Desafíos de E&P en Argentina  

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Héctor González Gómez, Director UN Argentina Oeste de YPF S.A. y Presidente Seccional Comahue IAPG

Somos un país muy dependiente del petroleo y gas. Sobre todo del gas…..

• Matriz Energética

•Fuente : IAPG/Secretaría de Energía2

….A pesar de que existen alternativas que Argentina podría desarrollar

• Modificar la matriz energética es un proceso de largo plazo

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El crecimiento económico demandará mayor disponibilidad de energía

210,0

230,0

250,0

270,0

290,0

310,0

330,0

350,0

370,0

390,0

410,0

430,0

450,0

I-05

III-0

5

I-06

III-0

6

I-07

III-0

7

I-08

III-0

8

I-09

III-0

9

I-10

Miles de millones de $

Trimestre

Evolución del PIB en miles de millones de pesos desde 2005

a precios constantes de 1993

serie desestacionalizada

•Fuente : Ministerio de Economía4

Evolución Consumo Energía en Argentina

Existe una alta correlación entre crecimiento del PIB y la demanda energética

•Fuente : IAPG/Secretaría de Energía5

Las reservas de petroleo se mantienen alrededor de 2500 Mbbl

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total Cuencas - Reservas Comprobadas (Petróleo)

Comprobadas Petroleo MBbl

MBbl

•Fuente : IAPG6

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20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Evoluc. Produc. Petróleo

NOROESTE

NEUQUINA

GOLFO SAN JORGE

CUYANA

AUSTRAL

m3/

dA pesar de mantener reservas, la producción de crudo tiene un declino de aprox. 2,5% anual

•Fuente : IAPG7

Las reservas de gas muestran una caida de aprox. 4,5% anual…..

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total Cuencas - Reservas Comprobadas (Gas)

Comprobadas Gas Mm3

Mm3

•Fuente : IAPG8

La producción de gas natural creció hasta el 2003 y se mantuvo en un plateu hasta el 2008…….

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20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Evoluc. Produc. Gas

NOROESTE

NEUQUINA

GOLFO SAN JORGE

CUYANA

AUSTRAL

Mm

3/d

•Fuente : IAPG9

Demanda de gas impulsada por el crecimiento de la economía y adicionalmente en los últimos años por desplazamiento de combustibles líquidos

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20000

40000

60000

80000

100000

120000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Entregas de Gas por Usuario (km3/d)

GNC

SDB

Centrales Electricas

Industria

Entes Oficiales

Comercial

Residencial

•Fuente : ENARGAS10

La demanda de gas natural está muy concentrada en Buenos Aires y Capital Federal (53%)……

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5000

10000

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20000

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30000

35000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Entregas de Gas por Provincia (Mm3/año)

Tucumán T. del Fuego Sgo del Estero Santa Fe Santa Cruz San Luis San JuanSalta Río Negro Neuquén Mendoza La Rioja La Pampa JujuyEntre Ríos Chubut Córdoba Catamarca Cap. Federal Bs. Aires

38%

15%0%

6%

5%

0%

1%

1%0%

5%

2%

2% 2%

1%

1%2% 7%

0%1%

3%

Bs. AiresCap. FederalCatamarcaCórdobaChubutEntre RíosJujuyLa PampaLa RiojaMendozaNeuquénRío NegroSaltaSan JuanSan LuisSanta CruzSanta FeSgo del EsteroT. del FuegoTucumán

•Fuente : ENARGAS11

La cantidad de pozos terminados ha sido estable en los últimos años, a pesar del crecimiento de la inversión, reflejando un alza importante de los costos

•Fuente : Secretaría de Energía

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200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P)

Total Cuencas- Pozos Terminados

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La cantidad de pozos en extracción efectiva de petróleo ha crecido sostenidamente

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5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total Cuencas Evolución Pzs en Extracción Efectiva - Petróleo

Pzs Petróleo en Extracción Efectiva

•Fuente : IAPG13

La producción por pozo muestra la evolución normal de las cuencas maduras

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2

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4

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7

8

9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total Cuencas Evolución Productividad por Pz en Extracción Efectiva

