Technical and commercial challenges for Shale Gas/Oil in México

Transcripción

1 Technical and commercial challenges for Shale Gas/Oil in México Gustavo Hernández-García Subdirector de Planeación y Evaluación Pemex Exploración y Producción November 28th 1, 2012

2 Content CHALLENGES Technical Volume/risk Availability of drilling rigs Low cost wells Fracking Water Commercial Infrastructure (pipelines, compressors) Gas price Regulatory Environmental Fiscal regime 2

3 Cerca del 70% de los recursos técnicamente recuperables de Shale Gas se encuentran fuera de Norte América Recursos técnicamente recuperables de Shale Gas (Tcf) Recursos 100+ Tcf 6,622 Europe 639 Polonia 187 Africa 1,042 Canada 388 South America 1,225 Francia 180 Australia Mexico Estados Unidos Libia Algeria China 1,275 Asia 1,389 Brasil 226 Australia Mexico Canada Argentina 774 Sudáfrica US 862 Fuente: U.S. Energy Information Administartion (EIA) 3

4 Sin embargo, el desarrollo no convencional en Europa, Asia y Latinoamérica se mantiene detrás de Estados Unidos y Canadá Curva de desarrollo de recursos no convencionales CAPEX 5 años Exploración 5 años Desarrollo y Producción 5 años 15 años +30 años Análisis de Cuencas y Plays No se tienen pozos perforados Grandes Cuencas Conocidas Datos limitados (calidad, productividad) Disminución de Riesgo Perforación exploratoria Adquisición de información enfocada en calidad de yacimientos y productividad de pozos Desarrollo comercial Piloto Acceso a mercados seguros Optimización del diseño y perforación de pozos Desarrollo Masivo Se ha avanzado en la curva de aprendizaje Se enfoca en el comportamiento de pozos a largo plazo Tiempo Consolidación Consolidación / optimización de las Cuencas y/o Plays de Shale Gas-Oil A los Estados Unidos les ha tomado cerca de 35 años alcanzar el nivel de desarrollo actual de explotación de Shale Gas-Oil Fuente: McKinsey and Company 4

5 México cuenta con un importante volumen de recursos prospectivos de Shale Oil/Gas Jerarquización de áreas N Provincia Aceite (MMMb) Gas húmedo (MMMMpc) Gas seco (MMMMpc) MMMbpce 1 Tampico-Misantla Burgos MZ Chihuahua 6 3 Burro-Picachos 3 Burro-Picachos Sabinas Aceite Sabinas 4 5 Veracruz Gas y condensado Burgos MZ 6 Chihuahua Gas seco En estudio República Mexicana Tampico- Misantla 1 Gas TOTAL En estudio y aceite en estudio Veracruz 5 Aceite Kilómetros Gas y condensado Gas seco En estudio 5

6 Existen aspectos críticos que determinarán el ritmo del desarrollo de estos recursos Factores 1 Precio del gas 2 Costo de pozos 3 Infraestructura 4 Régimen fiscal 5 Inversión Impacto en proyectos de Shale Oil/Gas Los precios del gas se estima que se mantengan por debajo de los 6 Dls/mmbtu, afectando en consecuencia la rentabilidad de este tipo de proyectos El uso de mejores diseños de pozos y tecnologías reducirán el costo de los pozos La red de recolección, transporte y distribución debe estar disponible; adecuarse o construirse para comercializar el gas Se debe promover un régimen fiscal especial para apoyar el desarrollo de proyectos de gas (convencional y no convencional) La oportuna asignación de inversión determinará el ritmo de producción de este recurso 6

7 La mayoría de las oportunidades no convencionales son mas marginales que las oportunidades convencionales El desarrollo de una oportunidad no convencional es dramáticamente más sensible a las incertidumbres clave con respecto a los convencionales, y con mayor riesgo de retornos negativos en escenarios pesimistas Impacto sobre el VPN Total después de impuestos con un cambio de +/- 20% en Volumen Precio CAPEX Escenario pesimista convencional Escenario optimista convencional OPEX Escenario pesimista no convencional Escenario optimista no convencional -150% -125% -100% -75% -50% -25% 0% 25% 50% 75% 100% 125% 150% Fuente: Wood Mackenzie Global Economic Model; Precio base considerado: 75 USD / bbl, las sensibilidades para todas las variables corren a +/- 20% del caso base 7

8 Por ello, se ha definido una estrategia a fin de acelerar la producción de Shale Oil/Gas y reducir su incertidumbre Exploración Realizar estudios geológico-geoquímicos en los plays identificados, para dar certidumbre a los volúmenes de aceite, condensado y gas esperados (mejorar estimación de recursos prospectivos) Identificar áreas con mayor potencial de líquidos (aceite y condensados) En base a los resultados obtenidos, perforar pozos exploratorios para probar el concepto y la productividad de los plays y áreas asociadas Identificar y asimilar tecnologías para mejorar productividad de pozos, manejo y reciclaje de agua de los fracturamientos y disminuir impactos ambientales Explotación Analizar capacidad y estado físico de infraestructura existente para definir requerimientos de infraestructura adicional Analizar estructura de costos de pozos y servicios a fin de optimizarlos para mejorar resultados económicos Incrementar la capacidad de ejecución de PEP a fin de desarrollar los 60 MMMBPCE, que requieren inversiones mayores a 300,000 MMUSD 8

