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LATINVE&P 2014 José Antonio Ruiz Jefe División de Seguridad y Mercado Hidrocarburos Ministerio de Energía, Chile
Colaboración Agencias de Hidrocarburos (14) § Obje%vo: dialogar sobre la problemá%ca y compar%r las experiencias entre
las agencias regulatorias de la región para fortalecer la ins%tucionalidad y el desempeño de las agencias.
§ Reuniones: i. Cartagena, Colombia (2012) ii. Punta del Este, Uruguay (2013) iii. Lima, Perú (2014)
§ DesaNos comunes: i. Perfeccionar los Contratos Petroleros. ii. Conflictos socio-‐ambientales para el desarrollo de hidrocarburos.
ü Relación con las comunidades locales (gobierno – comunidad – empresa). ü Ges%ón y licenciamiento ambiental/social. ü Ges%ón ambiental/social de la explotación de hidrocarburos no convencionales.
iii. Operaciones Petroleras en áreas protegidas. iv. Precios de Servicios => Incen%var la competencia en la ac%vidad de servicio.
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Exploración & Producción de Hidrocarburos en Chile: Situación Actual y Perspectivas
E&P de Hidrocarburos en Chile
§ Situación Actual: i. Fuerte reac%vación de las ac%vidades de exploración en la Cuenca de
Magallanes, gracias al ingreso de una serie de empresas dentro del marco de los Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) y a ENAP.
ii. Importante aumento en la producción de petróleo y disminución en la caída de la producción de gas.
§ Estrategia: ü Mejorar conocimiento recursos a nivel nacional. ü Avanzar en el conocimiento tecnológico para el desarrollo de reservorios no
convencionales en la cuenca de Magallanes. ü Analizar desarrollo de la infraestructura energé%ca. ü Analizar opciones de suministro de gas en Magallanes.
§ Definiciones: i. Corto Plazo: Otorgar áreas bajo la modalidad de negociación directa. ii. Mediano Plazo: Celebrar ronda de licitación de nuevos Bloques.
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Chile: Contexto General
§ Área: 756,096.3 km2 § Población: 17.402.630 § Población en Magallanes: 159.666 § PIB per cápita 2012: US$ 15.424 § PIB per cápita 2012 (PPP): US$ 18.419 § Crecimiento PIB Promedio 2010-‐2013: 5,1% § Inflación Anual Promedio 2010-‐2013: 3% § Tasa Desempleo 2013: 6,5% § Régimen Polí%co: Estado Unitario con Sistema
Presidencial. § Estructura Administra%va: 15 regiones, cada una
encabezada por un intendente designado por el presidente.
§ Presidente: Michelle Bachelet (2014-‐2018) § Países vecinos: Argen%na, Bolivia, Perú. § Primer país sudamericano miembro de la OCDE.
Situación Energética Nacional
§ Situación Actual: i. Alta dependencia de
hidrocarburos importados. ii. Producción domés%ca de
hidrocarburos concentrada en Magallanes.
iii. Preocupación por “carbonización” de la matriz.
iv. Precio GNL Regasificado: -‐ 2013: 9 US$/MMBtu -‐ 2014: 10 US$/MMBtu
§ Perspec%vas: i. Aumento par%cipación del gas en
la matriz. ii. Impacto posi%vo del eventual
desarrollo de hidrocarburos no convencionales en la seguridad de suministro.
Evolución Matriz Primaria
Evolución Producción e Importaciones de GN (MMm3)
ProducciónImportación GN
ArgentinaImportación
GNL
2005 2.294,00 6.145,80 -‐2006 2.258,20 5.541,00 -‐2007 2.116,10 2.383,50 -‐2008 2.042,00 766,2 -‐2009 1.988,70 869,3 508,32010 1.830,50 385,3 2.920,902011 1.530,00 115,2 3.948,502012 1.259,60 38,6 3.818,02013 970,6 26,8 3.673,0
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CUENCA DEL TAMARUGAL
CUENCA DE LOS SALARES Cuenca intramontana de compleja historia geólógica que incluye una sección marina Jurásica bien desarrollada depositada en un ambiente de trasarco.
