TGNO4 Transp. Gas del Norte
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Por Vaca Muerta, Bolivia tendrá que bajar precios
Las empresas que operan el campo argentino aceleran la producción del energético, lo que supone una baja en los costos que afectará a Bolivia, según expertos.
La explotación no convencional de hidrocarburos en la formación geológica de Vaca Muerta, Argentina, sumó esta semana un nuevo récord de etapas de fractura, lo que aceleró su producción de gas, bajó sus costos y, a futuro, obligará a Bolivia a competir en el mercado a precios más bajos, según el análisis de expertos.
La nueva marca de etapas de fractura se registró en el bloque Bajada del Palo Oeste, donde las petroleras alcanzaron 11 etapas en 24 horas, y superaron las 7,6 etapas en un día, alcanzadas hace un mes, reportó Río Negro.
Al respecto, el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, explicó que Argentina ya no necesita descubrir el shale gas (gas de lutitas) que hay en la cuenca neuquina, sino sólo producirlo, lo que hace que sus costos de producción bajen y, por lo tanto, el gas producido y ofrecido al mercado sea menos costoso.
Competir y bajar precios
“Para que el gas boliviano llegue al país vecino tiene que ir a competir con el precio bajo de Argentina. No estamos diciendo que no podrá competir, sino que ya no podremos tener precios elevados como antes, porque hay varios productores que extraen gas y cada vez son más competitivos, incluso pueden llegar hasta el nivel de Estados Unidos”, manifestó Ríos.
Eso significa que el gas de Vaca Muerta ahora puede llegar a Chile, Brasil, abastecer a la misma Argentina e incluso ser exportado a otros continentes mediante el Gas Natural Licuado (GNL).
“Esta competitividad sin duda le impacta a Bolivia porque el país tiene que ir a competir en el mercado argentino con este gas producido en Vaca Muerta, que ya no hay que descubrirlo y esa es la gran diferencia con el gas boliviano, que es competitivo, pero hay que descubrirlo. El efecto para el país será que los ingresos que se percibirán por la exportación van a ser menores, por los bajos precios”, sostuvo.
Agregó que luego de 2020, cuando concluya la cuarta adenda suscrita con el mercado argentino, en febrero de este año, la negociación que se haga será sobre la base de los costos de producción que tengan las empresas que operan en Argentina.
El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez coincidió al mencionar que las empresas que operan en Vaca Muerta, al igual que en el presal de Brasil, hicieron fuertes inversiones en tecnología y eso les permitió abaratar costos que cada vez vienen a ser menores.
“Para Argentina lo complejo ya pasó, por lo tanto, los precios de los costos tienden a disminuir y subir las ganancias de las petroleras; lo mismo sucedió con el presal al explorar las capas salinas para llegar al reservorio. En ese sentido, el gas boliviano tendrá que competir con los dos países que eran nuestros mercados y ahora son competencia”, dijo.
Velásquez recordó que a estas alturas lo ideal hubiera sido que los acuerdos que se anunciaron con Perú o Paraguay se hubiesen hecho efectivos hace cinco años, para estar en mejores condiciones a las negociaciones que se tendrán con Brasil y Argentina.
El experto consideró que las autoridades ya no pueden seguir con el discurso de que “Bolivia es el corazón energético de la región”, cuando la producción de Brasil está en crecimiento, lo mismo que la de Argentina, mientras que, en la actualidad, las reservas del país tienden a decrecer, puntualizó.
Potencial argentino
Campo Vaca Muerta es la principal formación de shale (tipo no convencional de gas) en Argentina. El campo está en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país, y tiene una superficie de 30.000 kilómetros cuadrados, de los cuales YPF posee la concesión de más de 12.000, según medios locales.
Reserva Los estudios realizados en el yacimiento permitieron confirmar que Vaca Muerta tiene un potencial para la obtención de gas de unos 308 trillones de pies cúbicos (TCF), además de contar con recursos importantes de petróleo.
Inversión La estatal YPF y Chevron, además de Total y Royal Dutch Shell en ocho años invirtieron 13.000 millones de dólares, sólo para la fase de exploración del campo.
Fuente Patagonia Shale
Las empresas que operan el campo argentino aceleran la producción del energético, lo que supone una baja en los costos que afectará a Bolivia, según expertos.
La explotación no convencional de hidrocarburos en la formación geológica de Vaca Muerta, Argentina, sumó esta semana un nuevo récord de etapas de fractura, lo que aceleró su producción de gas, bajó sus costos y, a futuro, obligará a Bolivia a competir en el mercado a precios más bajos, según el análisis de expertos.
