TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tecnicalpro]

Esta noticia fue publicada a fines de noviembre.
YPF ya perfora el súper pozo de Vaca Muerta
NEUQUÉN.
Tiene 32 cuadras de extensión. Costará 15 millones de dólares. Será el más largo de la Cuenca Neuquina.
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FEDERICO ARINGOLI
23 NOV 2017 - 00:00
YPF ya perfora el súper pozo de Vaca Muerta - Energía - Diario Rio Negro - rionegro.com.ar
Las mejoras en logística sirvieron para bajar costos. - Energía - Diario Rio Negro - rionegro.com.ar
Las mejoras en logística sirvieron para bajar costos. (Foto: Matías Subat)
Épocas que se extrañan en la operadora nacional cuando los equipos se multiplicaban en el campo. - Energía - Diario Rio Negro - rionegro.com.ar
Épocas que se extrañan en la operadora nacional cuando los equipos se multiplicaban en el campo. (Foto: Leonardo Petricio)
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federico aringoli
federico@rionegro.com.ar
Lo que parecía una aventura para los técnicos de YPF en Vaca Muerta, comenzó a hacerse realidad al ritmo del trépano de uno de los dos equipos que hay disponible en todo el país para perforaciones de más de 3 kilómetros de rama horizontal. Hace poco más de 20 días la petrolera estatal inició la perforación de su proyecto estrella: un pozo lateral de 3.200 metros.

La confirmación del inicio de la operación se conoció durante la presentación del CFO de la compañía, Daniel González, ante accionistas en Nueva York el pasado 9 de noviembre. De acuerdo a los planes oficiales, el que será el pozo más largo en la formación no convencional, debería estar listo para la segunda semana de diciembre.

Desde la operadora evitaron hacer comentarios sobre la marcha de los trabajos. La cautela es entendible teniendo en cuenta que la única experiencia similar, un pozo de 3.000 metros que completó Exxon (ver aparte), tuvo varios contratiempos que desde la petrolera nacional buscan evitar.

La inédita operación se planea desde mitad de año. Uno de sus impulsores fue el ahora vicepresidente de Upstream, Pablo Bizzotto, quien en los últimos años comandó la gerencia No Convencional de YPF.

El equipo de Bizzotto tuvo que rediseñar el modelo de perforación que utiliza la compañía para pozos de 1.500, 2.000 y hasta 2.700 metros de rama horizontal. Buscan establecer sí cruzando la barrera de los 3.000 metros, la roca generadora de la Cuenca Neuquina sigue multiplicando su productividad o, por el contrario, la medida de Vaca Muerta está antes de los 3 kilómetros de extensión.

Una de las variantes fue el espesor y diámetro de los casings. Hasta los 350 metros se utilizará tuberías de 13 3/8 pulgadas, mientras que hasta los 2.300 metros los tubos serán de 9 5/8 pulgadas. El caño de producción proyectado es de 5 1/2 pulgadas.

La perforación está planificada para que sea una “L” perfecta: 3.200 metros de profundidad y 3.200 metros de rama lateral, que será geonavegada en la zona de mayor productividad de la roca. Para extraer el gas y el petróleo se realizarán unas 40 etapas de fractura dispuestas a unos 80 metros entre si, algo que YPF modeló para todos su pozos no convencionales.

A diferencia de uno estándar, horizontal de 1.500 metros, de los que ya domina casi a la perfección la operadora de mayoría estatal, el nuevo proyecto planifica insumir unos 52.000 metros cúbicos de agua y 7.500 toneladas de arena y agentes sostén. Son datos que duplican los números tradicionales utilizados en la formación no convencional.

El objetivo de la inédita perforación es el petróleo de Vaca Muerta (shale oil). Por ese motivo la operación se desarrolla en Loma Campana donde la operadora tiene el mayor desarrollo de infraestructura no convencional en la provincia. La mayoría de los 576 pozos no convencionales en producción están dentro de ese yacimiento.

La inversión estimada para el súper pozo es 15 millones de dólares, casi el doble del promedio que tiene YPF para una perforación de 1.500 metros con 18 etapas de fractura. Lo que se extenderá más allá de la proporción son los tiempos de perforación que pasarán de unos 15 días, lo que lleva un pozo tipo, a los 42 días planeados para el proyecto en marcha.

La tecnología utilizada será plug and perf y el diseño se hizo sobre un pad de cinco pozos en línea, donde cuatro de ellos -de menor extensión- se extenderán en la dirección contraria al extra largo.

El antecedente más directo de la compañía tuvo epicentro en el yacimiento de shale gas El Orejano. En ese bloque, que desarrolla junto a Dow, consiguió un pozo de 2.715 metros de rama lateral desarrollado en un pad de seis pozos.

