Upstream, donde estamos, a donde vamos, cual es el desafio? Lic.. Daniel Alberto Kokogian. New Milestone Presidente

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Fernando Pablo Castillo Páez
hace 8 años
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1 Upstream, donde estamos, a donde vamos, cual es el desafio? Lic.. Daniel Alberto Kokogian New Milestone Presidente Buenos Aires, Mayo de ª Jornadas de Actualizacion Petroquimica

2 Reservas Probadas de Petróleo

3 El Mundo Reservas Probadas de Gas

4 Hay petróleo para siempre? El temido Oil peak D Des Decli F

11 Cual es el desafió? Incorporar m3 de petróleo por año Incorporar 2 tcf de gas por año o un Loma La Lata cada 10 años

12 Producción vs Consumo de Petróleo 1000 Argentine Oil Production and Consumption, Historical Data: EIA, 2005 and future estimated 900 Production declining at 5% / year M BOPD Consumtion growing at 4% / year Argentina Consumption M BOPD Argentina Production M BOPD Argentina Production Forecast Argentina Consumption Forecast

BOPD 500 400 300 200 100 Consumtion growing at 4% / year 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

13 Reserves and Oil Production Oil Prod. Vol. (MMm3) Oil Reserves Vol. (MMm3) Year Years Oil Production Vol. (MMm3) Oil Reserves Vol. (MMm3) 200.0

14 600 Reservas de Petroleo por Cuenca 500 Petroleo (MMm3) Cuenca AUSTRAL Cuenca NOROESTE Cuenca CUYANA Cuenca GOLFO SAN JORGE Cuenca NEUQUINA Año

15 Reserva Áreas Area CENTENARIO. Area ACAMBUCO. Area CAMPAMENTO CENTRAL - CAÑADON PERDIDO. Area PAMPA DEL CASTILLO - LA GUITARRA. Area MANANTIALES BEHR. Area SEÑAL PICADA - PUNTA BARDA. Area LOMA LA LATA - S. BARROSA. Area LA VENTANA. Area ENTRE LOMAS. Petroleo (Mm3) Año Area ESCALANTE - EL TREBOL. Area DIADEMA. Area VIZCACHERAS. Area CHI. DE LA SALINA (YBR). Area CUENCA MARINA AUSTRAL 1. Area BARRANCAS. Area 25 DE MAYO - MEDANITO S.E Area EL TORDILLO. Area HUANTRAICO. Area PUESTO HERNANDEZ. Area CHI. DE LA SIERRA NEGRA. Area ANTICLINAL GRANDE - CERRO DRAGON.

Petroleo (Mm3) 200000 150000 100000 50000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Año Area ESCALANTE - EL TREBOL. Area DIADEMA. Area VIZCACHERAS. Area CHI.

16 Oil Produced Oil Vol. [MMm3] Remaining reserves Jun-00 Dic Year Los 320.7MMm3 de oil se consumieron en 7 ½años, a partir de allí y hasta la actualidad se han consumido 389.3MMm3 adicionales y las reservas estimadas en Diciembre del 2008 fueron de 400.7MMm3.

6 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Jun-00 Dic-00 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 100.0 Year Los 320.

17 Gas Cual es el desafió? En ocasiones resulta difícil visualizar cómo y porqué se puede afirmar que la situación de las reservas de gas son, al menos, preocupantes. Trataremos aquí de aportar algunos datos con el objetivo de facilitar el análisis de la situación por cada uno de los lectores. Desde el año 1970 y hasta fines del año 2006 el país produjo 33,18 TCF de gas. Sin embargo 21,65 TCF de ellos los consumió en los últimos 15 años donde el consumo se disparó alentado por las distintas políticas puestas en práctica. De este modo, y con un aumento dramático en los últimos 3 4 años, llegamos a un consumo anual de 1,81 TCF en el Teniendo en cuenta que las reservas probadas del país alcanzan a 15.4 TCF (Figura 1) tenemos un horizonte de reservas de 8,5 años. Este es el marco general pero, para poder ponderar adecuadamente el desafío que tenemos por delante, trataremos de analizar con un poco más de detalle la evolución de las distintas regiones productoras.

Desde el año 1970 y hasta fines del año 2006 el país produjo 33,18 TCF de gas.

