dinámica del shale gas y esquemas de monetización...
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Dinámica del shale gas y esquemas de
monetización en América Latina y el Caribe
Álvaro Ríos Roca
7-9 de Abril del 2015
Punta del Este, Uruguay
2
Contenido
• Breve presentación institucional Gas Energy Latín América y Drillinginfo.
• Breve análisis de la revolución shale en EEUU, los impactos regionales y
globales y el impacto del nuevo escenario de precios en esta industria
• Metodología a seguir: modelos predictivos, sweetspots, pozos piloto, factory
drilling y mejores practicas.
• Potencial, situación actual y dinámica de recursos shale en Latinoamérica y
El Caribe, y su potencial desarrollo analizando aspectos técnicos,
económicos, regulatorios y de mercado.
• Algunas reflexiones y conclusiones.
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Historia - Downstream
2005
Creación de GAS ENERGY
2007
Oficina Río de Janeiro,
Brasil – Sede GE
Oficina Lima, Perú
Establecimiento Sede GELA
en Santa Cruz, Bolivia
Oficinas asociadas:
Colombia, Argentina,
Uruguay, Chile y México
Establecimiento Sede
GELA en Lima, Perú
Oficinas asociadas:
Ecuador y Venezuela 2008
2009
2012
2013 -2015
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Oficinas y Bases
Oficinas Asociadas
Oficinas Principales y Técnicas
Oficinas Técnicas:
Bolivia y Perú: para atender
Argentina, Brasil, Chile,
Colombia, Ecuador, México,
Uruguay, Venezuela y otros
países en Latinoamérica.
Consultores Senior
Especializados:
En cada país
GAS ENERGY LATIN AMERICA (GELA)
es una empresa de consultoría y
asesoría empresarial, enfocada en
las áreas de petróleo, gas y
electricidad con actuación en toda
América Latina.
Alianza Estratégica
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Multi-Disciplinary E&P Data Management,
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and Deep Analytics
Serving 3,000+ customers,
including the top global
energy companies and
leading domestic E&P
organizations
UPSTREAM
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Contenido
• Breve presentación institucional Gas Energy Latín América y Drillinginfo.
• Breve análisis de la revolución shale en EEUU, los impactos regionales yglobales y el impacto del nuevo escenario de precios en esta industria
• Metodología a seguir: modelos predictivos, sweetspots, pozos piloto, factorydrilling y mejores practicas.
• Potencial, situación actual y dinámica de recursos shale en Latinoamérica y ElCaribe, y su potencial desarrollo analizando aspectos técnicos, económicos,regulatorios y de mercado.
• Algunas reflexiones y conclusiones.
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El boom del Shale gas y oil en EE.UU.
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Production shale 2014: Shale gas: 37.24 BPCD/día (7,46 MMBEPD )Shale oil: 3.67 MMBPD
Total shale oil + shale gas = 11.13 MMBEPDMexico y Venezuela crudo y gas convencional = 6.89 MMBEPD
2004 – 2014: + 160,000 pozos perforados (Argentina - 400 pozos en 4 años)Ahorros: Gas a 9 USD/MMBTU – 710.183 MMUSD
Petróleo a 90 USD/Bbl – 393.282 MMUSDAhorro total estimado: 1.103 billiones de USD en 10 añosAhorro promedio annual: 100 billiones of USD anuales
Beneficios
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Revolución shale en EEUU
0
5
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USD
/MM
BTU
HH WTI BRENT
Desacople de
precios
Fuente: EIA, 2015
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Efectos del desarrollo de shales en EEUU
• La generación eléctrica a gas sigue
desplazando al carbón.
• Energia eléctrica barata.
• Gas natural barato para industrias.
• Cambio de gasolina a gas natural barato
en el transporte.
• Materia prima para petroquímica barata
(metano y etano).
• Exportador de gas natural.
• Menores importaciones de petróleo.
