real 2010 (Sesco) 126,9 MMm3/día
Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia Chile Schlumberger V Seminario Estratégico del SPE
Gas Plus
0.4 nm = 4 Angstrom !!!
Se encuentran en producción yacimientos con poros con diámetros del orden de 30 moléculas de petróleo…
Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia Chile Vto Seminario Estratégico del Spe Buenos Aires Nov. de 2010
Elaboración propia basada en las Tables A-14 del Annual Energy Outlook de 2008, 2009, 2010.www.eia.doe.gov
Características
geológicas de
la Cuenca
Barnett
114000 m3/día
228000 m3/día
47000 m3 /día
SPE 139007Unlocking the Secrets for Viable and Sustainable Shale Gas DevelopmentEd Tollefsen, SPE, Jeff Alford, SPE, Jeffrey Kok, SPE, Schlumberger, Andrew Perry, Anadarko, Shim Yen Han, SPE,Raj Malpani, SPE, Jason Baihly, SPE, and Eric Vauter, SchlumbergerCopyright 2010, Society of Petroleum Engineers
This paper was prepared for presentation at the SPE Eastern Regional Meeting held in Morgantown, West Virginia, USA, 12–14 October 2010.
http://shale.typepad.com/barnettshale:Day Kimball Hill %23A1.htm#
10 billon ft3= 283 millones de m312.97 millon ft3= 367000 m36.79 millon ft3 = 192000 m3
283MMm3 = 10 billones de ft3
368000 m3/día
Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia Chile Vto Seminario Estratégico del Spe Buenos Aires Nov. de 2010
Repercusiones del wellhead price en EEUU
http://www.whitehouse.gov/the-press-office/2011/05/24/presidential-memorandum-federal-fleet-performance
Congreso de Tight Gas 2008 Instituto Argentino del Petroleo y el Gas Neuquén, Argentina
12 de Noviembre, 2008 Steven Natali Vice Presidente de Exploración Williams Production Company
Costos de Tight Gas en Estados Unidos
Costo comparativo de servicios (Argentina vs. USA) D.RosatoVº Seminario Estratègico del SPE
Servicio Costo USA (u$s/día)
Costo local (u$s/día)
Diferencia (%)
Equipo de Perforación (de 1000 HP)
14.000 a 15.000
18.000 a 19.000
27-30
Servicio y Herramientas de Perforación Direccional
7.500 promedio
10.500 promedio
40 promedio
TENGAMOS EN CUENTA LOS FACTORES DE ESCALA…
La industria realiza un esfuerzo inversor importante para satisfacer la demanda.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P)
Total Cuencas- Inversiones realizadas
Otras Inversiones (Mu$S)
Baterias/Ptas/Gasod/Oleod (Mu$s)
Pzs Reparaciones (Mu$s)
Pozos Nuevos (Mu$s)
Más del 60% de la inversión es en perforación y reparación de pozos
Héctor González Gómez en las “Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y Servicios de Pozos”, en Mendoza, (20 – 22 de octubre de 2010).
http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/informacion_del_mercado/mercado_hidrocarburos/tablas_dinamicas/inversiones/inversionesTD.zip
Datos de inversión necesaria para poner en producción (excluido mantenimiento de la operación y fracturas posteriores. Dato de Schlumberger para EEUU, conferencia del 24/2/2011). Para pasar del 14 al 26 % de Shale gas en EEUU se necesitan entre 15000 y 18000 millones de dólares en 5 años. Eso es 2,64 TCF de incremento de producción.1TCF es 28.300 MMm3 o sea 77*106 m3 diariosPara la mitad (38 Mmm3) diarios se necesita una inversión de 3400 millones de dólares en EEUU.Aquí sería un 30 a 40 % más aprox 4.700 MMU$S.De los proyectos presentados por las empresas, la inversión estimada para 13 millones de m3 diarios es de 3000 MMU$S en tres años. Mayor a la estimada de datos de Schlumberger pero incluye mantenimiento de la operación .
El precio internacional internado del LNG es hoy unos 15 dólares por 1000 ft3 (con suerte…) El del gas de Bolivia es de 8,77 (actual trimestre).
http://www.petroleum-economist.com/Article/2846244/Natural-Gas-and-LNG/Spot-LNG-market-bubbles-ahead-of-summer.html
30.000.000 m3 diarios de GNL costarían 5800 millones de dólares anuales.Tomando 6 dólares por 1000 ft3, el gas no convencional costaría 2727 millones de dólares anuales. Menos de la mitad.El gas de Bolivia está atado al crudo. Subirá con él. Pero aunque el precio se mantuviera como hoy, 30.000.000 m3 diarios costarían 3986 MMU$S . 1260 MMU$S más. Además no hay 30 millones de m3 diarios, adicionales al contrato firmado.
La cuenta de almacenero
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
POSIBLE DISTRIBUCIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL
VALOR DE CORTE
CONCLUSIONES1. El consumo de gas seguirá en aumento
2. Sigue siendo la fuente primaria más barata
3. El gas está desatado de los precios de crudo
4. El precio es geopolítico. Hoy Japón paga 15 dólares el MMBtu; Europa, 9,13 y el año entrante, 13,2; EEUU entre 4 y 5 ; Enarsa compro a 11 los primeros 20 cargamentos. Antes de Fukushima…
5. El LNG es back up del sistema, y SEGUIRÁ SIÉNDOLO. Pero será cada vez más caro. Fukushima…
6. El shale y tight gas son más baratos. Se producen localmente, dan mano de obra y pagan impuestos locales.
7. Necesitan mercado asegurado y precio retributivo.
8. Con 5 a 6 dólares/MMBtu se habilitará el 50 o 55 % de los proyectos, sobre todo si aparece condensado o crudo adicional al gas. [No interrumpible].
9. El gas de Bolivia es importante. Pero estamos en tercera prioridad para Bolivia. Y el precio está atado al crudo.
10. Además necesitamos una nueva refinería “fuelera” grande, de baja conversión, o ampliar mucho las que tenemos . Para Diesel y Fuel Oil.