La nueva marca de etapas de fractura se registró en el bloque Bajada del Palo Oeste, donde las petroleras alcanzaron 11 etapas en 24 horas, y superaron las 7,6 etapas en un día, alcanzadas hace un mes, reportó Río Negro.
Al respecto, el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, explicó que Argentina ya no necesita descubrir el shale gas (gas de lutitas) que hay en la cuenca neuquina, sino sólo producirlo, lo que hace que sus costos de producción bajen y, por lo tanto, el gas producido y ofrecido al mercado sea menos costoso.
Competir y bajar precios
“Para que el gas boliviano llegue al país vecino tiene que ir a competir con el precio bajo de Argentina. No estamos diciendo que no podrá competir, sino que ya no podremos tener precios elevados como antes, porque hay varios productores que extraen gas y cada vez son más competitivos, incluso pueden llegar hasta el nivel de Estados Unidos”, manifestó Ríos.
Eso significa que el gas de Vaca Muerta ahora puede llegar a Chile, Brasil, abastecer a la misma Argentina e incluso ser exportado a otros continentes mediante el Gas Natural Licuado (GNL).
“Esta competitividad sin duda le impacta a Bolivia porque el país tiene que ir a competir en el mercado argentino con este gas producido en Vaca Muerta, que ya no hay que descubrirlo y esa es la gran diferencia con el gas boliviano, que es competitivo, pero hay que descubrirlo. El efecto para el país será que los ingresos que se percibirán por la exportación van a ser menores, por los bajos precios”, sostuvo.
Agregó que luego de 2020, cuando concluya la cuarta adenda suscrita con el mercado argentino, en febrero de este año, la negociación que se haga será sobre la base de los costos de producción que tengan las empresas que operan en Argentina.
El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez coincidió al mencionar que las empresas que operan en Vaca Muerta, al igual que en el presal de Brasil, hicieron fuertes inversiones en tecnología y eso les permitió abaratar costos que cada vez vienen a ser menores.
“Para Argentina lo complejo ya pasó, por lo tanto, los precios de los costos tienden a disminuir y subir las ganancias de las petroleras; lo mismo sucedió con el presal al explorar las capas salinas para llegar al reservorio. En ese sentido, el gas boliviano tendrá que competir con los dos países que eran nuestros mercados y ahora son competencia”, dijo.
Velásquez recordó que a estas alturas lo ideal hubiera sido que los acuerdos que se anunciaron con Perú o Paraguay se hubiesen hecho efectivos hace cinco años, para estar en mejores condiciones a las negociaciones que se tendrán con Brasil y Argentina.
El experto consideró que las autoridades ya no pueden seguir con el discurso de que “Bolivia es el corazón energético de la región”, cuando la producción de Brasil está en crecimiento, lo mismo que la de Argentina, mientras que, en la actualidad, las reservas del país tienden a decrecer, puntualizó.
Potencial argentino
Campo Vaca Muerta es la principal formación de shale (tipo no convencional de gas) en Argentina. El campo está en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país, y tiene una superficie de 30.000 kilómetros cuadrados, de los cuales YPF posee la concesión de más de 12.000, según medios locales.
Reserva Los estudios realizados en el yacimiento permitieron confirmar que Vaca Muerta tiene un potencial para la obtención de gas de unos 308 trillones de pies cúbicos (TCF), además de contar con recursos importantes de petróleo.
Inversión La estatal YPF y Chevron, además de Total y Royal Dutch Shell en ocho años invirtieron 13.000 millones de dólares, sólo para la fase de exploración del campo.
Fuente Patagonia Shale
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
La experiencia tecnológica de Vaca Muerta exportada a EE.UU
Con tecnología de Vaca Muerta, las unidades de gas licuado abastecen a quienes carecen de conexión a la red. Ya hay instaladas en Pensilvania
La Argentina comenzó a exportar a los Estados Unidos unas estaciones de producción móvil de Gas Natural Licuado para abastecer a clientes no conectados a gasoductos, un proyecto desarrollado a partir de la experiencia en Vaca Muerta y que ahora se incorpora a la formación de hidrocarburos no convencionales de Marcellus.
Se trata de las estaciones denominadas Cryobox-Trailer que fueron embarcadas desde los puertos bonaereses de Zárate y San Nicolás, cuyas primeras unidades ya fueron instaladas en el noreste del estado de Pensilvania, desarrollados y fabricados por la empresa argentina Galileo Technologies en su planta del partido bonaerense de San Martín.
La empresa además de las estaciones de producción de GNL proveerá para su implementación en el yacimiento no convencional de Marcellus, una planta de regasificación, sistemas de compresión, isotanques del gasoducto virtual, el software, y al capacitación del personal técnico, y anticipa la inauguración en breve de una planta de ensamblado.