El 104 de El Orejano se perforó en 22 días. Se completaron 32 fracturas y no se utilizó el sistema “underbalanced drilling”, que permitió un ahorro cercano a los 500 mil dólares. Sin embargo para la nueva perforación se necesitó casi un cambio de paradigma que incluyó equipamiento de mayor potencia.

La compañía también informó de otro pozo, de 2.500 metros de rama lateral, en Loma Campana con una producción promedio de 1.070 barriles diarios de petróleo, una cifra comparable con las mejores perforaciones de otros campos no convencionales del mundo.

La duda a saldar es saber sí la costosa perforación permitirá mejores niveles de producción o si encontrará la saturación de la roca generadora.
Se realizarán 40 etapas de fractura y necesitará el doble de insumos que uno tradicional. Hasta ahora la apuesta más arriesgada la conserva Exxon con 3.000 metros.
En números u$s15 millones es lo que estima públicamente YPF que gastrá en la inédita perforación que llegará a Vaca Muerta.
40 etapas de fractura proyectan completar. Es el mayor número que se realizó hasta ahora.3.200 mts de rama horizontal tendrá el pozo.

Es la misma extensión que hay desde el monumento a San Martín, en Neuquén, hasta el balneario Río Grande.
El primer extra largo lo hizo Exxon con la dirección de la experta XTO
Hasta que YPF pueda anunciar que terminó su pozo extra largo -y que produce- el que más lejos habrá llegado en la geología de Vaca Muerta seguirá siendo la nortemaericana Exxon. El gigante petrolero, con la operación de su subsidiaria XTO, experta en shale, consiguió perforar y poner en producción un pozo de 3 kilómetros de rama lateral.

La operación se realizó en el bloque Los Toldos Sur 1 donde recientemente la compañía obtuvo una concesión no convencional. Tiene 3.000 metros horizontales y se terminaron 40 etapas de fractura. En ese área son socios de APASA, Tecpetrol y GyP.

Desde la firma anticiparon que tienen en carpeta otros tres pozos similares en el bloque Pampa de las Yeguas junto a YPF.

Desde la compañía no informaron sobre los costos de la perforación, sin embargo reconocieron que tuvieron inconvenientes para terminar la operación. Si bien no detallaron de qué se trató, “Río Negro Energía” pudo averiguar que la rama lateral debió ser reiniciada al menos dos veces por desmoronamiento.

En la industria también se mencionan otros inconvenientes técnicos en la que hasta ahora es la perforación más larga en la formación no convencional.

La ingeniería de los pozos extensos está muy desarrollada en Estados Unidos, sin embargo en el país apenas se realizaron las primeras experiencias. La falta de equipamiento fue anotada como uno de los contratiempos.

[victor]

[JohnWayne]

TODO UN CLASICO, APENAS ACHICA UN POQUITO, LOS FORRISTAS DESAPARECEN, SE QUEDAN COMO MUDOS... PORQUE SERÁ, TAN EXIGENTES SON ??
O SE CAGAAN TODOS ??

Che victor, estas al pe** todo el dia o te sentis solo que queres q la gente venga a escribir.... comprate un peluche.

[victor]

TODO UN CLASICO, APENAS ACHICA UN POQUITO, LOS FORRISTAS DESAPARECEN, SE QUEDAN COMO MUDOS... PORQUE SERÁ, TAN EXIGENTES SON ??
O SE CAGAAN TODOS ??

[hellboy]

9 ruedas lateral , es una bomba a punto de explotar.

y duplicando el volumen medio

[Periscope]

9 ruedas lateral , es una bomba a punto de explotar.

[Tecnicalpro]

Mas vale tarde q nunca tecnical:

para el panda.

En breve el panda clava el pasito de gangman style !!!

Al Panda se le estan dando todas desde que se asocio a TGN la pasa bomba

[slam]

Che se nota mucho la chatura extrema, todo pautadito

MAL. cuando terminen, anda a buscarlar

[Periscope]

Che se nota mucho la chatura extrema, todo pautadito

[Tony Stark]

quién llega primero, valo a 10 o tgn a 100?

Con que ambas lleguen a esos valores al 28-02 x mi conforme!!

[Tony Stark]

El Panda esta de fiesta en las ofinas de TGN

Mas vale tarde q nunca tecnical:

para el panda.

En breve el panda clava el pasito de gangman style !!!

[deportado]

tgn toro.jpg

[rojo]

muy buena noticia para las gasiferas la reduccion de tasa anual para pagar por debajo de la inflacion salio en el Cronista de hoy

[Tecnicalpro]

MODIFICAN REFORMA TRIBUTARIA Y ALLANAN INVERSIONES GASÍFERAS DE VACA MUERTA

Uno de los cambios en el proyecto oficial exime al gas natural de pagar al Impuesto al Dióxido de Carbono, que sumará más presión fiscal sobre las firmas petroleras.
El Gobierno modificó el nuevo Impuesto al Dióxido de Carbono (CO2) que sumará mayor presión tributaria a la industria petrolera.
Ahora, sin embargo, eximirá a los proyectos de gas natural y, de esta manera, les dio una excelente noticia a las empresas del sector, que estudiaban dar de baja inversiones para Vaca Muerta.

