Desarrollo sustentable de gas convencional. Rejuvenecimiento y optimización de campos maduros. Desarrollo sostenido del No Convencional

Transcripción

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2 Nota Legal Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América ( Private Securities Litigation Reform Act of 1995 ). Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía ( forward-looking statements ) tal como se definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 ( Private Securities Litigation Reform Act of 1995 ). Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia, incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, sus resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se concretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que pueden ser difíciles de predecir. En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones. Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda, tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios, condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada Key information Risk Factors y la Ítem 5 titulada Operating and Financial Review and Prospects del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de Diciembre de 2014, registrado ante la Securities and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir. Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquen claramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán. Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares. 2

3 Principales desafíos de nuestro portafolio Rejuvenecimiento y optimización de campos maduros Desarrollo sustentable de gas convencional Desarrollo sostenido del No Convencional Apertura de nuevas fronteras de actividad exploratoria 3

4 Rejuvenecimiento y optimización de campos maduros Optimización de las operaciones Eficiencia operacional Racionalización de contratos y contratistas Optimización de la recuperación Caracterización de reservorio: modelos estáticos y dinámicos Intensificación de monitoreo Masificación de secundaria (water shut-off /water conformance) Proyectos de terciaria 4

5 Campos Maduros en Argentina Años en Producción (% de Bloques)* Entre 0-20 años Ente años 35 años 30% 26% + de 35 años Promedio de años de producción de los 10 principales yacimientos de Petróleo 44% Solo el 26% de los bloques producen hace menos de 20 años 20% Factor de Recobro en campos de petróleo de Argentina. Podría elevarse hasta un 35%. *Fuente: Wood MacKenzie, elaboración propia. Basado en los 60 campos principales de Argentina 5

6 Logramos revertir el declino y comenzar a crecer Gas (Millones de m3/día) Petróleo (Miles de barriles/día) % % vs 2011 vs * * * Incluye YSUR y P Hernández 6

7 En base a incrementos de Inversión y Actividad Inversiones Upstream (MUSD) Equipos de Perforación (#) +177% % end 3Q

8 Sin descuidar nuestras Reservas Incorporación Reservas de Petróleo Incorporación Reservas de Gas % 137% 155% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% % 176% 184% 200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% % % Incorporación (Mbbl) IRR (%) Incorporación (Mm3) IRR (%) 8

9 y al esfuerzo de mucha gente Headcount 58% Empleados Directos Empleados Indirectos 9

10 El crecimiento de los costos de E&P se ha debido principalmente a Operar & Mantener y servicios de operación TCAC % (USD) Impacto Promedio (14% 1 ) Impacto % costo total Impacto promedio es 1/7 del costo (todas las categorías tienen el mismo valor) TCA: tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR, Compound annual growth rate,) 10

11 Rejuvenecimiento de yacimientos maduros El ciclo de vida de un yacimiento se caracteriza por tres etapas principales: Crecimiento, plateau, y declino de la producción Mantener los niveles de producción durante el ciclo de vida requiere un buen conocimiento y la capacidad de controlar los mecanismos de recuperación involucrados. Producción diaria Pico Plateau AB C Extensión Optimización Recuperación areal y masificación y de terciaria vertical recuperación secundaria Declinación C B A 5 años 10 años Tiempo Comprobadas desarrolladas Comprobadas No desarrolladas Probables Posibles 11

12 Enfoque paso por paso Recuperación primaria Recuperación secundaria Recuperación terciaria Pozos Horizontales/ Alto-Angulo Minimizar daño de formación Completaciones Under balanced Efectivo control de arenas Estimulación/fracturas hidráulicas Optimización levantamiento artificial Mejora en la estrategia de completación Perforación Infill Inyección de agua Mejora de la Producción Aumentar la estimulación de pozos Recompletaciones Mejora de las instalaciones Perforación Step-out Inyección Gas - CO2 Inyección alternada agua y gas (WAG) Microorganismos (MEOR) Sulfactantes / químicos Polímeros Térmicos Reactivación de pozos inactivos Profundizaciones Workovers BES s 12

13 Factor de recobro FR (%) vs. OOIP - Mundial Recovery factor in the current portfolio world wide Cumulative oil in place (bln bbl) Promedio Campos operados YPF * Based on IHS data base 13

14 Mejora del factor de recuperación de crudo El aumento de 1% del factor de recuperación, representa ~500 MBbl, equivalente a 2,2 años de la producción de crudo de Argentina. Existe un gran potencial de incorporar reservas vía la mejora del factor de recuperación de los campos existentes. Fuente: Mackenzie, dato estimado de Argentina 14

15 Maduración y riesgo en proyectos EOR Objetivo Reducir las incertidumbres asociadas con los yacimientos y el riesgo económico V C D E 15

16 Principales Proyectos EOR en YPF Proyectos Mendoza Ejecución Desfiladero Bayo: Inyección de polímeros. La Ventana: Piloto nano esferas Conceptualización y definición Vizcacheras, papagayos: Inyección de polímeros, surfactante, nitrógeno, Formación Barrancas: Inyección ASP. Loma Alta Sur: Inyección de geles y polímeros Visualización Desfiladero Bayo Oeste: Inyección de polímeros Chachauen: SP Puesto Molina: Inyección de polímeros Proyectos Neuquén Ejecución Chihuido de la Sierra Negra: Single Well Test / ASP. Conceptualización y Definición Señal Picada: Inyección de Polímeros Visualización Aguada Toledo / Puesto Hernandez: Inyección de Polímeros Loma la Lata: Inyección de Metanol Medanito: ASP Proyectos Golfo San Jorge Ejecución Manantiales Behr- Grimbeek: Inyección de polímeros Conceptualización y Definición Cañadón perdido: Inyección de polímeros. Manantiales Behr Expansión polímeros, yacimiento El Trébol inyección de geles Visualización El Trebol: Inyección de polímeros Manatiales Behr Yac La Enramada: térmico Grimbeek: ASP Los Perales: Inyección de geles y polímeros, Cañadón Seco-Leon: Inyección de polímeros Loma del Cuy: Inyección de polímeros Pico truncado: Inyección de geles y polímeros 16