En los Estados Unidos, los equipos son operados por la empresa Edge Gathering, una compañía que tiene como accionistas a Blue Water Energy y a Galileo Global Technologies y que, a su vez, cuenta con un acuerdo de comercialización de servicios con NextEra Energy, considerada la mayor compañía de producción y distribución de energía de los Estados Unidos.
Esta tecnología fue desarrollada y testeada durante los últimos dos años en pozos no convencionales de Vaca Muerta y en pozos no conectados a los gasoductos operados por YPF, cuyo gas permitió alimentar a la central térmica mendocina de Anchoris, la primera no vinculada con gasoductos.
Marcellus es considerada la formación más grande de gas no convencional en los Estados Unidos, la cual es referencia tecnológica de los desarrollos que se están llevando adelante en Vaca Muerta.
Tras acondicionar y licuar el gas natural en los pozos, el sistema distribuye el combustible líquido a través de un sistema de Gasoducto Virtual que transporta el gas en isotanques criogénicos, lo que permite alcanzar comunidades rurales, centrales eléctricas para generación distribuida, bases de transporte pesado y las industrias que buscan suministro sin estacionalidad.
En el inicio reciente de sus operaciones, Edge entregó más 110.000 litros de GNL a su primer cliente Emera Energy Services, que permitió vincular el gas producido en la formación Marcellus a instalaciones del comprador en la Costa Este de Estados Unidos, a más de 500 kilómetros.
“Exportamos a Estados Unidos la tecnología de GNL que desarrollamos para Vaca Muerta”, afirmó Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Technologies al resaltar que “el aporte tecnológico a Edge –la empresa que opera con un socio local–, busca llevar el shale gas de Marcellus en una forma más competitiva y eficiente que los gasoductos”. El sistema, explicó, permite hablar de “gas de tercera generación o Gas 3.0, porque con GNL se acorta la distancia entre los pozos y los consumidores sin depender de gasoductos”.
Rio negro Energia
Con tecnología de Vaca Muerta, las unidades de gas licuado abastecen a quienes carecen de conexión a la red. Ya hay instaladas en Pensilvania
La Argentina comenzó a exportar a los Estados Unidos unas estaciones de producción móvil de Gas Natural Licuado para abastecer a clientes no conectados a gasoductos, un proyecto desarrollado a partir de la experiencia en Vaca Muerta y que ahora se incorpora a la formación de hidrocarburos no convencionales de Marcellus.
Se trata de las estaciones denominadas Cryobox-Trailer que fueron embarcadas desde los puertos bonaereses de Zárate y San Nicolás, cuyas primeras unidades ya fueron instaladas en el noreste del estado de Pensilvania, desarrollados y fabricados por la empresa argentina Galileo Technologies en su planta del partido bonaerense de San Martín.
La empresa además de las estaciones de producción de GNL proveerá para su implementación en el yacimiento no convencional de Marcellus, una planta de regasificación, sistemas de compresión, isotanques del gasoducto virtual, el software, y al capacitación del personal técnico, y anticipa la inauguración en breve de una planta de ensamblado.
En los Estados Unidos, los equipos son operados por la empresa Edge Gathering, una compañía que tiene como accionistas a Blue Water Energy y a Galileo Global Technologies y que, a su vez, cuenta con un acuerdo de comercialización de servicios con NextEra Energy, considerada la mayor compañía de producción y distribución de energía de los Estados Unidos.
Esta tecnología fue desarrollada y testeada durante los últimos dos años en pozos no convencionales de Vaca Muerta y en pozos no conectados a los gasoductos operados por YPF, cuyo gas permitió alimentar a la central térmica mendocina de Anchoris, la primera no vinculada con gasoductos.
Marcellus es considerada la formación más grande de gas no convencional en los Estados Unidos, la cual es referencia tecnológica de los desarrollos que se están llevando adelante en Vaca Muerta.
Tras acondicionar y licuar el gas natural en los pozos, el sistema distribuye el combustible líquido a través de un sistema de Gasoducto Virtual que transporta el gas en isotanques criogénicos, lo que permite alcanzar comunidades rurales, centrales eléctricas para generación distribuida, bases de transporte pesado y las industrias que buscan suministro sin estacionalidad.
En el inicio reciente de sus operaciones, Edge entregó más 110.000 litros de GNL a su primer cliente Emera Energy Services, que permitió vincular el gas producido en la formación Marcellus a instalaciones del comprador en la Costa Este de Estados Unidos, a más de 500 kilómetros.