CHILE
Recursos: Zona Norte
CUENCAS DE ANTEARCO Principalmente extendidas en el offshore de la zona central y sur de Chile. Pozos F presentó un flujo de 225.000 m3/d.; mocha 3 25,000 m3/d desde el Oligo-Mioceno y Lebu 2 82,060 m3/d desde areniscas basales del K En el piso oceánico además existe reservas de hidratos de metano
CUENCAS INTR-ARCO Principalmnente en el onshore de Chile en el valle central Solo alguna demostraciones de gas en la perforación de pozos, pobre calidad de la sísmica
CHILE
Recursos: Zona Centro
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CHILE
CUENCA DE MAGALLANES Descripción Exploración Resultados
Recursos: Zona Austral
Producción Histórica
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6000
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1949
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1959
1962
1964
1966
1969
1971
1974
1976
1978
1981
1983
1986
1988
1991
1993
1995
1998
2000
2003
2005
2007
2010
2012
m3
Producción Promedio Diaria de Petróleo
Geopark
D-‐R
ENAP
0
5
10
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20
25
1949
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1955
1957
1960
1962
1965
1968
1970
1973
1975
1978
1980
1983
1986
1988
1991
1993
1996
1999
2001
2004
2006
2009
2011
Millon
es de m3
Producción Promedio Diaria de Gas
Geopark
Gas D-‐R
Gas ENAP
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Reservorios convencionales de HC Y potencial CBM en carbones.
Reservorio tipo tight gas
Reservorios no convencionales tipo Tight gas, Shale Oil/gas Principales reservorios convencionales de la Cuenca
CUADRO ESTRATIGRÁFICO TIPO DE PLAY
Play No Convencional: Cuenca Magallanes
CEOP: Bloques & Contratistas y Resultados
Bloque ContraIstas Status & Resultados
Dorado Riquelme ENAP, Methanex 2do PE – Producción Comercial
Fell Geopark Explotación – Producción Comercial
Coirón PAE, ENAP Explotación – Producción Comercial
Tranquilo Geopark Explotación – 4 Descubrimientos
Otway Geopark Explotación – 2 Descubrimientos
Lenga ENAP, Methanex Explotación – 2 Descubrimientos
Caupolicán Petromagallanes, ENAP 2do PE – Sísmica & Pozos
Brótula Petromagallanes Explotación – 1 Descubrimiento
Porvenir Petromagallanes 2do PE – Sísmica & Pozos
Flamenco Geopark, ENAP 1er PE – Producción Comercial
Isla Norte Geopark, ENAP 1er PE – Sísmica & Pozos
Campanario Geopark, ENAP 1er PE – Sísmica & Pozos
San Sebas%án YPF, Wintershall, ENAP 1er PE – Sísmica & Pozos
Marazzi-‐LM YPF, ENAP 1er PE – Sísmica & Pozos
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CEOP: Resultados § Los CEOP han permi%do
incrementar la producción de petróleo, los descubrimientos, las reservas y las inversiones en exploración y explotación.
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100
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300
400
500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Petróleo (Mm3)
0
500
1000
1500
2000
2500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas Natural (MMm3)
§ Desde el año 2007: ü Tasa de éxito en los pozos de
exploración de un 60%. ü Descubrimiento en 12 yacimientos. ü En el caso de los CEOP Fell y
Dorado Riquelme, estos contra%stas han declarado 37 yacimientos comerciales, la mayoría de los cuales ya se encuentran en producción.
ü Inversiones CEOP período 2007-‐2011: US$ 450 millones.
ü Inversiones es%mada período 2012-‐2015: US$ 600 millones.
