Recursos y Reservas de
Gas Natural de Venezuela
Ing. Diego J. González Cruz
[email protected]
Caracas, 19 de octubre 2011
Los objetivos de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (1)
• Las actividades pueden ser realizadas directamente por el
Estado o a través de entes de su propiedad, o por personas
privadas nacionales o extranjeras con o sin la participación
del Estado.
• Es necesario explotar las reservas probadas de gas
natural…
• Debe Incrementarse las reservas de gas libre, para no
depender del gas asociado
• Se crea un ente con autonomía funcional denominado “Ente
Nacional del Gas”
… continua
Los objetivos de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos
• Los precios del gas natural y las tarifas de transporte y
distribución deberán atender a facilitar la recuperación
de las inversiones, a obtener una rentabilidad razonable
•
Con el fin de evitar conductas monopólicas, se prohíbe
que una misma persona realice o controle en una región
dos o más de las actividades de producción, transporte
o distribución
•
Dar prioridad a los proyectos de industrialización de los
hidrocarburos gaseosos que propendan a la formación
de capital nacional, a una mayor agregación de valor a
los insumos procesados y cuyos productos sean
competitivos en el mercado exterior.
(y 2)
… Que Ocurrió? (1 de 3)
• En más de 11 años solo se han concedido apenas 20 licencias (7 en
tierra, 7 en Paraguana y 6 en la Plataforma Deltana) y ahora esas
empresas están amenazadas de tener que ceder el 60% de sus acciones
al Estado
• La producción de gas natural, 90% asociada al petróleo, no se han
podido incrementar por la caída de la producción petrolera
• Cuando se promulgó la Ley la producción de petróleo era de 3.059.000
barriles diarios (b/d), y hoy no alcanza los 2.400.000 b/d
• La industria petrolera consume el 74,7% de la producción de gas, y está
en déficit, dejándole al mercado interno el 25,3%, donde también hay
carencias
• La Ley obligaba a PDVSA a dejar el monopolio de la industria del gas,
para permitir la participación del sector privado, al contrario, hoy la
situación monopólica es más crítica
Licencias otorgadas en 12 años
En tierra
Socios
Barbacoas
Barrancas
San Carlos
Tinaco
Tiznado
Pluspetrol
Repsol, Ahora PDVSA
Petrobras
Petrobras
Pluspetrol
Yucal Placer Norte
Total (69,5%), Repsol (15%), Inepetrol (10,1%), Otepi (5,4%)
Yucal Placer Sur
Total (69,5%), Repsol (15%), Inepetrol (10,1%), Otepi (5,4%)
Paraguana
Cardón Bloque II
Cardón Bloque III
Cardón bloque IV
Moruy Bloque II
Urumaco Bloque I
Urumaco Bloque II
Urumaco Bloque III
Petropars (Iran)
Chevron Texaco
Repsol-ENI-PDVSA
Teikoku Petrobras (?)
Gazprom
Gazprom
Gazprom
Plataforma Deltana
Petrosucre S.A.
Petrolera Guiria
CVP (74%), ENI (24%)
CVP (64,25%, ENI (19,50%), INE Paria (16,25%)
Petrolera Paria, S.A.
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
CVP (60%,SINOPEC (32,0%), INE Paria (8%)
Chevron PDVSA
Chevron
Statoil Total
Referencias:
Informes de Gestión PDVSA varios años
AVIH
AVPG
Mapas Petroguia
… Que Ocurrió? (2 de 3)
• El gobierno nacional reconoce que hay una falta de gas por tubería de
unos 2.000 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d)
• No están siendo abastecidos cabalmente los sectores eléctrico y
petroquímico, de allí la necesidad de importar gas por tubería desde
Colombia, y de consumir combustibles derivados del petróleo en exceso.
• El “ENAGAS” resultó ser una dependencia más del MENPET, sin
autonomía alguna para cumplir con el mandato de la Ley
• 12 años después de promulgada la Ley no se ha establecido alguna
empresa nueva para transportar gas metano por gasoductos y no se ha
otorgado ningún permiso para distribuir gas por tubería en las ciudades
… Que Ocurrió? (y 3)
• En Colombia, con menos experiencia en materia de gas, con una
producción de gas de solo 1.097 Mpc/d (Vs. 6.809 Mpc/d de Venezuelacifra oficial) hay 10 empresas productoras, 8 empresas de transporte, 20
empresas de distribución, y 43 permisadas para comercializar gas por
tubería (la mayoría también son distribuidoras)
• Los precios del gas natural y las tarifas de transporte y distribución, no
cumplen con lo establecido por la Ley, ya que son fijados unilateralmente
por el MENPET, están congelados y son tan bajos que no permitirían el
desarrollo del sector
• En materia de proyectos de industrialización de los hidrocarburos
gaseosos (petroquímica) no se ve progreso alguno, y mucho menos en la
formación de capital nacional.
