Desafíos de la exploración de hidrocarburos en Uruguay un enfoque multidisciplinario

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1 Desafíos de la exploración de hidrocarburos en Uruguay un enfoque multidisciplinario Ing. Santiago Ferro Jefe de Administración y contratos de Exploración y Producción ANCAP

2 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Desafíos Resumen Conclusiones

3 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Desafíos Resumen Conclusiones

4 Cuencas Sedimentarias de Uruguay

5 Cuencas de Shale Gas EIA Abril 2011

6 Cuenca Chaco Paranaense Cuenca Norte La Cuenca Norte de Uruguay está indicada como una de las cuencas con potencial de lutitas gasíferas en el Cono Sur.

7 Recursos mundiales de Shale Gas 21 TCF son años de consumo actual de Gas Natural en Uruguay 21 TCF son 326 años de suministro si el consumo de Uruguay fuera m 3 diarios.

8 Informe USGS

9 Informe USGS

10 SITUACIÓN EXPLORATORIA ACTUAL ONSHORE Petrina

11 Bacterias butanotróficas

12 Lutita del Devónico

13 Pozo Achar Estratigráfico Formación Cordobés: 160m Espesor de interés: 55 m TOC: de 2 a 6% Kerógeno: tipo I & II Ro%: 0.6 a 300 metros Alta fluorescencia UV Trazas de petróleo en areniscas del Devónico

14 Pozo Pepe Núñez

15 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Desafíos Resumen Conclusiones

16 DATABASE: ANCAP s OLD DATA

17

18 RONDA URUGUAY 2009 Qualification Bids Consortium formed by: 40% 40% Block 3: Operator YPF Block 4: Operator Petrobras 20% Submitted offers for blocks 3 and 4 Compromiso Exploratorio: Licenciamiento información sísmica 2D existente. Modelado geológico y geofísico sobre información existente. Valor: MMUS$

19

20 Ronda Uruguay II: Áreas ofrecidas

21 Ingresos ANCAP ($) Venta de PLIEGOS Ronda Uruguay 2009: 2 pliegos, US$ Ronda Uruguay II: 10 pliegos, US$ Venta de paquetes de información vieja: Onshore: US$ Offshore: ,51US$ Venta de sísmica 2D ANCAP 2011 Ingreso ANCAP: ,13US$ Venta de sísmica 2D multicliente (2002, 2007 y 2008) Ventas totales: ,75US$ Para ANCAP: ,92US$ Venta de otros acuerdos multicliente US$ Por contratos onshore y offshore 2 Contratos offshore 4 años: *2*4 = US$ 8 Contratos offshore 3 años: *8*3 = US$ 2 Contratos onshore 3 años: *2*3 = US$ TOTAL = ,56US$

22 RONDA URUGUAY II: RESULTADOS 11 empresas calificaron: APACHE, BG, BP, CEPSA, EDISON, EXXONMOBIL, MURPHY, SHELL, TOTAL, TULLOW OIL e YPF. Se recibieron 19 ofertas de 9 empresas: BP 3 BG 4 Consorcio CEPSA/MURPHY 3 Consorcio CEPSA/MURPHY/YPF 1 ExxonMobil 2 Shell 3 Total 1 Tullow Oil 2 8 bloques recibieron ofertas Hubo competencia por 5 bloques

23 Áreas Adjudicadas en la Ronda Uruguay II Áreas 6, 11 & 12 adjudicadas a BP Áreas 8, 9 & 13 adjudicadas a BG Área 14 adjudicada a TOTAL Área 15 adjudicada a Tullow Oil

24 RONDA URUGUAY II: RESULTADOS El trabajo exploratorio comprometido a realizar en los próximos 3 años es: 1 pozo en aguas profundas Km 2 de Sísmica 3D Km 2 de ElectroMagnetismo 3D 3.000Km de Sísmica 2D 130 muestras de subsuelo marino 13 estudios geológicos adicionales (oil seeps, inclusiones fluidas o interpretación y modelado de datos magnetométricos y gravimétricos) Procesamiento de los 6.294Km de sísmica 2D de ANCAP 2011 Procesamientos geofísicos especiales (AVO, migración en profundidad e inversión de trazas) sobre los 6.294Km de sísmica 2D de ANCAP 2011 Totalizan UT, lo que equivale a 1.562MMUS$.

