El modelo permite determinar: 1. Producción de Petróleo y Gas

2. Requerimientos de:

a.Cañería

b.Cemento

c. Agua

d.Químicos

e.Flow back

f. Agente sostén (Proppant / Arena)

g.Compresores para fractura

h.Equipos de Perforación

3. CAPEX

4. Recursos Humanos

PRODUCCION DE GAS y OIL

# pozos x año x sección

Mix Perfil Pozo i Lateral / PI / DI / b

Evolución del Pozo x año

#𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔𝒊 × 𝑷𝑰𝒊 × 𝟏 + 𝒃𝒊 × 𝑫𝑰𝒊 × 𝒕−𝟏 𝒃𝒊

𝑺𝒆𝒄𝒄𝒊𝒐𝒏 𝑿𝑰𝑰

𝒊=𝑺𝒆𝒄𝒄𝒊𝒐𝒏 𝑰

La fórmula que permite determinar la producción emplea información de varias matrices:

Matriz I: Cantidad de Pozos (por año y por sección)

Matriz II: Curva tipo por tipo de pozo

Matriz III: Progresión tipo de pozo por perforar

Método de Arps Se trata del método mas común de análisis de performance de un pozo en base a una tasa fija. Presentada por Arps (1945) asume un comportamiento del flujo migratorio del modo boundary-dominated flow behavior (BDF), una característica dominante en muchos reservorios.

MATRIZ 1: # POZOS

Año Sección I Sección II Sección III Sección IV Sección V Sección VI Sección VII Sección VIII Sección IX Sección X Sección XI Sección XII TOTAL

2012 - - - 58 - - 2 2 2 - - - 64

2013 - - - 117 - 2 2 8 12 - - - 141

2014 - - - 226 4 4 21 20 41 - - 1 317

2015 - - - 275 4 4 21 36 65 - - 1 406

2016 - - 4 439 12 16 72 42 82 - - 4 670

2017 - - 4 418 12 16 72 74 122 - - 4 721

2018 - - 8 429 12 16 136 84 122 - - 4 811

2019 - - 8 612 12 32 152 84 138 - - 8 1046

2020 - - 16 717 24 32 240 84 138 - - 8 1259

2021 - - 16 720 24 32 240 84 138 8 8 8 1278

2022 2 2 19 737 29 38 250 87 143 10 10 16 1343

2023 2 2 23 767 35 46 260 91 149 12 12 16 1415

2024 3 3 28 798 41 55 270 94 155 14 14 16 1491

2025 3 3 33 829 50 66 281 98 161 14 14 24 1576

2026 4 4 40 863 60 80 292 102 167 17 17 24 1670

2027 5 5 48 897 72 96 304 106 174 20 20 32 1779

2028 6 6 57 933 86 115 316 111 181 24 24 32 1891

2029 7 7 69 970 103 138 328 115 188 29 29 32 2015

2030 9 9 83 1.009 124 165 342 120 196 34 34 64 2189

Cantidad de pozos por sección y por año que se realizarán.

MATRIZ 1: # POZOS

Ubicación geográfica de las distintas secciones

MATRIZ 2: CURVA TIPO POR POZO

Se tomó como modelo Eagleford para pozos horizontales y Vaca Muerta para pozos verticales.

Con ello se determinan: PI - producción inicial

DI - tasa de declinación inicial

b - exponente hiperbólico

Se definen 10 perfiles:

5 de gas y 5 de oil En cada subgrupo hay:

1 vertical y 4 horizontal Los horizontales se diferencian en la longitud del brazo horizontal y la cantidad de fracturas.

Aplica a pozos de oil y de gas

MATRIZ 2: CURVA DEL TIPO DE POZO

MATRIZ 3: MATRIZ DE PROGRESIÓN – POZO TIPO PROMEDIO POR SECCION

Evolución por sección de los perfiles por tipo de pozo.

ESCENARIOS

• Escenario 1: status quo

Supone que toda la logística necesaria se logra mediante

camiones.

• Escenario 2: Acueducto

Supone la construcción de un acueducto que permite reducir

paulatinamente hasta un 86% la necesidad de movimiento del

agua mediante camiones, reservando estos para el acercamiento

final.

• Escenario 3: Tren

Sobre el escenario 2, supone la construcción y remodelación de

las vías férreas que permiten utilizar este medio de transporte

para la movilización de arena, cañería, cemento, compresores y

equipos de drilling.

IRE: 50%/84%

CASING CEMENTO

# pozos x año x sección

Long. de Casing [𝑀𝑡𝑠 𝑃𝑢𝑙𝑔. 𝑎ñ𝑜 ]

Perfil Pozo Prof. / Lateral

Casing Design

Cañería [𝑇𝑛 𝑎ñ𝑜 ]

Peso esp. casing x Diam.

Capac. Camión [𝑇𝑛 𝐶𝑎𝑚𝑖ó𝑛 ]𝑎ñ𝑜 𝑛

Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

Tiempo de viaje (4 d)

IRE: 50%/84%

ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)

ESCENARIO 3 (con tren)

Fórm. Volumen Cemento Anular

Cemento [𝑇𝑛 𝑎ñ𝑜 ]

Viajes [#/año]

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

(1)

(1) Variable exógena. La capacidad de los camiones varía con los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario

(2) (2)

AGUA QUIMICOS FLOW BACK

Fracturas [#𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎ñ𝑜 ]

Consumo Agua [𝑚3 𝑎ñ𝑜 ]

Evolu. de Cons. x frac x zona [𝑚3 𝑝𝑜𝑧𝑜 ]𝑎ñ𝑜 𝑛

Capac. Camión [𝑇𝑛 𝑐𝑎𝑚𝑖ó𝑛 ]𝑎ñ𝑜 𝑛

Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

Tiempo de viaje (4 d)