Recursos y reservas
• Se han identificado Prospectos Exploratorios de gas natural de 196
billones de pies cúbicos o tcf (1012)
• El 50% se ubica Costa Afuera; en 2010 PDVSA ha publicado un mapa de
“Expectativas Costa Afuera” de por lo menos 108 tcf de gas libre
• Para convertir estos prospectos en reservas es necesario acelerar la
actividad de exploración y desarrollo
• La actividad exploratoria por gas natural libre hasta la fecha ha sido tímida,
por lo que los resultados exploratorios han sido muy modestos. En el área
del proyecto Rafael Urdaneta (Golfo de Venezuela) a la fecha se han
declarado 4 éxitos exploratorios en las áreas de Repsol-ENI
• Repsol-ENI deben realizar exploración adicional en el área, dado lo
extenso de la licencia (924,33 km2, mayor que el área del valle de Caracas)
• Gazprom debe acelerar su actividad en el nuevo bloque que le fue
otorgado cerca de Cardón IV.
Prospectos de Gas Natural
Recursos de Gas Natural Offshore Somero
Fuente: PDVSA
de GasProfundo
Natural
Recursos de GasProspectos
Natural Offshore
73 + 74 = 147 tcf
Fuente: PDVSA
Otras cifras!
98 tcf
Otras cifras!
108 tcf
Referencia: PDVSA, publicación Avance Socialista, febrero 2010
Prospectos de Petróleo y Gas Natural en tierra
131 tcf en tierra
Un estimado conservador de las reservas
de gas natural de Venezuela
Reservas totales 195,1 tcf (oficiales 2010):
Gas asociado 165,8 tcf (85%)
Gas libre 29,2 tcf (15%)
+ 165,8 tcf (100%) de gas asociado
- 29,8 tcf (18%) de gas que ha sido inyectado
- 47,1 tcf (28,4%) asociadas a crudos pesados y extra pesados
Se dispone de solo 88,9 tcf de reservas de gas asociado
(Sumadas a los 29,2 tcf de gas libre)
Resulta un importante volumen de 118,1 tcf.
El misterio de las reservas probadas no desarrolladas
195,1 tcf
totales
36,3 tcf
desarrolladas
Apenas el
18,6%
Ref.: PDVSA Informe de Gestión 2010 – 1 Bpe=5.800 pc
La política en materia de gas
• La política del gobierno no permite el desarrollo pleno de la
industria de este hidrocarburo
• En materia de exploración, producción, licuefacción y transporte
del gas natural se decidió que la empresa del Estado tenga la
mayoría accionaria y las decisiones en todas las actividades
• La política establece que no debe participar el sector privado
internacional de punta en materia de licuefacción, transporte y
distribución
• Es política la asociación con empresas estatales, las cuales en
su mayoría no tienen la tecnología, los recursos económicos ni el
know-how para acometer los proyectos y negocios, a la velocidad
y con el éxito económico que se necesitan.
Implicaciones de la política en materia de gas
• Las implicaciones para la industria y el desarrollo nacional, de la política en
materia de gas, están a la vista:
• El déficit del gas por tubería y en bombonas no se resuelve, con lo que no se
puede abastecer las industrias eléctrica y petroquímica
• Se incrementa el consumo de hidrocarburos líquidos (diesel y el fuel oil)
• Se tiene que importar gas
• No se incrementa la producción del gas en por bombona, con lo que hay que
reducir su exportación para atender el mercado interno
• Al incrementarse el consumo en el país de los productos exportables, se
reduce el ingreso de divisas, con lo que se perjudica la economía nacional
Y lo más importante: no se desarrolla el sector gas.