25 INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN OFFSHORE

26 INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN OFFSHORE

27 SITUACIÓN EXPLORATORIA ACTUAL OFFSHORE

28 Incremento en el conocimiento offshore Sísmica 2D actual Sísmica 3D Electromagnetismo 3D Pozo en aguas ultra profundas

29 Sísmica 3D

30

31 31

32 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Desafíos Resumen Conclusiones

33 Introducción a los proyectos petroleros en aguas profundas Entornos más complejos para la exploración de petróleo y gas Inversiones necesarias de gran escala, incluso durante las fases de exploración y evaluación, donde la probabilidad de descubrir hidrocarburos es aún muy baja. Condiciones específicas (largas distancias a la costa, fuertes corrientes marinas, geología compleja, presencia de sal, altas presiones y temperaturas, profundidades de mas de 1500m) generan retos particulares a cada proyecto Los límites tecnológicos se superan con cada nuevo proyecto.

34 Inversiones en Aguas Profundas

35 Conceptos de desarrollo offshore

36 Jack/St. Malo

37 Na Kika

38 Dalia

39 La naturaleza de los proyectos en AP es de muy largo plazo La exploración y evaluación puede tomar 10 años o más. El plazo para apenas comenzar a recuperar la inversión de un desarrollo de petróleo puede ser de 10 años o más, y en el caso de un desarrollo de gas no asociado puede ser aún mayor. La recuperación de la inversión puede tomar más de 15 años (dependiendo de los costos y los precios del petróleo y gas), por lo tanto las condiciones fiscales deben ser atractivas para así incentivar la inversión. La optimización de costos es beneficioso para todas las partes Contratista, ANCAP y el Estado ya que incentiva mayor actividad aumentando así la probabilidad de hacer un descubrimiento, lo cual se traduce en mayor rentabilidad para proyectos exitosos. A mayor rentabilidad, mayor será la proporción de los ingresos para ANCAP y el Estado Uruguayo.

40 ETAPAS DEL LA E&P DE HIDROCARBUROS

41 Recompensa Flujo de fondos típico de un proyecto petrolero Compañía petrolera internacional Licenciamiento PDO Costos Ingresos Estado Tiempo Prelicenciamiento Exploración Desarrollo Producción Producción Secundaria Abandono 41/27

42 EJEMPLO DE CRONOGRAMA DE DESARROLLO

43 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Desafíos Resumen Conclusiones

44 SPE PP Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Análisis de riesgo y evaluación económica Definición de 3 prospectos, de diferente tipo y profundidad. Se consideró para cada uno la posible existencia de petróleo, gas natural seco y gas natural con condensado Simulación Monte Carlo para el cálculo de EUR, VAN, TIR y repago. Diferentes conceptos de desarrollo considerados para cada caso Árbol de decisión para el cálculo del VME en cada caso Chance geológica de éxito y tamaño mínimo económico Régimen Fiscal y Contractual vigentes Escenarios de precios de hidrocarburos

45 Evaluación técnica & económica de proyectos petroleros en el equipo de E&P de ANCAP Evaluación geológica y geofísica Perforación de exploración y desarrollo Costos de perforación Volúmenes y probabilidades Evaluación del reservorio Diseño infraestructura Suposiciones económicas Precios Tasas de cambio Inflación Impuestos Tasa de descuento Tarifas Regalías Reparto de profit Costos Reservas recuperables Calidad del reservorio Perfil de producción 45/27 Estimación de costos Cronograma Solución de transporte

46 3 PROSPECTOS SELECCIONADOS WD: 100m TD: 4150 Stratigraphic trap Reservoir: Neocomian Lacustrine fan Source rocks: -Devonian/Permian marine shales -Jurassic lacustrine shales Seal: shales of sin.rift sequence WD: 1300m TD: 4350 Stratigraphic trap Reservoir: Late cretaceus Turbidite Source rocks: - Jurassic lacustrine shales -Aptian marine shales Seal: Paleocene deep-water marine shales WD: 1200m TD: 5000 Structural anticline trap Reservoir: sandstones and conglomerates of sinrift Source rocks: -Devonian/Permian marine shales -Jurassic lacustrine shales -Aptian marine shales Seal: -break-up unconformity -Aptian marine shales