“Exportamos a Estados Unidos la tecnología de GNL que desarrollamos para Vaca Muerta”, afirmó Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Technologies al resaltar que “el aporte tecnológico a Edge –la empresa que opera con un socio local–, busca llevar el shale gas de Marcellus en una forma más competitiva y eficiente que los gasoductos”. El sistema, explicó, permite hablar de “gas de tercera generación o Gas 3.0, porque con GNL se acorta la distancia entre los pozos y los consumidores sin depender de gasoductos”.
Rio negro Energia
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
YPF BUSCA PERFORAR UN POZO EN VACA MUERTA EN 23 DÍAS
Desde la operadora argentina quieren bajar los 31 días que tardan en perforar un pozo en la cuenca neuquina y analizan distintos factores para alcanzar este objetivo.
La petrolera de mayoría estatal apunta a optimizar los tiempos de perforación y quiere reducir en 8 días de promedio los 31 que tarda en perforar un pozo en Vaca Muerta. La empresa apunta a reducir ese promedio en ocho días. Es otra clave para seguir bajando costos en shale.
A comienzos de julio un grupo de empresarios inversores extranjeros pisó suelo neuquino con el fin de conocer las oportunidades que ofrece la cuenca neuquina. En ese contexto, en el que visitaron la gerencia de No Convencionales de YPF en Loma Campana, donde participaron de una presentación en la que, entre otros objetivos a futuro, la petrolera adelantó que trabaja para bajar el tiempo de perforación de un pozo desde que empieza a hacerse la bodega hasta el momento previo al inicio de la fase de completamiento.
Según los registros consolidados de 2018, con la actual tecnología, mecánica y logística, YPF tarda 31 días en hacer un pozo. El objetivo presentado a los casi 40 inversores, entre los que había fondos de inversión, aseguradoras, banca privada y brokers, es que ese número se estandarice en 23 días, es decir, 8 días menos que el último umbral del proceso.
Para lograr el objetivo de bajar los tiempos en la etapa de perforación, YPF definió tres áreas que requieren ser sintonizadas para mejorar la productividad en la etapa en que llegan a los 2500/2700 metros de rama lateral por pozo: tasa de penetración (rate of penetration), tiempos planos (flat times) y tiempos no productivos (non-productive times), precisa la nota de Camilo Ciruzzi en LM Neuquén.
Cada una de esas fases implica una serie de factores clave que, una vez desarrollados por separado y unificados, deberían redundar en una mejora del proceso total de la etapa. En el caso de la tasa de penetración, los puntos son: una readecuación de la arquitectura del pozo que pasa de un ducto de 5 1/2 pulgadas a 6 3/4, mejora de las herramientas de perforación (la punta del tiro completa), que redundará en más espacio perforado en menor tiempo, optimización de la sala de soporte y flexibilidad en la geonavegación.
Los tiempos apuntan a la eficientización en la ejecución del casing de la nueva arquitectura de 6 3/4, puesta en marcha de las herramientas y backreaming (bombear y rotar la sarta de perforación),es decir no dejar de ejecutar ciertas tareas mientras se propician otras de forma simultánea (batch drilling).
Además buscan hacer más eficiente el trabajo en el NPT o tiempos no productivos, lo que implica el testeo de nuevos proveedores de herramientas de fondo en busca de las que mejor se adecúen a la operación (evitar la compra de servicio llave en mano a un solo proveedor), y por sobre todo, un concepto clave: lean execution. Se trata de una práctica corporativa que define una serie de principios y herramientas que eliminan desvíos en el management de un proceso y aumentan su velocidad. Básicamente, se trata de maximizar los resultados con el mínimo desgaste de recursos.
Cabe recordar que YPF ha conseguido algunos de los mejores indicadores de productividad en la cuenca neuquina y esto hizo que se encuentre al borde de alcanzar costos de los más competitivos del mundo, comparables a los que registran las empresas de Permian, en Estados Unidos.
Vaca Muerta News
Desde la operadora argentina quieren bajar los 31 días que tardan en perforar un pozo en la cuenca neuquina y analizan distintos factores para alcanzar este objetivo.
La petrolera de mayoría estatal apunta a optimizar los tiempos de perforación y quiere reducir en 8 días de promedio los 31 que tarda en perforar un pozo en Vaca Muerta. La empresa apunta a reducir ese promedio en ocho días. Es otra clave para seguir bajando costos en shale.