Las oportunidades
• El gas natural en Venezuela tiene supremacía en la matriz energética
secundaria
• Su producción ha estado asociada al petróleo, y su uso está dirigido en más
de 70% a las operaciones petroleras, en especial a la inyección para
recuperación suplementaria de petróleo y gas (y hay déficit de inyección)
• El resto va al mercado interno, principalmente a los sectores eléctrico,
petroquímico, siderúrgico, cemento, aluminio, comercial y residencial
• El gas metano para el mercado interno ha estado dirigido en un 73% al
centro-oriente del país (1.402 Mpc/d) y el 27% al occidente (515 Mpc/d)
• La situación actual es que ambos sectores están en déficit, siendo más crítica
en los estados occidentales Zulia y Falcón
De allí las oportunidades de utilizar todo el gas que pueda ser
producido, en especial el no asociado al petróleo
Estimados de consumo (1 de 3)
• En la matriz energética secundaria de Venezuela, para el año 2025 el gas
metano presenta un crecimiento del 4,87% interanual, para llegar a 7.400
Mpc/d (55% del mercado energético de Venezuela)
• El mercado interno de occidente podría consumir el 30%, es decir unos 2.200
Mpc/d, que puede ser suplido por el desarrollo de las reservas de Paraguana,
ello sin incluir los consumos de la industria, que serian cubiertos mayormente
con la producción de gas asociado en el Lago de Maracaibo y de la costa
Oriental del Lago
• El resto del M.I. (5.200 Mpc/d) puede ser suplido con el gas Costa Afuera de
Oriente y la producción de gas del Área de Anaco (Para hacer la estimación se
usaron los porcentajes de utilización de 1998, lo que representa un importante
desarrollo de todos los sectores, que hasta la fecha han estado limitados)
Estimados de consumo (2 de 3)
• PDVSA presentó estimados de consumos acumulados
hasta el 2023, de los principales sectores consumidores
de gas metano, que sumarian unos 45 tcf
• Adicionalmente están los requerimientos de gas natural
para la Faja (9 tcf), y los tradicionales (EyP, PQV,
industrial, comercial y residencial-unos 24 tcf también en
11 años)
lo que resultaría en consumos acumulados de 78 tcf, cerca de
19.500 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d).
Requerimientos de gas metano por sectores a 2023
tcf
Mpc/d
Eléctrico, por expansión termoeléctrica en 8.400 MW
15
3.736,0
Por el aumento de la producción en 2,3 Mb/d
11
2.739,7
Petroquímico, por aumento en la producción en 25 Mtma
10
2.490,7
Siderúrgico y aluminio, por incremento producción en 2 Mtma
6
1.494,4
Refinerías, por incremento de capacidad en 500 mb/d
3
747,2
Requerimientos Faja del Orinoco
9
2.241,6
Total nuevos requerimientos principales como combustible
54
13.449,6
Total requerimientos tradicionales combustible, EyP y PQV
24
6.000,0
GRAN TOTAL DE REQUERIMIENTOS
78
19.449,6
Estimados de consumo Mundial de Gas Natural
Sobre las “reservas” de Shale Gas
Shale gas en
Venezuela
Based on regional mapping and analysis of available
geologic data, the Maracaibo and Catatumbo onshore
basins in Venezuela contain the most prospective shale
gas plays in northern South America, holding an estimated
120 Tcf of risked shale gas in-place, Table III-1.
Technically recoverable shale gas resources are estimated
at approximately 30 Tcf. While a high proportion of these
two basins contain shale source rocks, significant areas
are immature for gas generation and/or are excessively
deep for exploration and production (over 5,000 meters).
Referencia: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf
Estimados de “reservas” de shale gas
Technically
2009 Natural Gas Market1
(tillion cubic feet, dry basis)
Production
South
America
Venezuela
Colombia
Argentina
Brazil
Chile
Uruguay
Paraguay
Bolivia
0.65
0.37
1,46
0.36
0.05
0.45
Consumption
0.71
0.31
1.52
0.66
0.10
0.00
0.10
Imports
(Exports)
Proved Natural Gas
Reserves2
(trillion cubic feet)
9%
(21%)
4%
45%
52%
100%
178.9
4.0
13.4
12.9
3.5
(346%)
26.5
Referencia: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/
* En las formaciones La Luna y Capacho (Ver apéndice A-3)
Recoverable
Shale Gas
Resources
(trillion cubic
feet)
11*
19
774
226
64
21
62
48
Ubicación de las shale gas en Venezuela
Una Aclaratoria Necesaria
The estimates of technically recoverable shale gas resources
represents a moderately conservative ‘risked’ resource for the
basins reviewed. These estimates are uncertain given the
relatively sparse data that currently exist and the approach the
consultant has employed would likely result in a higher
estimate once better information is available.
At the current time, there are efforts underway to develop more
detailed shale gas resource assessments by the countries
themselves, with many of these assessments being assisted
by a number of U.S. federal agencies under the auspices of
the Global Shale Gas Initiative (GSGI) which was launched in
April 2010
Referencia: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf
Una Aclaratoria Necesaria (2)
Risked Gas In-Place estimate is derived by first estimating the amount of ‘gas
in-place’ resource for a prospective area within the basin, and then de-rating that
gas in-place by factors that, in the consultant’s expert judgment, account for the
current level of knowledge of the resource and the capability of the technology to
eventually tap into the resource. The resulting estimate is referred to as the risked
gas in-place.