La confirmación de este cambio puntual en la reforma impositiva (modificado en el Congreso en comisión, que emitió dictamen) llegó el 13 de diciembre a través del ministro de Energía, Juan José Aranguren, en su discurso por el Día del Petróleo.

El ajuste en los subsidios para la producción de gas en la formación neuquina (ahora solamente el Estado pagará por los nuevos proyectos a partir de 2018 y no los que ya tenían algún grado de desarrollo) y la suma de cargas tributarias amenazaba con ser un golpe muy duro para las petroleras -según denunciaban-, que ahora será atenuado, consigna la nota de El Cronista.

El humor de los ejecutivos mejoró tras los anuncios, pero se tomarán un tiempo para evaluar qué impacto concreto tendrán en sus cajas y si deben redefinir proyectos de inversión.

De todas formas, el ex CEO de Shell Argentina comentó que se va a mantener el ajuste por inflación en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos, por lo que, excepto en caso de fuertes bajas en los precios internacionales del crudo, las naftas y el gasoil aumentarán trimestralmente en línea con la inflación (o aún más, ante subas del petróleo).

Entre enero y marzo del año que viene, las naftas tributarán un valor fijo de $ 6,73 por cada litro y el gasoil, $ 4,15, desde los actuales $ 6,21 y $ 4,07, respectivamente. A partir de la publicación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que elabora el Indec, se actualizará el impuesto y, en consecuencia, los precios en surtidores.

Aunque en el pasado Aranguren no estaba del todo seguro sobre la conveniencia de crear un nuevo gravamen, ahora lo defendió: "Una parte de ese tributo tiende a proteger el impacto que tienen los hidrocarburos fósiles en el clima". Esto va en línea con los objetivos mundiales para mitigar el cambio climático, a los que Argentina adhiere.

"Ahora se podrá contar con un impuesto fijo que tendrá un efecto anticíclico y no acompañará las subas y bajas de los precios del crudo", pronosticó el ministro.

Fuente http://vacamuertanews.com.ar

[Tecnicalpro]

El desafío de aprovechar la riqueza escondida en Vaca Muerta
La irrupción de una nueva conciencia colectiva global sobre el concepto ambiental y las consecuencias que puede acarrear a la vida sobre el planeta un desarrollo no sustentable han provocado el inicio de un cambio de paradigma energético arraigado durante más de un siglo y medio: el del protagonismo de los hidrocarburos (HC) en sus formas de carbón, petróleo y gas, que significan hoy más del 80% de la matriz energética mundial.

La gran difusión de consecuencias apocalípticas por un aumento de la temperatura en la Tierra y la convicción casi dogmática de que su causa principal es un subproducto de la combustión de origen fósil, el CO2, también llamado anhídrido carbónico, fueron suficientes para decidir avanzar hacia una matriz energética global sin HC.

La opinión pública mundial y gran parte del ámbito académico han asumido que el máximo responsable del cambio climático es el CO2 y, por lo tanto, los principales países han dictado el acta de defunción para los HC, al menos para quemarlos, ya que también son insumo en la industria química.

La única duda subyacente es en qué momento de este siglo ocurrirá. Ya hay múltiples teorías que comprenden plazos de entre 30 y 50 años a partir de ahora. En mi opinión, sería razonable pensar en una transición no inferior a 50 años, teniendo en cuenta que reemplazar el 80% de la producción energética actual a base de HC por energías que no emitan CO2, en particular de carácter renovable, es un desafío tecnológico y económico mayor que lleva implícitos intereses de peso que han influido en la longevidad de la era de los HC, no compatible con la revolución tecnológica de las últimas décadas.

En donde sí hay consenso es en considerar el gas natural el combustible estrella durante la transición hacia cero HC, por ser el menos contaminante y por las facilidades para su transporte en forma líquida o gas natural licuado (GNL) por barcos. Si bien nuestro país lo tiene en abundancia, deberemos manejar bien los tiempos, los costos y los condicionantes del mercado internacional para poder transformarlo en valor antes de que deje de tenerlo.

Vaca Muerta (VM) cuenta con un recurso gasífero de 583 TCF (unidad de volumen) cuando la demanda anual de gas en la Argentina no llega a 1,9 TCF e importamos el 30% de nuestras necesidades y prácticamente no exportamos.