A comienzos de julio un grupo de empresarios inversores extranjeros pisó suelo neuquino con el fin de conocer las oportunidades que ofrece la cuenca neuquina. En ese contexto, en el que visitaron la gerencia de No Convencionales de YPF en Loma Campana, donde participaron de una presentación en la que, entre otros objetivos a futuro, la petrolera adelantó que trabaja para bajar el tiempo de perforación de un pozo desde que empieza a hacerse la bodega hasta el momento previo al inicio de la fase de completamiento.
Según los registros consolidados de 2018, con la actual tecnología, mecánica y logística, YPF tarda 31 días en hacer un pozo. El objetivo presentado a los casi 40 inversores, entre los que había fondos de inversión, aseguradoras, banca privada y brokers, es que ese número se estandarice en 23 días, es decir, 8 días menos que el último umbral del proceso.
Para lograr el objetivo de bajar los tiempos en la etapa de perforación, YPF definió tres áreas que requieren ser sintonizadas para mejorar la productividad en la etapa en que llegan a los 2500/2700 metros de rama lateral por pozo: tasa de penetración (rate of penetration), tiempos planos (flat times) y tiempos no productivos (non-productive times), precisa la nota de Camilo Ciruzzi en LM Neuquén.
Cada una de esas fases implica una serie de factores clave que, una vez desarrollados por separado y unificados, deberían redundar en una mejora del proceso total de la etapa. En el caso de la tasa de penetración, los puntos son: una readecuación de la arquitectura del pozo que pasa de un ducto de 5 1/2 pulgadas a 6 3/4, mejora de las herramientas de perforación (la punta del tiro completa), que redundará en más espacio perforado en menor tiempo, optimización de la sala de soporte y flexibilidad en la geonavegación.
Los tiempos apuntan a la eficientización en la ejecución del casing de la nueva arquitectura de 6 3/4, puesta en marcha de las herramientas y backreaming (bombear y rotar la sarta de perforación),es decir no dejar de ejecutar ciertas tareas mientras se propician otras de forma simultánea (batch drilling).
Además buscan hacer más eficiente el trabajo en el NPT o tiempos no productivos, lo que implica el testeo de nuevos proveedores de herramientas de fondo en busca de las que mejor se adecúen a la operación (evitar la compra de servicio llave en mano a un solo proveedor), y por sobre todo, un concepto clave: lean execution. Se trata de una práctica corporativa que define una serie de principios y herramientas que eliminan desvíos en el management de un proceso y aumentan su velocidad. Básicamente, se trata de maximizar los resultados con el mínimo desgaste de recursos.
Cabe recordar que YPF ha conseguido algunos de los mejores indicadores de productividad en la cuenca neuquina y esto hizo que se encuentre al borde de alcanzar costos de los más competitivos del mundo, comparables a los que registran las empresas de Permian, en Estados Unidos.
Vaca Muerta News
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Yops escribió:no se yo si vender las que tengo de ésta! ? manijeadas parece estar y mal rollos tecnical
no se cual es el problema puntual con el forista, pero TGN tiene luz propia y fundamento. Es un papel de inversion que en la larga te paga con creces
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
parece tenía razón Papu !!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
jabalina escribió:Gracias por sus envios Tecnicalpro.
SdS
Saludos Don jaba ..¿cómo va su mcjaba? cuente....
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Siphoning Sequence escribió:Gracias por la info, Tecnical.
No hay por que estimado
Saludos
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Siphoning Sequence
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Gracias por la info, Tecnical.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Mucho humo y ..
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Tecnicalpro escribió:El Gobierno nacional autorizó a la empresa YPF Sociedad Anónima a exportar gas natural a Chile, desde las áreas El Portón y Loma La Lata, en la Sierra Barrosa, ubicada en la Cuenca Neuquina.
Pasa por el gasoducto de exportación Gas Andes, cabecera TGN
Saludos
Excelente! Seguimos rascando todos los días la olla. Hoy pude llevar en 69,2 unos cientos de nominales.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Viruela escribió:Leí que se autorizó a YPF a exportar gas a chile. Eso pasa por TGSU O TGNO?
El Gobierno nacional autorizó a la empresa YPF Sociedad Anónima a exportar gas natural a Chile, desde las áreas El Portón y Loma La Lata, en la Sierra Barrosa, ubicada en la Cuenca Neuquina.
Pasa por el gasoducto de exportación Gas Andes, cabecera TGN
Saludos
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Leí que se autorizó a YPF a exportar gas a chile. Eso pasa por TGSU O TGNO?
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
jabalina escribió:Gracias por sus envios Tecnicalpro.
SdS
No hay por que estimado, espero que este mejor de salud.
Mis saludos
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Tecnicalpro escribió:Exportación del día de la fecha
Gracias por sus envios Tecnicalpro.
SdS
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