dinámica del shale gas y esquemas de monetización...

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.

3

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

4

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

Copyright © 2014, Drilling Info, Inc. All right reserved. All brand names and trademarks are the properties of their respective companies. 5Copyright © 2014, Drilling Info, Inc. All right reserved. All brand names and trademarks are the properties of their respective companies. 5

Multi-Disciplinary E&P Data Management,

Visualization Predictive Software of the Future

and Deep Analytics

Serving 3,000+ customers,

including the top global

energy companies and

leading domestic E&P

organizations

UPSTREAM

Copyright © 2014, Drilling Info, Inc. All right reserved. All brand names and trademarks are the properties of their respective companies. 66

Contenido


• 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.


7

El boom del Shale gas y oil en EE.UU.

7

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

8

Revolución shale en EEUU

0

5

10

15

20

25

ene

02

, 20

04

may

02

, 20

04

set

02

, 20

04

ene

02

, 20

05

may

02

, 20

05

set

02

, 20

05

ene

02

, 20

06

may

02

, 20

06

set

02

, 20

06

ene

02

, 20

07

may

02

, 20

07

set

02

, 20

07

ene

02

, 20

08

may

02

, 20

08

set

02

, 20

08

ene

02

, 20

09

may

02

, 20

09

set

02

, 20

09

ene

02

, 20

10

may

02

, 20

10

set

02

, 20

10

ene

02

, 20

11

may

02

, 20

11

set

02

, 20

11

ene

02

, 20

12

may

02

, 20

12

set

02

, 20

12

ene

02

, 20

13

may

02

, 20

13

set

02

, 20

13

ene

02

, 20

14

may

02

, 20

14

set

02

, 20

14

ene

02

, 20

15

USD

/MM

BTU

HH WTI BRENT

Desacople de

precios

Fuente: EIA, 2015

9

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

10

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

11

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

12

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

13

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


15

Daily Rig Count for Major Shale Plays


16

New Drillinginfo INDEX

An indicator reflecting near future changes in production. February and March are

down slightly.


17

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.

18

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


19

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


20

Pick any of the following for breakeven prices

Fuente: Antero - Company Overview, March 2015

21

National Breakeven Costs


22

Contenido










23

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


Interpretación de sísmica y well-logging

24

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


25

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

26

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


27

Contenido










28

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

29

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

30

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 ….

31

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


Fuente: Energía a debate, 2014

32

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

33

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.


434 TCF ANP

34

Contenido










35

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.

dinámica del shale gas y esquemas de monetización...

Documents