Para tener una idea de los desafíos que plantearía un desarrollo razonable de la riqueza gasífera de VM asumiremos algunas hipótesis preliminares: del recurso se podrán extraer económica y técnicamente 250 TCF, aunque este volumen dependerá de la velocidad con que se extraiga, ya que con el tiempo los precios internacionales bajarán y alcanzarán niveles que harán inviable seguir produciendo; la demanda interna crecerá 2,5% promedio anual y consumirá 200 TCF en los próximos 50 años; la exportación regional accesible será de unos 25 TCF; la oferta de gas convencional disponible será de 30 TCF. Bajo estas hipótesis, al finalizar el período de transición quedarían bajo tierra 55 TCF sólo en VM, unos 100.000 millones de dólares, salvo que lográramos una competitividad tal que nos permitiera acceder al mercado mundial de GNL. Debemos tener en cuenta que no se están considerando en este ejercicio 110 TCF extraíbles de "otras" VM en territorio argentino, que podrían aportar 230.000 millones de dólares si tuvieran mercado.

La secuencia probable para colocar la producción del gas de VM bajo estas hipótesis sería entonces la siguiente: en cinco años las importaciones se reducirán al mínimo económicamente necesario para abastecer la demanda local. Es necesario aquí aplicar el concepto de "abastecimiento seguro a los menores costos" en vez de "autoabastecimiento a cualquier costo", en particular porque nuestra demanda de gas es de una estacionalidad muy marcada por la gran influencia del consumo residencial, que se multiplica hasta ocho veces en invierno con respecto al verano. Esto hace que si quisiéramos autoabastecernos los costos que finalmente pagaríamos serían muy altos, al tener que cubrir inversiones subutilizadas durante nueve o diez meses al año. Por tal razón sería más económico cubrir los picos estacionales con importaciones.

Una vez satisfecha de esa manera la demanda doméstica será necesario recuperar y desarrollar mercados en los países vecinos, en particular Chile, Brasil y Uruguay, y esto ocurriría entre el quinto y el décimo año, es decir, antes de 2028.

Finalmente, para poder colocar el remanente de 55 TCF, hacia 2030 deberíamos haber alcanzado la competitividad necesaria para exportar GNL. Esto significará producir gas en yacimiento a costos más bajos que en el resto del mundo, dado que nuestra ubicación geográfica implica fletes superiores a la media internacional.

Para implementar estas hipótesis y desarrollar en VM gas en 50 años, será necesario invertir 520.000 millones de dólares, que generarán una renta de 400.000 millones de dólares, asumiendo que se coloca la producción a un promedio de 3,6 dólares el millón de BTU.

La magnitud de estas cifras con alta probabilidad de ocurrencia nos obliga a no improvisar y a olvidarnos del cortoplacismo. La transición comprendería 11 períodos presidenciales a partir de 2023 y el impacto económico que producirán tanto la afluencia de capitales operativos como la utilización de la renta que percibirá el Estado -unos 200.000 millones de dólares- habla de la necesidad de acordar una política de Estado que garantice ese desarrollo. Descuidar el impacto provocado por un masivo ingreso de capitales, en gran parte en divisas, puede ocasionar trastornos a la economía y afectar las exportaciones por sobrevaluación de la moneda local.

Pero más importante aún es empezar a definir ya el destino de esa inmensa renta petrolera estatal que en los próximos 50 años podría aportarle al Estado entre 200.000 y 320.000 millones de dólares. Mal manejada, una renta de tal magnitud conduce a Venezuela, Libia o Nigeria. Para evitarlo, habría que establecer por ley que esa renta se "invertirá con fines específicos" y terminar así la manía irresponsable de destinarla en gran medida a gasto corriente.

Hay experiencias exitosas para adoptar, como las del Reino Unido y Noruega al descubrir los inmensos yacimientos del Mar del Norte. Nosotros deberíamos adecuar esas experiencias al caso de VM y, considerando las particularidades de nuestro país, crear por ley un fondo soberano con dos destinos específicos: infraestructura, para recuperar décadas de desinversión y lograr el nivel necesario que requiere el desarrollo de nuestro país, y conocimiento, para llevar la inteligencia de nuestra sociedad a los niveles de los países más avanzados del mundo. El desarrollo del conocimiento en una sociedad es el capital que más valoran las naciones exitosas. Comprende múltiples etapas y disciplinas, como la nutrición materno-infantil, la educación, las neurociencias, la tecnología, la innovación, la investigación, la creatividad, la nivelación a la academia global, etc. Todos temas que llevan implícitos tiempos e inversiones de tal magnitud que tornan el proyecto del conocimiento en transgeneracional.

Pero habrá que hacerlo antes de que el gas pierda valor en el mundo.

Fuente : http://www.lanacion.com.ar/2100876-el-d ... aca-muerta