18 Reserves and Gas Production Gas Prod. Vol (BCF) Gas Reserves Vol. (BCF) Year Gas Production Vol. (BCF) Gas Reserves Vol. (BCF) Years

19 Reservas Gas por Cuenca 30,00 25,00 TCF 20,00 15,00 10,00 Cuyana San Jorge NorOeste Austral Neuquina 5,00 0, Año

20 Reservas Gas por Yacimientos 16 Reservas por Yacimiento Gas (TCF) Provincia de CHUBUT - Area ANTICLINAL GRANDE - CERRO DRAGON. Provincia de SALTA - Area AGUARAGÜE. Provincia de NEUQUEN - Area AGUADA PICHANA Provincia de TIERRA DEL FUEGO - Area CUENCA MARINA AUSTRAL 1. Provincia de SALTA - Area RAMOS. Provincia de NEUQUEN - Area LOMA LA LATA - S. BARROSA Año

Provincia de NEUQUEN - Area AGUADA PICHANA Provincia de TIERRA DEL FUEGO - Area CUENCA MARINA AUSTRAL 1.

21 Gas Vol. [BCF] Gas Produced Remaining reserves Jun-06 Dic Year Los BCF (reservas estimadas en 1992) de gas se consumieron en 13 ½años, a partir de allí y hasta la actualidad se han consumido BCF adicionales y las reservas estimadas a diciembre de 2008 fueron de BCF.

22 Argentina Madurez y Riesgo Exploratorio

23 Argentina Adición de Reservas

24 Distribución de Yacimientos para todas las cuencas

25 Cuencas no Productivas Riesgo Geológico y Madurez Exploratoria

26 Total de Pozos Perforados desde Total Pozos Total Pozos Productivos Improductivos Pozos Año

27 Pozos Exploratorios perforados desde 1992 Pozos Exploratorios (solos) Exploratorios Productivos Improductivos Pozos Año

28 Licitaciones 2006/08 : Inversiones Comprometidas Santa Cruz Chubut Neuquén Mendoza Salta La Pampa Río Negro San Juan La Rioja Córdoba Total US$ Fuente: Phoenix Oil & Gas

29 Licitaciones Areas por Compañías Cliveden/Ketzal/Kilwer 32 Oil M&S 10 Clear 2 EPSUR 4 Mizahar 3 REPSOL/YPF 6 Interenergy 6 CGC 5 Titán 4 Raiser 4 3Madalena 3 Argenta 3 Austrocam 3 Geodyne 3 Petrolífera 3 Petrobras 2 Pluspetrol 2 Oxipetrol 2 Werthein 2 No incluye Neuquén y 2008 Otras 7 Compañías 1 Fuente : Phoenix Oil & Gas

30 Algun analogo, algun pais con similares condiciones de madurez????

32 Canadá Productividad por pozo de gas

33 Que tenemos por delante? En los próximos años el mayor desafío del Upstream será el desarrollar sus actividades en un ambiente de mayor madurez, con condiciones operativas altamente limitantes ( menor productividad por pozo, altos cortes de agua, replanteo de la metodología de recuperación asistida, yacimientos nuevos de menor envergadura, etc.) La exploración, necesariamente, ira hacia áreas de mayor riesgo Debería incentivarse la participación de mas Operadores, triplicando o cuadruplicando los existentes. Deberían de estructura mas pequeña para operar eficientemente yacimientos marginales y/o puedan explorar en áreas con premios moderados. Implementación de la Operación de las Áreas Por profundidad, comenzando con la devolución de niveles profundos que no han tenido actividad exploratoria reciente. El desafío no es Empresa Privada versus Estatal, o Argentinizada sino Operadoras eficientes adaptadas a un ambiente de baja productividad por pozo y áreas maduras

34 Incentivo a la Exploración Implementación de políticas que permitan avanzar en la exploracion de objetivos no convencionales como las arenas de baja permeabilidad, los estratos carboniferos con metano y las arcillas con gas. Gas Plus,Petroleo Plus estan en ese camino, es suficiente? Pasar del actual esquema de retenciones con precio máximo para el petróleo, a un precio interno con descuento pero referenciado al WTI. En lugar de un precio máximo podría establecerse un porcentaje del WTI como techo. Por ejemplo, 80% del WTI. Se elimina la incertidumbre politica. En el caso del gas, alineación de los precios internos al valor regional, por ejemplo un 80% del valor que se paga a Bolivia. Generando un inmediato traspaso de recursos a reservas. Regalías variables (por precio, volumenes,calidad). Un área de Exploración no puede tener regalías mas altas que un área de Explotación. Esto es un desincentivo directo a la Exploración.

35 Marco Legal Nueva Ley de Hidrocarburos que deberá definir las Políticas del Área.,la cual a su vez deberia estar enmarcada dentro de una politica y estrategia para el area energetica. Esas Políticas, deberían estar focalizadas a lograr una Industria mas diversificada, con mayor numero de jugadores y apta para ser eficiente en un ambiente general de incremento de la madurez, tanto anivel pais como global.. El Estado debería fijar las Políticas y la Industria definir las Inversiones, en base a esas Políticas; por lo tanto, parecería ser altamente conveniente una.discusión abierta de las posibles alternativas entre todos los sectores involucrados. Es nuestra responsabilidad ante la Sociedad.

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