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

Upstream, donde estamos, a donde vamos, cual es el desafio? Lic.. Daniel Alberto Kokogian New Milestone Presidente Buenos Aires, Mayo de 2010 5ª Jornadas de Actualizacion Petroquimica

Reservas Probadas de Petróleo

El Mundo Reservas Probadas de Gas

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

Cual es el desafió? Incorporar 35.000.000 m3 de petróleo por año Incorporar 2 tcf de gas por año o un Loma La Lata cada 10 años

Producción vs Consumo de Petróleo 1000 Argentine Oil Production and Consumption, 1980-2005 Historical Data: EIA, 2005 and future estimated 900 Production declining at 5% / year 800 700 600 M BOPD 500 400 300 200 100 Consumtion growing at 4% / year 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Argentina Consumption M BOPD Argentina Production M BOPD Argentina Production Forecast Argentina Consumption Forecast

Reserves and Oil Production 60 500.0 Oil Prod. Vol. (MMm3) 50 40 30 20 10 14 14 13 9 9 10 10 9 9 9 9 9 10 11 10 10 10 10 9 11 11 11 450.0 400.0 350.0 300.0 250.0 Oil Reserves Vol. (MMm3) 0 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Years Oil Production Vol. (MMm3) Oil Reserves Vol. (MMm3) 200.0

600 Reservas de Petroleo por Cuenca 500 Petroleo (MMm3) 400 300 200 100 Cuenca AUSTRAL Cuenca NOROESTE Cuenca CUYANA Cuenca GOLFO SAN JORGE Cuenca NEUQUINA 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Año

350000 300000 250000 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) 200000 150000 100000 50000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 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.

350.0 300.0 320.7 34.6 Oil Produced Oil Vol. [MMm3] 250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 0.0 50.0 38.8 41.8 45.6 48.4 49.2 46.5 15.9-29.0-45.4-44.1-43.1-40.7-38.6 Remaining reserves -38.3-37.3-36.2-36.6 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 320.7MMm3 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.

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 2006. 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.

Reserves and Gas Production 2000.0 29500.0 1800.0 27000.0 Gas Prod. Vol (BCF) 1600.0 1400.0 1200.0 1000.0 800.0 36 34 31 25 25 21 19 19 20 20 18 18 18 17 17 14 12 10 9 9 9 8 24500.0 22000.0 19500.0 17000.0 14500.0 Gas Reserves Vol. (BCF) 600.0 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Year Gas Production Vol. (BCF) Gas Reserves Vol. (BCF) Years 12000.0

Reservas Gas por Cuenca 30,00 25,00 TCF 20,00 15,00 10,00 Cuyana San Jorge NorOeste Austral Neuquina 5,00 0,00 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Año

Reservas Gas por Yacimientos 16 Reservas por Yacimiento Gas (TCF) 14 12 10 8 6 4 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. 2 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Año

22000.0 Gas Vol. [BCF] 18000.0 14000.0 10000.0 6000.0 2000.0 19085.3 943.9 982.3 1077.3 1223.3 1309.3 1364.4 1498.3 1593.9 1623.6 1620.0 1788.1 1850.0 1821.3 389.3 Gas Produced Remaining reserves -1439.3-1801.2-1783.7-1713.1-2000.0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Jun-06 Dic-06 2007 2008 2009-6000.0 Year Los 19085.3BCF (reservas estimadas en 1992) de gas se consumieron en 13 ½años, a partir de allí y hasta la actualidad se han consumido 6737.2BCF adicionales y las reservas estimadas a diciembre de 2008 fueron de 14074.1BCF.

Argentina Madurez y Riesgo Exploratorio

Argentina Adición de Reservas 1907 2002

Distribución de Yacimientos para todas las cuencas

Cuencas no Productivas Riesgo Geológico y Madurez Exploratoria

Total de Pozos Perforados desde 1992 2000 Total Pozos Total Pozos Productivos Improductivos 1800 1600 1400 1200 Pozos 1000 800 600 400 200 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Año

Pozos Exploratorios perforados desde 1992 Pozos Exploratorios (solos) Exploratorios Productivos Improductivos 180 160 140 120 100 80 Pozos 60 40 20 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Año

Licitaciones 2006/08 : Inversiones Comprometidas Santa Cruz 101.822.200 Chubut 65.000.000 Neuquén + 100.000.000 Mendoza 452.114.500 Salta 256.535.000 La Pampa 27.000.000 Río Negro 572.000.000 San Juan 22.583.000 La Rioja 7.287.000 Córdoba 66.125.000 Total US$ +1.689.000.000 Fuente: Phoenix Oil & Gas

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 2003 2006 y 2008 Otras 7 Compañías 1 Fuente : Phoenix Oil & Gas

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

Canadá Productividad por pozo de gas

Que tenemos por delante? En los próximos 20 30 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

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.

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.