SERVICIO MULTICLIENTE BOLIVIA
Ha permitido que las industrias sean más
competitivas lo que influye en la bolsa de valores
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Recursos Técnicamente Recuperables de Shale Gas
Fuente: EIA, 2015
Mundo
Recursos técnicamente recuperables de shale gas (TCF)
Argentina 802
Bolivia 36
Brasil 245
Chile 48
Colombia 55
México 545
Paraguay 75
Uruguay 2
Venezuela 167
Latinoamérica y El Caribe
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Abundancia del Shale Gas
Gas Natural Convencional
Recursos técnicamente recuperables de shale gas a 2013
Reservas de gas natural convencional por región 2013
Shale Gas
6,557 TCF
7,300 TCF43%
31%
8%
8%6% 4%
Medio Oriente
Europa y Eurasia
Asia Pacífico
Africa
EEUU y Canada
Latinoamerica
21%
15%
11%10%
9%
8%
8%
6%5%
4% 3%Otros
China
Argentina
Algeria
Estados Unidos
Canada
Mexico
Australia
Sudafrica
RusiaFuente: BP, EIA, ARI, 2014
R/P convencionales: 55 añosR/P no convencionales: 61 años
R/P convencionales + no convencionales: 116 años
Mejor Distribuido
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Punto de equilibrio para shales
Fuente: DrillingInfo, 2015
Precios Breakeven
Shales
(USD/Bbl)
Precios para desarrollar aguas profundas y crudo pesado
Precios para desarrollar ártico profundo y crudo extra-pesado
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Historical Rig Counts Compared with West Texas
Intermediate Spot Price
March 18: 1,157
March 18: $44.66
Fuente: Drillinginfo
14
Rig Count Selected Comparisons
Fuente: Drillinginfo
15
Daily Rig Count for Major Shale Plays
Fuente: Drillinginfo
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New Drillinginfo INDEX
An indicator reflecting near future changes in production. February and March are
down slightly.
Fuente: Drillinginfo
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Fracking Process: At what point does it become
feasible to begin or end fracking?
First, what do wells costs?
Second, what does fracking cost? What percentage of a well’s cost is completion
involving fracking?
Third, where does oil need to be to induce more drilling?
In the Bakken, for a 18,000 ft horizontal well (10,000 ft vertical + 8,000 ft lateral) after
you buy your acreage, it costs roughly $4-6 million to drill, and another $4-6 million to
complete (frac + drill out + artificial lift) plus another $500K for surface facilities (tanks,
treaters, lact, etc).
So all in, for a company that drills 100 of these wells per year and has their technique
and efficiency down to an art, it costs in the range of $8-12 Million per well in the
Bakken.
In the Eagle Ford it's around $6-8 Million per well.
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Haynesville AFE: $9.4MM
The total well cost is $9.4 million with a drilling
cost of $4.1 million (43% of total) and
completion cost of $5.3 million (57% of total) –
Drilling rig rate is $22,600/day with a total cost
of $904k or only 10% of the total cost - Fracture
stimulation cost of $2.8 million (30% of total)-
Well location preparation and roads cost $380k
(3-4 acres)
Only 14% of the well cost is for tangible
equipment
Fuente: Drillinginfo
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Eagle Ford Well Budget
• Based on a survey of operators in the region, drilling & completion cost per
well are ranging from $5.5 to $9.5 million. The wide variation for drilling
costs is dependant on such factors as the well's targeted depth, lateral
lengths, number of laterals, and the number of frac stages deployed. Below
we have provided a summarized estimate of both drilling and completion
costs in the region.
• Technology Driving Frac Costs Down in The Eagle Ford
• A majority of wells being drilled in the Eagle Ford are targeting depths
between 9,000 to 16,000 feet, with horizontal laterals ranging from 5,000 to
7,000 feet. Currently, target depths for E&P firms drilling for oil are greatest
in Live Oak County at 13,250 feet versus an average target depth of 11,550
feet across all counties drilling for oil.