Determining the risked gas in-place consists of the following specific steps:
1. Conduct a preliminary review of the basin and select the shale gas formations
to be assessed.
2. Determine the areal extent of the shale gas formations within the basin and
estimate its overall thickness, in addition to other parameters.
3. Determine the ‘prospective area’ deemed likely to be suitable for development
based on a number of criteria and application of expert judgment.
4. Estimate the gas in-place as a combination of ‘free gas’ and ‘adsorbed gas’
5. Establish and apply a composite ‘success factor’ made up of two parts. The first
part is a ‘play success probability factor’ which takes into account the results from
current shale gas activity as an indicator of how much is known or unknown about
the shale formation. The second part is a ‘prospective area success factor’, which
takes into account a set of factors (e.g., geologic complexity and lack of access)
that could limit portions of the ‘prospective area’ from development. that is
contained within the prospective area.
Una Aclaratoria Necesaria (y 3)
The estimated technically recoverable resource base is one of the basic
metrics for quantifying the total resource base that analysts would use to
estimate future natural gas production. The technically recoverable resource
estimate for shale gas in this report is established by multiplying the risked gas-in
place by a shale gas recovery factor …
The basic recovery generally ranged from 20 percent to 30 percent, with some
outliers of 15 percent and 35 percent being applied in exceptional cases. The
selected recovery factor based on prior experience in how production occurs, on
average….
Production costs were not estimated for any of the basins. The costs of
production could be greatly impacted by a number of factors including the
availability of existing infrastructure, availability and cost of adequately trained
labor, availability and cost of equipment such as rigs and pumping equipment, the
geologic features of the fields within the play such as depth and thickness, and a
number of other factors that affect the direct costs of production.
Estimated production costs for each of the basins would also need to be
considered in order to estimate the potential future production of shale gas given a
future price.
Conversión de gas metano en líquidos
Es un proyecto de 19.000 millones de dólares en Qatar
Oportunidades de Negocios – Shell en Australia
http://www.energydigital.com/oil_gas/shell-preludefloating-liquefied-natural-gas-terminal
Some 110,000 barrels of oil equivalent per day of expected production from Prelude should
underpin at least 5.3 million tonnes per annum (mt/a) of liquids, comprising 3.6 mt/a of LNG,
1.3 mt/a of condensate and 0.4 mt/a of liquefied petroleum gas. The FLNG facility will stay
permanently moored at the Prelude gas field for 25 years, and in later development phases
should produce from other fields in the area where Shell has an interest.
El campo de producción y procesamiento en un barco!
Produccion de 3.6 millones de toneladas de LNG
anuales, ademas de 0,4 Mt/a de LPG y 1,3 Mt/a de
condensados: 110.000 bep/d. Total final 3.0 tcf
Un barco de 488 m de largo
http://www.abc.net.au/pm/content/2011/s3222810.htm
Conversión de gas metano en líquidos
“La Perla” producirá 120.000 barriles por día (b/d) de condensado, GLP y etano además de
140.000 (b/d) de productos derivados del proceso GTL (diesel, kerosene, nafta, jet fuel y
aceites lubricantes).
En Pearl se fabricará suficiente diesel para abastecer a más de 160.000 vehículos al día y
suficiente petróleo sintético al año para fabricar lubricantes para más de 225 millones de
vehículos.
Proyectos LNG en Europa
Cada barco cuesta 5.000 millones de dólares
http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=newsarchive&sid=a4fBz4gIVgHE
Industrialización del gas natural-Shell en Qatar
El proyecto Pearl GTL procesa 260.000 bep/d (listo en 2011-2012)
producirá diesel puro y kerosina, bases para lubricantes, nafta,
y parafina normal para detergentes. Costo de operación: 6 US$/bep
http://www.shell.com/home/content/aboutshell/our_strategy/major_projects_2/pearl/ships_first_products/
Industrialización del gas natural-Shell en Qatar
El proyecto QATARGAS 4 de LNG (70% Qatar/30%Shell)
Tiene una capacidad de 280.000 bep/d
Producirá 1.400 Mpc/d; 7,8 Mta de LNG y 70.000 b/d de LGN
Inversión: $:4.700 MUS$; costo de operación: US$/bep
El proyecto incluye 9 barcos entre 210 y 266.000 m3 c/u
http://www.shell.com/home/content/aboutshell/our_strategy/major_projects_2/qatargas/
Muchas Gracias
Diego J. González C
Caracas, 19 de octubre 2011
[email protected]
DJGC
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Oportunidades de Negocios – Shell en Australia