Viabilidad Económica de la Explotación de Vaca Muerta en

la cuenca NeuquinaLuciano Codeseira

9 de abril de 2013

Contenido

• Diagnóstico del sector y Antecedentes

• Objetivo y Metodología adoptada• Modelo• Resultados• Consideraciones Finales

Luciano Codeseira

Diagnóstico y Antecedentes

• Dependencia a los recursos fósiles. • Ritmo de desarrollo de las EERR.• Gas Natural: Puente entre petróleo y

EERR. • GNL? Cartel de Gas? • Shale gas • Shale oil

Luciano Codeseira

Antecedentes

197

167

126

220

170

240

24295

93

521 (164)

59

172

VACA MUERTA

LOS MOLLES

CHACOPARANAENSE

GOLFO SAN JORGE

AUSTRAL

World Shale Gas Resources ARI/EIA (2011)

Potencial del Shale gas en Argentina SE (2011)

El Shale gas en la Prov. de Neuquén DPHyE NQN (2011)

TOTAL PAIS

740

774

Luciano Codeseira

Diagnóstico

o Bajos precios en boca

de pozo ?

o Altos costos de

importación de

combustibles

o Bajas inversiones

Oportunidad para el desarrollo del Shale gas &

Shale oil

Luciano Codeseira

Objetivo y Metodología

• Play: Vaca Muerta.• Dividido en secciones o módulos homogéneos, que compartirán

determinados atributos petrofísicos, geoquímicos, accesibilidad a recursos como el agua, accesibilidad a ductos, caminos, entre otros.

• Diferentes curvas de distribución probabilística de cada atributo, perfiles de producción y escenarios de costos conforme la información disponible y mediante un estudio de campos análogos.

El reconocimiento de precios en boca de pozo permitirá aumentar las reservas de hidrocarburos no convencionales. La pregunta es:¿cuánto se incorporaría a diferentes sets de precios en boca de pozo? ¿Cuál sería ese precio?

Constituir una evaluación del potencial económico de Vaca Muerta por medio de un Análisis Espacial y mediante es uso de modelos estocásticos.

Antecedentes (Literatura - modelos)

Luciano Codeseira

Espesor Profundidad

COT Ro

Análisis espacial: Atributos del subsuelo

Luciano Codeseira

Análisis espacial: Atributos de superficieRutas y caminos Áreas Protegidas

Altura Pendiente

Cursos de Agua (Ríos)

Gasoductos

Luciano Codeseira

Análisis espacial: 12 Regiones

Luciano Codeseira

MódulosLa articulación de los módulos o modelos que integran el presente estudio busca abarcar todas las fases que involucran el desarrollo de los no convencionales, desde el potencial geológico hasta el flujo de fondos que comprenden las decisiones de inversión.

Módulo Geológico

Módulo Desarrollo Módulo Costos

Módulo Infraestructura

Producción

Precio

Módulo Balance Económico

Requerimientos:

AguaProppantsTransporte

HPLuciano Codeseira

Módulo Geológico: Modelo Ecuación de Schmoker

(1994)

Distribución probabilística del total de gas generado por Vaca

Muerta por región

Monte Carlo (1000 iteraciones)

Luciano Codeseira

Total 1776 tcf

Módulo Geológico: OGIP

Luciano Codeseira

Total 231 tcf

Módulo Geológico: TRR

Luciano Codeseira

Módulo Desarrollo1) Hyperbolic Rate Decline Function

2) Power-Law Exponential Rate Decline Function

3) Straight-Line Extrapolation

Luciano Codeseira

Módulo Desarrollo – Información de baseExperiencia Local

Campos Análogos

• Campaña de perforación. • Perfil de producción.• Consumo promedio de agua

por fractura.