• For natural gas, the target depths are largest in Karnes County at an average
of 16,200 feet versus the overall drilling average in the Eagle Ford of 12,800
feet. In aggregate, across all Eagle Ford counties, the targeted average
depth for drilling either oil or natural gas is 12,200 feet
Fuente: Drillinginfo
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Pick any of the following for breakeven prices
Fuente: Antero - Company Overview, March 2015
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National Breakeven Costs
Fuente: Drillinginfo
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Contenido
• Breve presentación institucional Gas Energy Latín América y Drillinginfo.
• Breve análisis de la revolución shale en EEUU, los impactos regionales y
globales y el impacto del nuevo escenario de precios en esta industria
• Metodología a seguir: modelos predictivos, sweetspots, pozos piloto, factory
drilling y mejores practicas.
• Potencial, situación actual y dinámica de recursos shale en Latinoamérica y
El Caribe, y su potencial desarrollo analizando aspectos técnicos,
económicos, regulatorios y de mercado.
• Algunas reflexiones y conclusiones.
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Necesidad de información geológica del shale – Información Compartida
• Se obtienen las propiedades geológicas de las
rocas con estudios como: gravimetría, sísmica
(2D, 3D, micro sísmica, 3-C y 9-C), pozos
exploratorios , registros de pozos, mapas
isopacos, entre otros.
Se obtienen los atributos del shale
Porosidad
Permeabilidad
Saturación
Profundidad
Espesor del reservorio
Carbono Orgánico Total (TOC)
Madurez Termal
Refractancia de la vitrinita (Ro)
Fracturas naturales de la roca (intensidad,
orientación, stress)
Datos de Pozos
Fuente: DrillingInfo, 2014
Interpretación de sísmica y well-logging
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Determinación de Sweet Spots
• Con datos de pozos (well
logs) y sísmica y de
producción de otras areas es
posible determinar mapas
con los sweetspots del shale
• Posteriormente se perforan
pozos pilotos para
determinar productividad
• Finalmente se entra al
factory drilling
Sweet spots Map with Normalized Engineering
Fuente: DrillingInfo, 2014
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Analogía geológica correlacionada
• Con datos correlacionados de producción y geología de Norteamérica se puede determinar
sweetpsots y iniciar pozos pilotos y llegar al factory drilling, lo que permite reducir
riesgos, costos y acelera el desarrollo de los recursos no convencionales en otras partes
del planeta
Cuenca neuquina con amplia información geológica
Mas de 12,000 penetraciones (well logs) y sísmicaFuente: GyP del Neuquén, 2014
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Mejores practicas con información compartida
¿Qué genera estadiferencia?
¿Por qué un operadorproduce más que otro, conel mismo nro. de pozos enla misma área?
Producción de varios operadores en una misma área
(Creaming curves)
GRADO D
Fuente: DrillingInfo, 2014
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Contenido
• Breve presentación institucional Gas Energy Latín América y Drillinginfo.
• Breve análisis de la revolución shale en EEUU, los impactos regionales y
globales y el impacto del nuevo escenario de precios en esta industria
• Metodología a seguir: modelos predictivos, sweetspots, pozos piloto, factory
drilling y mejores practicas.
• Potencial, situación actual y dinámica de recursos shale en Latinoamérica y
El Caribe, y su potencial desarrollo analizando aspectos técnicos,
económicos, regulatorios y de mercado.
• Algunas reflexiones y conclusiones.
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Shale gas en Latinoamérica y El Caribe
• Países que pueden tener avances y probablemente
lleguen a un buen nivel a muy largo plazo:
Argentina
Mexico
Colombia
Brasil
Chile
Países con Recursos técnicamente recuperables de shale gas (TCF)
Argentina
Bolivia
Brasil
Chile
Colombia
México
Paraguay
Uruguay
Venezuela
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Argentina
• Tiene varias rocas con recursos shale: Vaca
Muerta, Los Molles, Potrerillo, Neocomiano.
• Sin embargo, Vaca Muerta tiene amplia
información geológica y es un considerado como
un shale muy prolijo
• Existen varias majors junto a YPF y las
operadoras provinciales de energía que han
comprometido inversiones.