Productividad Petroleo x Pz x m3/d

m3/

d

14•Fuente : IAPG (Cantidad de Pozos en Extracción Efectiva)

La cantidad de pozos de gas en extracción efectiva también ha crecido año tras año

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500

1.000

1.500

2.000

2.500

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total Cuencas Evolución Pzs en Extracción Efectiva - Gas

Pzs Gas en Extracción Efectiva

15•Fuente : IAPG

La productividad por pozo de gas también muestra la evolución de la madurez de los campos

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120

140

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total Cuencas Evolución Pzs en Extracción Efectiva

Productividad Gas x Pz x km3/d

km3/

d

16•Fuente : IAPG (Cantidad de Pozos en Extracción Efectiva)

La industria realiza un esfuerzo inversor importante para satisfacer la demanda.

•Fuente : Secretaría de Energía

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500

1.000

1.500

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3.000

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4.000

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P)

Total Cuencas- Inversiones realizadas

Otras Inversiones (Mu$S)

Baterias/Ptas/Gasod/Oleod (Mu$s)

Pzs Reparaciones (Mu$s)

Pozos Nuevos (Mu$s)

• Más del 60% de la inversión es en perforación y reparación de pozos

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Desde el 2006 los costos “se dispararon”

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500

1.000

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P)

Costo Perf x mts perforados

Costo Perf x Pozo Nuevo (ku$s)

u$s/mts perf ku$s/Pz perf

•Fuente : Para mts Perforados , Pzs Terminados e Inversión = Secretaría de Energía 18

El resultado al final muestra que por más que la inversión sube 90% del 2006 al 2008, no puede compensar el declino de los campos

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102

2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P)

Producción 2005 -Base 100

Inv ersión 2005 - Base 100

Producción (BOE) Inversión

19•Fuente : Datos sobre Producción e Inversión ; Secretaría de Energía

Dónde están las oportunidades para el futuro

El Factor de Recobro promedio de los campos de petróleo en producción en Argentina es de aproximadamente un 20%. Muy por debajo de la media internacional del 34%. Queda mucho por hacer en estos campos con perforación infill, waterflooding, ASP, etc.

Tenemos importantes recursos no convencionales de gas y petróleo que recién estamos comenzando a desarrollar: Tight sand gas, shale gas, shale oil.

Existen bloques exploratorios en las cuencas productivas donde los estudios y sondeos pueden incorporar nuevos campos.

Hay en cartera proyectos de alto riesgo en cuencas offshore de Argentina.

Están comenzando tareas exploratorias en cuencas que a la fecha no son productivas .

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Pero para materializar las oportunidades hay que….

• Nuestra habilidad para optimizar el Costo de Desarrollo (inversión necesaria para poner un barril en subsuelo capaz de ser producido) y el Lifting Cost (gasto operativo para poner en condiciones de venta un barril) nos abrirá la puerta a hacer realidad el desarrollo de los recursos disponibles

• Utilizar en forma eficiente las herramientas tecnológicas y de gestión disponibles. Para el caso de Perforación y Terminación de Pozos: estimulación de pozos horizontales, casing drilling, perforación Underbalance, technical limit, etc.

• Optimizar la logística de las operaciones. En la falta de coordinación hay costos ocultos que se deben evitar.

• Indispensable la coordinación de todos los actores de la industria: Operadoras (conocimiento técnico de los yacimientos), Compañías de Servicio (tecnología, logística) Sindicatos (convenio colectivo), Gobierno (normativa sobre la industria).

• El Sistema Educativo debe formar técnicos en cantidad y calidad suficientes para satisfacer la demanda de la industria.

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Fin Presentación

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Producir Gas No Convencional es una técnica ya desarrollada. El riesgo geológico es bajo…..

•Based on Figure 7, one can see that tight gas resources are very widely distributed. When wells are drilled, there is a very high rate of successful (not necessarily economic, however) wells--approximately 98%. With such widely distributed resources, the challenge is finding "sweet spots" that can be more economically extracted, and developing techniques that will do this in a cost effective manner.

•Fuente : Energy Bulletin23

.. para conseguir éxito económico hay que trabajar duro con la productividad de la inversión. Pero se puede !!!

•Fuente : Energy Bulletin24