• Perfiles de producción.• Extensión de laterales.• Cantidad de fracturas por pozo.• GOR

Luciano Codeseira

Ventana Petrolera

Ventana Gasífera

VM

Eagl

e Fo

rd P

lay

Vertical

Lateral < 4000 fts

Lateral 4000 < 5500 fts

Lateral 5500 < 7500 fts

Lateral > 7500 fts

#9 #10

#1 #2

#3 #4

#5 #6

#7 #8

Mayores Costos

Más Fractura

s

µ = 2 fracs

µ = 8 fracs

µ = 10 fracs

µ = 16 fracs

µ = 22 fracs

µ = 4 fracs

Luciano Codeseira

#1 #2

#3 #4

Módulo Desarrollo: Perfiles de Producción (I)

Módulo Desarrollo: Perfiles de Producción (II)

#5 #6

#7 #8

Módulo Desarrollo: Perfiles de Producción (III)

#9

#10

EUR 10yr ( #1) EUR 10yr ( #2) EUR 10yr ( #3) EUR 10yr ( #4)

EUR 10yr ( #5) EUR 10yr ( #6) EUR 10yr ( #7) EUR 10yr ( #8)

EUR 10yr ( #9) EUR 10yr ( #10)

Módulo Desarrollo: Estimación de Perfiles

Monte Carlo (1000 iteraciones)

Módulo Costos: CAPEX

Ej. Región D (2012)

Matriz de gastos y costos (Aij) • El Análisis Espacial de los recursos y requerimientos.

• Perfiles de producción de EAGLE FORD.

• Proyectos en Argentina.

Costo de capital: 1. Finding cost, 2. Drilling cost,3. Completion cost 4. Facilities cost

Módulo Balance Económico (I)

Precio de gas:Por iteraciones

sucesivas0 u$s /MMbtu

15 u$s /MMbtu

REGALIAS OPEX

año Pozos TC TOTAL BOE OIL NLGs GAS OIL NGLs Gas OIL NGLs Total Total Amortiz. Total IB Bimp Gcias Total Acumnro p well MM usd M bbls M bbls M bbls MM m3 u$s MMbtu u$s m3 u$s bbl u$s bbl MM usd MM usd MM usd MM usd MM usd MM u$s MM usd MM u$s MM u$s MM u$s MM u$s MM u$s

70 501 2012 51 $11.0 $561.7 3,929 3,025 280 99.95 12.6000 0.465008 70.00 50.00 46.48 211.75 13.99 272.22 32.67 0.01 $0.5 0.00 239.06 0.00 -322.68 -322.682 2013 88 $9.9 $869.6 8,610 6,630 613 219.05 12.6000 0.465008 71.40 51.00 101.86 473.37 31.28 606.51 72.78 0.02 $1.1 0.00 532.64 0.00 -336.91 -645.363 2014 120 $9.2 $1,108.3 13,702 10,551 976 348.60 12.6000 0.465008 72.83 52.02 162.10 768.40 50.78 981.28 117.75 0.06 $1.7 0.00 861.77 0.00 -246.44 -891.804 2015 160 $8.7 $1,399.7 19,907 15,329 1,418 506.46 12.6000 0.465008 74.28 53.06 235.51 1138.68 75.25 1449.44 173.93 0.11 $2.5 0.00 ##### 0.00 -126.68 -1018.485 2016 180 $8.7 $1,562.0 25,938 19,972 1,848 659.88 12.6000 0.465008 75.77 54.12 306.85 1513.28 100.01 1920.14 230.42 0.17 $3.2 0.00 ##### 0.00 124.52 -893.956 2017 200 $8.1 $1,615.6 31,607 24,338 2,252 804.13 12.6000 0.465008 77.29 55.20 373.92 1880.95 124.30 2379.18 285.50 0.25 $3.9 0.00 ##### 0.00 474.16 -419.807 2018 240 $7.7 $1,838.2 38,868 29,928 2,769 988.84 12.6000 0.465008 78.83 56.31 459.82 2359.28 155.92 2975.01 357.00 0.35 $4.8 0.00 ##### 0.00 774.99 355.198 2019 260 $7.4 $1,923.8 45,331 34,905 3,229 1153.28 12.6000 0.465008 80.41 57.43 536.28 2806.64 185.48 3528.40 423.41 0.47 $5.6 0.00 ##### 0.00 1175.63 1530.829 2020 280 $8.1 $2,256.1 54,741 42,150 3,900 1392.67 12.6000 0.465008 82.02 58.58 647.60 3457.02 228.46 4333.08 519.97 0.67 $6.8 0.00 ##### 0.00 1550.25 3081.07