17 Mejora Factor de Recobro Caso: Grimbeek/Manantiales Behr Chubut S Centro de cuenca Flanco Norte N Cca. Del Golfo de San Jorge Santa Cruz Reservorios alojados en la Fm. El Trébol, Miembro San Diego o Complejo II AREA MANANTIALES BEHR Gbk Norte II Grimbeek se compone de 3 bloques separados por fallas E-O El Alba Valle El Alba Granson La Carolina Myburg Voster Escalante N. P. Castillo N. Grimbeek Cdón. Botella La Begonia San Diego Gbk Norte Gbk II Fuente: G. Pedersen, J.Jury, C.Bernhart, P.Vazquez

18 Caso: Grimbeek/Manantiales Behr Antecedentes [m3/d] [bar] En el año 2011 se realiza una campaña infill bloque Grimbeek II. La pobre respuesta de primaria y mediciones de presión indican un reservorio fuertemente depletado Bruta Neta Prod. Agua Iny. Agua # Pozos (eje derecho) Necesidad de represurizar el reservorio. Piloto de inyección de agua. 500 Retraso en la respuesta de secundaria en la zona piloto. Pone en duda la conectividad del reservorio y el éxito del plan de masificación de inyección Modelo estático con falta de conectividad y problemas durante la simulación dinámica. Marcada respuesta de Secundaria a fines del año FECHA Presión Simulada de Reservorio 0 Punto de Burbuja 18

19 Caso: Grimbeek/Manantiales Behr Mapa Base Objetivos Porosidad promedio Permeabilidad Promedio Grimbeek Norte II Grimbeek Norte Piloto de polímeros Grimbeek II Objetivos generales Definir todo el Ciclo de Vida del Bloque: Secundaria Terciaria Incrementar factor de recobro : Factor de recobro actual (primaria): 4% Incremental Secundaria 11% Incremental Terciaria 15% Factor de recobro Esperado: 30% Objetivos modelo de subsuelo Entender las heterogeneidades del reservorio críticas en cada proceso de recuperación. Obtener pronósticos sólidos de secundaria y terciaria. Generar planes de desarrollo por secundaria y terciaria para los bloques Grimbeek Norte y Norte II. Utilizar el modelo como herramienta para el control y optimización de la secundaria/ terciaria. 19

20 Caso: Grimbeek/Manantiales Behr Modelo del Proyecto Obtener un modelo 3D robusto del área Grimbeek que permita entender, optimizar y predecir la inyección de agua y los procesos de EOR (inyección de polímeros) Parámetros clave Definir unidades de flujo Mayor discretización vertical Conectividad lateral y vertical Geometría interna de los cuerpos Polaridad (orientación) Modelos Conceptuales Canales simples m Canales Multilaterales m Canales Amalgamados m Jerarquías Reservorio Correlación y Modelado Sa de San Bernardo (Área Codo Río Senguer) Modelo 3D 20

21 Caso: Grimbeek/Manantiales Behr Modelo Estático Respuesta de secundaria La distribución de propiedades petrofísicas basadas en un modelo de facies ajustado logra identificar las principales vías por donde se moverá el agua. Esto nos permite obtener una predicción servirá de herramienta para el control y optimización de la secundaria / terciaria S4 C10-20 Simulación de lineas de flujo ( streamlines ) pozos inyectores zona piloto de polimeros Se observó que el agua se mueve por el centro de la faja de canal y principalmente por los ciclos superiores de mayor espesor y mejores propiedades petrofísicas. K Fuente: J. Jury, G. Pedersen,

22 Caso: Grimbeek/Manantiales Behr Modelo Estático Interacción con simulación dinámica Ciclo S4 Las lineas de flujo muestran como la distribución de inyección esta fuertemente controlada por uno de los ciclos principales (faja de canal de mayor espesor y continuidad). 22

23 Conclusiones Los hidrocarburos seguirán siendo la principal fuente para satisfacer la creciente demanda global de energía en los próximos 50 años. Durante los próximos años el declino natural de la producción de los proyectos existentes deberá ser compensado en parte con el aumento del factor de recobro. Existe un importante reto por delante para las compañías operadoras y de servicios para lograr maximizar la recuperación y reducir los costos de manera de incorporar nuevas reservas. El desarrollo tecnológico tendrá un rol muy importante en la búsqueda de la mejora del factor de recobro de hidrocarburos. Ciencias tales como la física, la química, la biotecnología y nanotecnologías deberán ser capaces de generar estos cambios. En YPF uno de los principales desafíos de E&P es lograr el rejuvenecimiento y optimización de campos maduros con foco en la excelencia de las operaciones y en la mejora de la recuperación de hidrocarburos 23

24 We usually find oil in new places with old ideas. sometimes, also, we find oil in an old place with a new idea, but we seldom find much oil in an old place with an old idea. Several times in the past we have thought we were running out of oil whereas actually we were only running out of Ideas NUESTRA ENERGÍA Parke A. Dickey 24