IRE: 30%/86%

ESCENARIO 1 (sin acueducto)

ESCENARIO 2 (c/acueducto)

Flow Back %

Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

No recuper. / FB %

V.quim. / V.Tot 1%

Consumo Quim. [𝑚3 𝑎ñ𝑜 ]

IRE: 30%/86%

(1) Variable exógena. La capacidad de los camiones varia con los años, como así también el consumo de agua por fractura. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario

(2) (2)

(1)

(1)

AGENTE SOSTEN (PROPPANT/ ARENA)

Fracturas [# 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠 𝑎ñ𝑜 ]

Consumo Arena [𝑇𝑛 𝑎ñ𝑜 ]

Consumo unitario [𝑇𝑛 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 ]

Capac. Camión [𝑇𝑛 𝑐𝑎𝑚𝑖ó𝑛 ]𝑎ñ𝑜 𝑛

Viajes [# 𝑎ñ𝑜 ]

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

Tiempo de viaje (4 d)

IRE: 48%/80%

ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)

ESCENARIO 3 (con tren)

(1) Variable exógena. La capacidad de los camiones varía con los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario

(1)

(2)

COMPRESORES PARA FRACTURA

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

Evolución de Potencia unitaria [𝐻𝑃 𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 ]𝑎ñ𝑜 𝑛

IRE: 40%/78%

ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)

ESCENARIO 3 (con tren)

Pozo piloto?

# pozos x año x sección

Pozo piloto 2 pozos/locación

12.000 HP/locación

Pozo desarrollo 8 pozos/locación

40.000 HP/locación

Potencia Sección I [𝐻𝑃 𝑎ñ𝑜 ]

NO SI

Potencia Sección XII [𝐻𝑃 𝑎ñ𝑜 ]

Potencia Sección II [𝐻𝑃 𝑎ñ𝑜 ] …

Equipos Sec. I [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]

Equipos Sec. XII [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]

Equipos Sec. II [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]

Sección I

Evolución de # de frac/día [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]𝑎ñ𝑜 𝑛

(1) Variable exógena. La potencia por unidad compresora para fractura y la cantidad de fracturas por día, varían en los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario

(1)

(2)

(1)

DRILLING

Camiones

[# 𝑎ñ𝑜 ]

IRE: 40%/78%

ESCENARIO 1 y 2 (sin tren)

ESCENARIO 3 (con tren)

Pozo piloto?

# pozos x año x sección

Pozo piloto 2 pozos/locación

6 EQ

Pozo desarrollo 8 pozos/locación

12 EQ

NO SI

EQ Sección XII [# 𝑎ñ𝑜 ]

EQ Sección II [# 𝑎ñ𝑜 ] …

Sección I

Evolución de # de pozos/día [𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑]𝑎ñ𝑜 𝑛

(1) Variable exógena. La potencia por unidad compresora para fractura y la cantidad de fracturas por día, varían en los años. (2) IRE: Impacto Reducción Escenario

(2)

(1)

CAPEX

Costo pozo base 2012 Modelo: sección IV (Loma Campana) de 9,6

Profundidad x sección

Accesibilidad x sección

Costo pozo demás secciones Entre 9 y 18 MMUSD

Componente 3 Completion

Componente 2 Facilities

Componente 1 F&D

Evolución del costo de F&D

Evolución del costo de F.

Evolución del costo de C.

Eficiencia gral. de la industria

Complejidad Profundidad,

accesibilidad para drilling, para

abastecimiento de agua y facilities existentes

Etapas de fractura

Costo Inicial por pozo

Apertura del costo

Evolución en el

tiempo

RECURSOS HUMANOS

Considerando la madurez de la Industria Argentina en el upstream y la

disponibilidad de la mayoría de la infraestructura requerida para

movilizar los insumos y productos de la actividad, se siguió un estudio

de EEUU (IHS Inc., 2012) para evaluar el impacto en el mercado laboral.

Se lo estableció relacionando los requerimientos de empleo a los

requerimientos de inversión.

Siguiendo la literatura se diferenció entre:

A) Empleo directo,

B) Empleo indirecto, y

C) Empleo inducido.

* IHS Inc. (2012) “America’s New Energy Future: The Unconventional Oil and Gas Revolution and the US Economy”

Variables y Supuestos Variable Fuente

Matriz 1 # pozos Entrevistas con empresas y proyección propia

Matriz 2

PI Eagleford / Vaca Muerta

DI Eagleford / Vaca Muerta

b Eagleford / Vaca Muerta

Long. brazo Eagleford / Vaca Muerta

# fracturas Eagleford / Vaca Muerta

Consumo de agua / fractura Entrevistas con empresas y proyección propia

Consumo de arena / fractura Entrevistas con empresas y proyección propia

Matriz 3 Velocidad de progresión de perfil de pozo Entrevistas con empresas y proyección propia

Diseño del casing Entrevistas con empresas

Variable Fuente

HP / locación Entrevistas con empresas y proyección propia

# fracturas / día Entrevistas con empresas y proyección propia

Profundidad pozo Provincia del Neuquén

Volumen Químicos / Volumen total Entrevistas con empresas y proyección propia

Flow back Entrevistas con empresas y proyección propia

% no recuperable del FB Entrevistas con empresas y proyección propia

Costo pozo / sección año 2012 Proyección propia

Evolución del costo del pozo Proyección propia

Capacidad / camión Proyección propia

Capacidad / tren Proyección propia

Impacto de escenarios para la movilización de insumos para la perforación y estimulación de pozos

Proyección propia

Variables y Supuestos (2 de 2)