10 2021 280 $7.8 $2,173.0 60,802 46,817 4,332 1546.86 12.6000 0.465008 83.66 59.75 719.30 3916.57 258.83 4894.70 587.36 0.87 $7.5 0.00 ##### 0.00 2126.86 5207.9311 2022 0 $0.0 $0.0 39,659 30,537 2,825 1008.97 12.6000 0.465008 85.33 60.95 469.18 2605.75 172.20 3247.13 389.66 0.57 $4.9 0.00 ##### 0.00 2852.57 8060.5012 2023 0 $0.0 $0.0 31,305 24,105 2,230 796.43 12.6000 0.465008 87.04 62.17 370.35 2097.99 138.65 2606.99 312.84 0.45 $3.9 0.00 ##### 0.00 2290.28 10350.7813 2024 0 $0.0 $0.0 25,709 19,796 1,832 654.07 12.6000 0.465008 88.78 63.41 304.15 1757.44 116.14 2177.74 261.33 0.37 $3.2 0.00 ##### 0.00 1913.23 12264.0114 2025 0 $0.0 $0.0 21,179 16,308 1,509 538.81 12.6000 0.465008 90.55 64.68 250.55 1476.69 97.59 1824.83 218.98 0.30 $2.6 0.00 ##### 0.00 1603.23 13867.2415 2026 0 $0.0 $0.0 17,247 13,280 1,229 438.79 12.6000 0.465008 92.36 65.97 204.04 1226.62 81.06 1511.72 181.41 0.25 $2.1 0.00 ##### 0.00 1328.18 15195.4316 2027 0 $0.0 $0.0 13,706 10,553 976 348.69 12.6000 0.465008 94.21 67.29 162.14 994.24 65.71 1222.09 146.65 0.20 $1.7 0.00 ##### 0.00 1073.74 16269.1717 2028 0 $0.0 $0.0 10,202 7,856 727 259.56 12.6000 0.465008 96.09 68.64 120.70 754.91 49.89 925.50 111.06 0.15 $1.3 0.00 813.03 0.00 813.18 17082.3518 2029 0 $0.0 $0.0 6,854 5,277 488 174.37 12.6000 0.465008 98.02 70.01 81.08 517.27 34.18 632.54 75.90 0.10 $0.8 0.00 555.69 0.00 555.79 17638.1319 2030 0 $0.0 $0.0 3,292 2,535 235 83.75 12.6000 0.465008 99.98 71.41 38.95 253.43 16.75 309.12 37.09 0.05 $0.4 0.00 271.57 0.00 271.62 17909.75

GAS

IMPUESTOS FFCCPrecios IngresosProducciónCAPEX

Petróleo 70 u$s/bblNGL 50 u$s/bbl

Módulo Balance Económico (II)

Módulo Balance Económico (III)

7.5En MMm3día Total (2)