Fuente: YPF, 2014
A favor En contra
Excelente geología Inseguridad jurídica
Cuenta con tecnologíaPrecios fijados a dedo y no en función al mercado
Gran demanda MIControl de divisas / tipo de cambio
Participación de grandes players
Logística
Cuenta coninfraestructura bien desarrollada
Precio para GN: 7,5 USD/MMBtu –Petróleo: 84 USD/BBL
Potencial shale gas: 802 TCF EIA/ARI
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Avances en Vaca Muerta
Narambuena – Bajo
del toro
Bajada de Añelo, Bandurria,
La Amarga Chica
El Orejano –
Pampa de las
Yeguas I
Loma La Lata Norte -
Loma Campana
Vaca Muerta
DOW/YPF
CHEVRON/YPF
Principales actores en Vaca Muerta:
Otros ….
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México
• La apertura del sector hidrocarburífero a la
participación privada genera expectativas. Mexico es
atractivo para las inversiones.
• Mexico no tiene el nivel de información geológica ni
la calidad del shale de Vaca Muerta.
• Abastecimiento de gas natural de USA y los precios
son de mercado.
• Los precios están limitando las rondas de la ANH
Potencial shale gas: 545 TCF EIA/ARI
Fuente: Energía a debate, 2014
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Colombia
• Cuenta con regulación para la explotación de hidrocarburos,
para incentivar las inversiones.
• Majors presentes: Ecopetrol, ExxonMobil, Shell,
ConocoPhillips, aún en etapa exploratoria.
• Poca información geológica y se estima que en el periodo 2013
– 2016 se perforarán 18 pozos pilotos exploratorios.
• Los precios del petróleo y gas influirán en altamente en la
continuidad de las actividades.
• Demanda para gas natural existe.
Potencial shale gas: 55 TCF - EIA/ARI
según UPME
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Brasil
• Gran potencial estimado en las cuencas
Paraná y San Francisco. Escasa información
geológica.
• Inicios del 2013, Petrobras crea el Programa
Onshore de Gas Natural (PRON-GAS),
dirigido a exploración, producción y
monetización de GN convencional y no
convencional.
• La 12ava ronda en 2013, que licitaba lotes
para E&P de shale gas ha sido muy pobre en
atraer inversiones privadas.
• Mayoría de lotes a manos de Petrobras con
gran carga del Presal y sin recursos para
desarrollar
• Hay demanda en el mercado interno de gas
natural y precios son internacionales.
Potencial shale gas: 245 TCF EIA/ARI
434 TCF ANP
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Contenido
• Breve presentación institucional Gas Energy Latín América y Drillinginfo.
• Breve análisis de la revolución shale en EEUU, los impactos regionales y
globales y el impacto del nuevo escenario de precios en esta industria
• Metodología a seguir: modelos predictivos, sweetspots, pozos piloto, factory
drilling y mejores practicas.
• Potencial, situación actual y dinámica de recursos shale en Latinoamérica y
El Caribe, y su potencial desarrollo analizando aspectos técnicos,
económicos, regulatorios y de mercado.
• Algunas reflexiones y conclusiones.
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Algunas Conclusiones
• Los shales han llegado para quedarse y seguirán produciéndose en USA y Canadá (serán los marcadores
de precios de futuro).
• Los bajos precios están afectando inversiones y se vera disminución de actividad en perforación y
fracturamiento. Solamente las mejores áreas (sweetspots)con los best class operators sobrevivirán los
bajos precios y seguirán perforando y produciendo. Low cost, economies of scale and efficiencies son
la clave.
• Compartir información para mejorar costos y optimizar desarrollos es el camino a seguir en la
industria de los shales
• Vaca Muerta es un salvavidas para Argentina. Cambios en las reglas de juego son imprescindibles para
dinamizar la actividad.
• Mexico y Colombia se limitaran a realizar actividades exploratoria pero muy difícilmente llegaran al
factory drilling.
• Brasil esta en encrucijada y no se ve un impulso a los shales en el corto e mediano plazo
• Chile tendrá alguna actividad mínima en la zona Sur.