47 Definiendo el riesgo de un prospecto Estimar la probabilidad de éxito geológico para un prospecto asignando probabilidades a los factores geológicos claves necesarios para formar y preservar la acumulación de petróleo. Información usada en la evaluación de prospectos: gravimetría y magnetometría, sísmica 2D, 3D y 4D, pozos, electromagnetismo Requerimientos para la existencia de un sistema petrolero convencional: Roca generadora madura Expulsión Migración secundaria Acumulación en una trampa Retención P descubrimiento = P reservorio *P generadora *P migración *P sello *P trampa

48 PROBABILIDAD DE ÉXITO GEOLÓGICO

49 EJEMPLO DE CONCEPTO DE DESARROLLO Prospecto 1: Escenario Gas y Condensado

50 EJEMPLO DE CONCEPTO DE DESARROLLO Prospecto 1: Escenario Gas y Condensado

51 FLUJO DE FONDO DEL PROYECTO

52 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA (MMUS$) Ganancia Bruta (MMUSD) 100,00 Regalías 0,00% Cost oil (MMUSD) 60,00 IMPUESTO a la renta 25,00% Participación NOC 30,88% Profit Oil Estado 44,75% MMUS$ CAPEX, OPEX 60,00 60,00% Margen neto ANCAP 5,12 5,12% Margen neto contratista 11,46 11,46% Gobierno 23,43 23,43% 100,00 100,00% NOC Contratista Gobierno Ganancia Bruta 100,00 Regalías 0 0,00 Ganancia Neta 100,00 COST OIL 18,53 41,48 60,00 Total Profit Oil 40,00 6,82 15,28 Reparto Profit Oil 17,90 Ingreso imponible 22,10 Impuesto 1,71 3,82 25% 5,53 23,64 52,93 Flujo de caja bruto 23,43 5,12 11,46 Flujo de caja neto 23,43 23,64% 52,93% Parte 23,43% 12,79% 28,64% Tajada 58,56% Participación NOC 5,12 30,88% 5,12 28,64% 71,36%

53 VALOR MONETARIO ESPERADO (MMUS$)

54 SENSIBILIDAD EMV (MMUSD) Regression Coefficients Area (km2) 0,42 Oil Price (USD/bbl) Gross Pay Thickness (m) 0,37 0,36 GOR (scm/scm) OPEX (USD/BOE) -0,25-0,25 Net-to-Gross (fraction) 0,24 Porosity (fraction) 0,14 Hydrocarbon Saturation (fraction) Recovery Efficiency (fraction) P reservoir (fraction) Drainage Area (km2/well) P seal (fraction) 0,09 0,08 0,08 0,08 0,07 FVF (m3 res/m3 sup) -0,06 Regional Gas Price (USD/MMBTU) 0,05 Coefficient Value

55 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Desafíos Resumen Conclusiones

56 DESAFÍOS

57 ÍNDICE Situación Exploratoria Actual Onshore Situación Exploratoria Actual Offshore Ronda Uruguay II Características de Exploración y Desarrollos Offshore SPE PP: Risk Analysis and Economic Evaluation of Oil and Gas Prospects Offshore Uruguay Resumen Conclusiones

58 CONCLUSIONES Las cuencas sedimentarias de Uruguay son verdaderamente sub exploradas. Uruguay se abrió a la exploración de hidrocarburos tanto onshore como offshore desde A la fecha de hoy se han adjudicado 6 áreas onshore y 10 offshore. La Ronda Uruguay II fue un éxito internacionalmente reconocido, cambiando el orden de magnitud de las inversiones en exploración de hidrocarburos offshore. Los proyectos de aguas profundas presentan desafíos y complejidades únicas que obligan a superar los límites tecnológicos; implican enormes inversiones y son de largo plazo.

59 CONCLUSIONES Se analizó un ejemplo para el desarrollo de 3 prospectos offshore: Probabilidad de éxito económico 5% Serían rentables escenarios de descubrimientos de petróleo o gas y condensado, no así de Gas Seco. Reparto de beneficios del proyecto: 30% IOC, 14% NOC, 56% Estado. Precios de HC y volumen del reservorio son las variables que más impactan en la economicidad del proyecto Próximos años cargados de enormes desafíos

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