A B C D E F G H I J K L Total Total %2012 2 104 29 73 - - 59 - - - - - 267 0.7 90%2013 5 228 130 192 - - 113 - - - - 2 669 1.8 90%2014 11 363 527 382 15 - 259 - - - - 5 1,562 4.3 92%2015 24 528 1,176 627 35 - 360 - - 15 73 19 2,857 7.8 93%2016 37 691 2,274 1,116 96 - 666 - - 26 97 31 5,034 13.8 94%2017 54 844 3,359 1,528 205 - 1,019 - - 33 177 47 7,266 19.9 95%2018 68 1,040 4,159 2,023 260 - 1,496 - - 38 222 61 9,365 25.7 95%2019 90 1,214 4,878 2,683 339 - 2,083 - - 101 256 86 11,730 32.1 95%2020 116 1,467 6,762 4,125 569 - 3,322 - - 159 228 100 16,849 46.2 95%2021 157 1,631 8,253 5,342 798 - 4,426 - - 193 225 151 21,177 58.0 96%2022 97 1,070 4,925 3,083 448 - 2,517 - - 111 161 91 12,502 34.3 96%2023 75 843 3,833 2,361 342 - 1,919 - - 85 133 71 9,661 26.5 96%2024 63 691 3,170 1,937 281 - 1,571 - - 70 115 59 7,958 21.8 96%2025 52 569 2,667 1,634 240 - 1,334 - - 59 93 49 6,698 18.3 96%2026 44 463 2,200 1,368 204 - 1,132 - - 50 77 41 5,579 15.3 96%2027 36 368 1,760 1,135 168 - 950 - - 43 55 34 4,548 12.5 96%2028 28 274 1,363 913 136 - 768 - - 37 36 27 3,582 9.8 96%2029 20 184 995 682 105 - 577 - - 26 18 19 2,626 7.2 96%2030 11 88 501 351 56 - 301 - - 13 9 11 1,342 3.7 96%

Notas:(1) El plazo se amplia respecto a la tabla 1 ya que se considera una continuidad de la actividad de al menos 10 años.(2) % de lo producido al precio de corte respecto al total extraíble.

Precio corteExtracción de gas natural por Región (MMm3 año)Años (1)

Resultados: Producción de GN (corte)

Resultados: Producción total GN x región

Resultados: Producción - comparaciones

50% respecto a el total producido en 2011

Sensiblemente menor al volumen estimado en el plan quinquenal 31 vs 44,2

Resultados: Pozos y fracturas

Total pozos 120

En 2021 TOTAL POZOS

766

2013 2021

Total fracturas 481 Total fracturas 5.958

Resultados: Fracturas

Resultados: Inversión Necesaria

Resultados: Requerimientos - Agua

Resultados: Requerimientos – Agua (II)

2021 60 MMm3 agua 24.000

Buenos Aires Mendoza1200 km

Resultados: Requerimientos - Camiones

T TT 23.500 camiones

T TT 16.500 camiones

Resultados: HP de Fractura y agente sostén

Eq. a 367 camiones

de 2500 HP por

semana

Eq. a 440 camiones

por semana

Consideraciones Finales 1. Desarrollo de tecnologías y proveedores nacionales 2. Perfeccionamiento de capacidades de operación de las

compañías operadoras y de servicios3. Adopción de tecnologías específicas y mayores niveles

complejidad en la logística y la cadena de abastecimiento de bienes y servicios para soportar altos niveles de actividad

4. Evolucionar hacia la generación de economías de escala que permitan disminuir costos

5. Evolucionar hacia una firme adaptación de estándares de gestión ambiental mas exigentes. La cuestión ambiental.

6. Fortalecer a la comunidad académica para formar los niveles de profesionales que se requerirán.

Consideraciones Finales 5. La cuestión ambiental.

Mal planteo de la cuestión de fracking – La comunicación

En “Separating Fact from Fiction in Shale Gas Development”, Energy Institute, University of Texas (2012)

Salas de cine vs centros de

estudio

Consideraciones Finales 5. La cuestión ambiental.

El potencial daño ambiental de la fractura hidráulica es cierto, no es una ficción de grupos ambientalistas.

Pero puede minimizarse!• El correcto manejo del agua,• El tratamiento del flowback y su deposición final en caso de ser necesaria, • La correcta integridad del pozo, con los adecuados niveles de

procedimiento, de calidad y de espesor de la cementación del pozo • La articulación logística apropiada para minimizar el tráfico de camiones.

Consideraciones Finales

Consideraciones Finales

Muchas gracias.-

Luciano Codeseira 15-56145388

codeseira.luciano@gmail.com