Hidrocarburos no convencionales en Argentina

Transcripción

1 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 SPOTLIGHT FREE DIFFUSION BIG DATA 6 miradas a los hidrocarburos no convencionales en Argentina. Copyright 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 cualquier otro, sin mención Código Energético

2 1. Monitoreo de la Producción de hidrocarburos no convencionales en Argentina Código Energético lleva adelante en forma mensual un seguimiento de la evolución en la producción de petróleo y gas natural no convencional en Argentina. Evaluando todos los avances tanto en petróleo como 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 progreso de la actividad hidrocarburífera Argentina. Se monitorea, para cada una de las concesiones, la re-orientización de estrategias como resultado de Producción en Agosto 2016 La producción de gas natural no convencional en Argentina a agosto de 2016 provino en un 82% provino de arenas compactas. 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 proyectos orientados al shale se destacaron Loma Campana, El Orejano y Aguada Pichana. cambios generales en el mercado argentino y global, pero 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 constituye un valor insoslayable del Monitoreo de la Producción de los 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 ,8 MMm3d y a la fecha el 2016 presenta un incremento de 7,2 MMm3d. En términos porcentuales el 2016 muestra un incremento (YTD) de 43,8% en tight gas y de 36% de Shale. 2

3 2. Seguimiento de la Perforación a reservorios no convencionales. 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 caracterización del avance, nos permite observar tempranamente las alteraciones que posteriormente se materializarán en cambios en la producción de petróleo y gas no convencional de Argentina. Es por eso que nos esforzamos por detectar y comprender en forma periódica los elementos presentes en la dinámica perforadora con destino a los no convencionales. Adicionalmente, el elevado grado de detalle resulta central para atender a la complejidad subyacente en esta industria. actual, sino, y fundamentalmente su dinámica en términos de curva de aprendizaje que toda industria habrá de transitar para alcanzar los umbrales de desarrollo necesarios. Un seguimiento mensual de estos avances, tanto en petróleo como en gas no Evolución de la Perforación por tipo de reservorio y tipo de pozo La perforación conjunta, petróleo y gas natural, se contrajo en A la fecha se perforaron cuatro pozos menos por mes en promedio que lo realizado en En particular, a partir de segundo trimestre el promedio comenzó a aproximarse a los 20 pozos por mes. Se destaca la mayor perforación 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. convencional, para cada una de las concesiones, tipo de pozo, tipo de reservorio y formación productora permite detectar las nuevas estrategias de las Operadoras. En cada uno de los actores involucrados en la actividad orientada a los no convencionales hay un vector para su desarrollo. Por tanto, el dinamismo y la 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. 3

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 Análisis sobre la evolución en productividad. En un modo trimestral Código Energético analiza los cambios en productividad de todos los pozos orientados a los no convencionales. Cinco, etc.), Área o Concesión donde se desarrolla la actividad y Firma Operadora encargada del desarrollo del área. Una herramienta fundamental para comprender y detectar los avances en complejidad de las tecnologías utilizadas para el desarrollo de los no convencionales 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 productor (Shale o Tight), largo del tramo horizontal (si lo fuera), Formación destino (Vaca Muerta, Muli- Perfil de Productividad: Mulichinco vs Lajas. Lajas y Mulichinco, los dos principales objetivos en arenas compactas, muestran evoluciones en productividad en los primeros 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 resultados en Loma La Lata Sierra Barrosa en 2015 (perforados en 2014). En tanto Mulichinco muestra mejoras sustantivas en productividad. 4

5 4. Estudios sobre la Producción Inicial y los Perfiles de Producción El análisis de declinación de la producción de pozos es una herramienta muy utilizada para la estimación de reservas y la elaboración de pronósticos de producción. Por otra parte el ajuste con modelos de declinación es una técnica reconocida por el Petroleum Resources Management System (SPE-PRSM) tanto para la auditoría de reservas, como para proyectar producción. Producción Inicial (IPs) en Fm. Vaca Muerta La producción Inicial de los pozos horizontales perforados en el segundo trimestre del 2016 destacan niveles superiores a los 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, establecieron un hito en la productividad que no logó logró superarse en los punzados posteriores. En dichos análisis conviven dos elementos centrales: la Producción Inicial (IP, según sus siglas en inglés) y la curvatura de la declinación (DC, ídem). Por lo tanto es posible detectar las mejoras en productividad evaluando el comportamiento de tanto la producción inicial como la declinación a lo largo de los meses. Representación de las curvas de Arps Model 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 productividad. 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)) Código Energético viene estudiando 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 proyectos orientados a los reservorios no convencionales en Argentina. 5

6 gas natural, tanto convencional y no convencional, mediante un singular grado de detalle: por Área o Concesión, por Formación productora, por Tipo de Pozo (Horizontal o Vertical), por Tipo de reservorio (Convencional o no Convencional), por Tipo de Yacimiento (On-Shore u Off- Shore), por Operadora y/o por Provincia En definitiva, se trata de una Herramienta fundamental para evaluar la actividad hidrocarburífera en Argentina, adelantarse en los cambios de tendencia, estimar tanto los impactos de las políticas encaradas por los gobiernos como de las Forecast 2019: Lindero Atravesado El Forecast 2019 de la producción de gas natural convencional y no convencional en Lindero Atravesado. La producción convencional mantendrá su declinación, mientras que el tight de Lajas alcanzará los 7MMm3/d en Proyecciones de mediano plazo (HC + HNC) 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. 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 particulares de los proyectos y el posible impacto de las futuras inversiones, cambios en las condiciones 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 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. 6

7 6. Modelo de Largo Plazo: Unconventional Gas Argentina Model (UGA Model) Con el Modelo de Largo Plazo, elaborado por Código Energético, denominado Unconvencional Gas Argentina (UGA) se presentan escenarios futuros hacia el Al respecto, el modelo proyecta diferentes regímenes 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 producción por pozo es posible determinar la producción futura de un campo o yacimiento y, fundamentalmente, dotar de mayor certeza a las estimaciones de reservas probadas, entendida como la integral de dicha curva. Motivo por lo cual estas herramientas, 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. Map Model: Core Play and Non Core Play Análisis espacial del desarrollo de los reservorios no convencionales. Modelo UGA. El UGA presenta la particularidad de proyectar la actividad de los no convencionales a lo largo de dos extensiones de la cuenca neuquina conforme las diferencias geológicas, 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 identificados durante el año en curso tanto aquellos de orden técnico como aquellos de tipo económicos o comerciales. 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) 7

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