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Hidrocarburos No Convencionales § Estado de situación:
i. CEOP 2012: Introducen cláusulas que permiten presentar Programa de Trabajo adicionales para no convencionales.
ii. Ajuste de contrato %po para exploración y explotación de hidrocarburos de reservorios no convencionales: análisis de una oferta para celebrar CEOP no convencionales en cuenca de la zona sur.
iii. Aspectos regulatorios => Involucramiento de actores clave para que en%endan las caracterís%cas de la tecnología (fracturamiento) y las diferencias con respecto al desarrollo de hidrocarburos convencionales.
iv. Levantamiento de información para licitar nuevos bloques en cuencas dis%ntas a Magallanes.
v. ENAP: Nueva campaña exploratoria horizonte (%ght gas) ü 2014: 20 pozos ver%cales con fractura – 1 pozo horizontal en estudio. ü 2015: 20 pozos ver%cales con fractura – nº pozos horizontales por definir. ü 2016: 20 pozos ver%cales con fractura – nº pozos horizontales por definir.
vi. Evaluando potencial de gas no convencional y el costo de explotarlo.
Potencial shale oil/gas
16 Gobierno de Chile | Ministerio de Energía
MARGAS VERDES FM.
ESTRATOS CON FAVRELLA FM.
ÁREA PROSPECTIVA 64 TCF EN LADO CHILENO
SE NECESITA PROBAR ROCA MADRE
ü MADUREZ TERMAL ü CONTENIDO ORGÁNICO ü PROPIEDADES MECÁNICAS
ÁREA CEOPs
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Exploración & Producción: Marco Normativo
§ De acuerdo a la Cons%tución Polí%ca de Chile “el Estado +ene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescrip+ble de los depósitos de hidrocarburos”.
§ De acuerdo a la legislación vigente, en la República de Chile se establecen dos figuras jurídicas que permiten a los privados la exploración y explotación de hidrocarburos: (i) Las concesiones administra%vas, y (ii) Los contratos especiales de operación (CEOP). § El Ministerio de Energía es el organismo facultado para otorgar las
concesiones y celebrar los CEOP en representación del Estado de Chile. Pueden obtenerse o suscribirse, respec%vamente, mediante:
(i) Solicitud directa (ii) Licitación pública ü Ronda de licitación 2007: se adjudicaron 9 CEOP en Magallanes. ü Farm Out 2012: se firmaron 5 nuevos CEOP en la isla de Tierra del Fuego, fruto de una
ronda de búsqueda de socio por parte de ENAP.
CEOP: Características Principales
§ El CEOP define la relación entre el Estado y el contra%sta en variables “clave” dentro de la operación de un campo de interés hidrocarburífero: i. Renta petrolera ii. Compromiso exploratorio iii. Comercialización de producción y precios iv. Cuidado técnico del campo hidrocarburífero
§ Retribución y Comercialización: – El Estado le paga al Contra%sta una retribución por sus servicios una vez que éste
inicie la producción del recurso. Esta retribución será pagada con parte de los hidrocarburos producidos y se entregará al Contra%sta para su comercialización.
– El Contra%sta es responsable de comercializar la totalidad del hidrocarburo líquido y gaseoso a través de un proceso de licitación, de acuerdo a las condiciones acordadas con el Estado.
– El Estado %ene derecho a readquirir el volumen de Petróleo y/o Gas recibido por el Contra%sta a ttulo de retribución, en las condiciones establecidas en la licitación.
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CEOP: Características Principales § Duración: los Contratos %enen un plazo máximo de 35 años.
i. Fase de Exploración: %ene una duración de siete años y se subdivide, a su vez, en tres períodos de exploración parciales y sucesivos de tres, dos y dos años, respec%vamente. El paso de un período a otro está sujeto al cumplimiento de las ac%vidades e inversiones mínimas especificadas en cada contrato.
ii. Fase de Explotación: %ene una duración máxima de 25 años y se inicia una vez que el Contra%sta declare comercialmente explotable un yacimiento.
§ Devolución: – Al término de cada período de exploración, el Contra%sta deberá res%tuir al Estado aquellas áreas que determine el Comité de Coordinación de acuerdo a lo establecido en el CEOP correspondiente. Típicamente, al finalizar cada período, se debe devolver un porcentaje determinado del área original del contrato. – Al finalizar la Fase de Exploración, el Contra%sta sólo explotará las áreas declaradas comercialmente explotables. – Flexibilidad para Recursos No Convencionales.
GRACIAS
