Recursos y Reservas deGas Natural de Venezuela

Ing. Diego J. González Cruz

gonzalezdw@gmail.com

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)

• 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

… Que Ocurrió? (1 de 3)

Licencias otorgadas en 12 añosEn tierra Socios

Barbacoas PluspetrolBarrancas Repsol, Ahora PDVSASan Carlos PetrobrasTinaco PetrobrasTiznado 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 Petropars (Iran)Cardón Bloque III Chevron TexacoCardón bloque IV Repsol-ENI-PDVSAMoruy Bloque II Teikoku Petrobras (?)Urumaco Bloque I GazpromUrumaco Bloque II GazpromUrumaco Bloque III Gazprom

Plataforma Deltana

Petrosucre S.A. CVP (74%), ENI (24%)Petrolera Guiria CVP (64,25%, ENI (19,50%), INE Paria (16,25%)

Petrolera Paria, S.A. CVP (60%,SINOPEC (32,0%), INE Paria (8%)Bloque 2 Chevron PDVSABloque 3 Chevron Bloque 4 Statoil Total

Referencias:Informes de Gestión PDVSA varios añosAVIHAVPGMapas 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 Venezuela-cifra 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.

• 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.

Recursos y reservas

Recursos de Gas Natural Offshore Somero

Fuente: PDVSA

Prospectos de Gas Natural

Recursos de Gas Natural Offshore Profundo

Fuente: PDVSA

Prospectos de Gas Natural

73 + 74 = 147 tcf

Otras cifras!

98 tcf

Otras cifras!

Referencia: PDVSA, publicación Avance Socialista, febrero 2010

108 tcf

131 tcf en tierra

Prospectos de Petróleo y Gas Natural 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

Ref.: PDVSA Informe de Gestión 2010 – 1 Bpe=5.800 pc

195,1 tcftotales

36,3 tcfdesarrolladas

Apenas el 18,6%

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.

• 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

Implicaciones de la política en materia de gas

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)

• 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)

Estimados de consumo (2 de 3)

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

South America            Venezuela 0.65 0.71 9%  

178.9 11*

Colombia 0.37 0.31 (21%)   4.0 19Argentina 1,46 1.52 4%   13.4 774Brazil 0.36 0.66 45%   12.9 226Chile 0.05 0.10 52%   3.5 64Uruguay - 0.00 100%     21Paraguay - -       62Bolivia 0.45 0.10 (346%)   26.5 48

 

2009 Natural Gas Market1            (tillion cubic feet, dry basis)             

Proved Natural Gas Reserves2

(trillion cubic feet)

Technically Recoverable

Shale Gas Resources (trillion cubic

feet) Production ConsumptionImports

(Exports)

Referencia: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/* En las formaciones La Luna y Capacho (Ver apéndice A-3)

Ubicación de las shale gas en Venezuela

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

Una Aclaratoria Necesaria

Referencia: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf

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 (2)

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.

Una Aclaratoria Necesaria (y 3)

Conversión de gas metano en líquidos

Es un proyecto de 19.000 millones de dólares en Qatar

Oportunidades de Negocios – Shell en Australiahttp://www.energydigital.com/oil_gas/shell-prelude-

floating-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!

http://www.abc.net.au/pm/content/2011/s3222810.htm

Un barco de 488 m de largo

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

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

http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=newsarchive&sid=a4fBz4gIVgHE

Cada barco cuesta 5.000 millones de dólares

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 LGNInversión: $:4.700 MUS$; 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/

DJGC

Muchas GraciasMuchas Gracias

Diego J. González CDiego J. González CCaracas, 19 de octubre 2011Caracas, 19 de octubre 2011

gonzalezdw@gmail.comgonzalezdw@gmail.com