desafíos de e&p en argentina 1 héctor gonzález gómez, director un argentina oeste de ypf...
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Desafíos de E&P en Argentina
1
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
3
El crecimiento económico demandará mayor disponibilidad de energía
210,0
230,0
250,0
270,0
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310,0
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350,0
370,0
390,0
410,0
430,0
450,0
I-05
III-0
5
I-06
III-0
6
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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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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
0
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
25000
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%
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2%
2% 2%
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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
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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
0
5.000
10.000
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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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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
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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
0
20
40
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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
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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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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