9 Pemex ha implementado un proceso para reducir la incertidumbre de los modelos geológicos y de la estimación de recursos potenciales, y así, definir las bases para su desarrollo masivo, considerando la normatividad ambiental y privilegiando el desarrollo sustentable. Fase 1 Evaluación de la prospectividad e Identificación de Recursos Por lo cual se ha implementado un flujo de trabajo para su exploración y desarrollo Fase 2 Fase 3 Caracterización geológica y reducción de incertidumbre Desarrollo masivo Análisis Regional Identificación de plays potenciales Jerarquización de cuencas y niveles de lutitas Estimación de Recursos Portafolio de localizaciones exploratorias Perforación de pozos piloto Prueba del Concepto Evaluación de pozos piloto Detallar estudios de plays Identificación y delimitación de áreas de mayor productividad Perforación de pozos de evaluación y delimitación Caracterización inicial de yacimientos Adquisición en pozos de datos geoquímicos y geomecánicos Diseños eficientes de terminaciones de fracturas múltiples Monitoreo de, fracturamiento de pozos y rendimiento de la producción Plan de desarrollo Diseño de fracturamiento de pozos para aumentar la producción Eficiencia de costos Desarrollo sustentable 9

10 Impacto relativo en valor Baja Alta Los retos se derivan de factores que afectan a nivel país mientras que otros son de carácter regional Retos legislativos, regulatorios, fiscal y de mercado afectan todas las cuencas/plays de igual manera Régimen fiscal Cuencas con historia de producción convencional e infraestructura de producción tendrán ventajas tecnológicas, operacionales y de recursos humanos, comparadas con cuencas/plays greenfield Cadena de suministros Control de pozos Infrastructura Mercado Medio Ambiente Regulación Agua Baja Incertidumbre Alto Afecta todas las áreas de igual manera Efectos regionales varían 10

11 El desarrollo de infraestructura de transporte es indudablemente uno de los principales retos Los plays existentes de Shale Oil/Gas en los Estados Unidos se beneficiaron de una gran infraestructura subutilizada de ductos (en las primeras etapas de desarrollo) Oportunidad principal para el desarrollo no convencional Por lo mismo PEP está analizando la capacidad actual y estado físico de la red de ductos de transporte existente, a fin de determinar los requerimientos de infraestructura adicional De esta manera se planificará de mejor manera la construcción de infraestructura adicional de transporte y procesamiento antes del desarrollo masivo de los recursos no convencionales en los plays identificados 11

12 La innovación y tecnología juegan también un papel fundamental en los hidrocarburos no convencionales Innovación y tecnología Beneficios Geociencias e ingeniería de yacimientos Perforación y terminación de pozos Software para geomodelado Mapeo de micro sísmica Caracterización de yacimientos e identificación de sweet spots Mejor impacto en las peras de perforación Automatización de equipos de perforación Mayores Trayectorias horizontales/ multilaterales Optimización de diseño de motores de fondo Perforación bajo balance Captura en tiempo real de imágenes de registros, dinámica y datos durante la perforación Uso de registros de calibración azimutal Flujo de trabajo más rápido para la entrega de modelos geológicos más precisos Mejor control sobre la longitud de las fracturas laterales, y por lo tanto, disminución de interferencia entre pozos Mejorar la habilidad para identificar la totalidad del intervalo productor del play, así como los canales de preferenciales de flujo dentro de las fracturas Reducción de costos y menor impacto ambiental Reducción de costos, incremento de eficiencia y más pozos Mayor cobertura y drenado de los yacimientos Mejor control de la trayectoria, mejores ritmos y eficiencias de perforación Mejora en los ritmos de penetración de la barrena Mayor confiabilidad en la detección y determinación del ángulo de fracturas naturales y mejora en las trayectorias de los pozos Mayor confiabilidad y optimización en la colocación de empacadores en pozos horizontales Estimulación y producción Fracturamiento hidráulico multietapas Diseño avanzado de apuntalantes sintéticos Fracturamiento multietapas en agujero descubierto Técnicas de simulación de yacimientos de pozos estimulados Maximizar producción Mayor estabilidad de las fracturas e incremento de la porosidad efectiva Incremento de productividad Mejora en la predicción de perfiles de producción y ritmos de agotamiento La EIA ha estimado que las nuevas tecnologías tienen el potencial de incrementar la producción anual de gas en 3 TCF y disminuir los costos en 18% 12

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