DESARROLLO HIDROCARBURIFERO12 Septiembre 2019
Ing. Alex Daniel VALDEZDirector Provincial de Exploracion, Explotacion
Y Transporte de Hidrocarburos
AGENDA
CUENCA NEUQUINA
HITOS EN PROVINCIA DEL NEUQUEN
AUTORIDAD DE CONTRALOR - DPEEyTH
ACTIVIDAD DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH
CUENCAS SEDIMENTARIAS EN ARGENTINA
INFORMACION DE LA ACTIVIDAD
HISTORIA RESUMIDA EN ARGENTINA
• 1907, 13 de diciembre. Descubrimiento petróleo en Comodoro Rivadavia, a535 mbbp de profundidad.
• 1918, 29 de octubre. Se descubre petróleo en Plaza Huincul (Huincul: “lomasbajas” en araucano), Neuquén, a 605 mbbp perforando a percusión.
• 1922 Se crea en la Argentina YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales), laprimera empresa petrolera estatal latinoamericana.
• 1968. Se promulga en la República Argentina la Ley de Hidrocarburos 17.319,vigente hasta este momento.
• 1977. YPF descubre en Neuquén el gran yacimiento gasífero de Loma LaLata. Las reservas de gas en el país pasan a ser más importantes que las depetróleo.
• 1991. Se desregulan los mercados y se privatizan Yacimientos Petrolíferos Fiscales, que pasa a llamarse YPF S.A., y Gas del Estado.
• 2007. Se sanciona ley 26.197 que modifica ley 17.319, otorgándole a lasprovincias la administración de sus recursos.
• 2014. Se sanciona ley 27.007 que modifica ley 17.319, introduce concepto deexplotación no convencional.
DIRECCION PROVINCIAL DE EXPLORACION, EXPLOTACION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS (DPEEyTH) Decreto Nº 1.342/19
DPEEyTH
Dir As Leg DGEyE
DIyT DEyE
DGIyT
DTIH DPyDI DSIyT
DGRyP
DR DP
DGCTO
DCTO DI
DGEyE: DIRECCION GENERAL DE EXPLORACION y EXPLOTACIONDIyT: DIRECCION DE INSTALACION y TRANSPORTEDEyE: DIRECCION DE EXPLORACION y EXPOTACION
DGIyT: DIRECCION GENERAL DE INFORMACION y TECNOLOGIADITH: DIRECCION DE INFORMACION TECNICA HIDROCARBURIFERADPyDI: DIRECCION DE PROGRAMACION y DESARROLLO INFORMATICODSIyT: DIRECCION DE SOPORTE INFORMATICO y TECNOLOGICO
DGRyP: DIRECCION GENERAL DE RESERVORIOS y PRODUCCIONDR: DIRECCION DE RESERVORIOSDP: DIRECCION DE PRODUCCION
DGCTO: DIRECCION GENERAL DE CONTROL TECNICO y OPERATIVODCTO: DIRECCION DE CONTROL TECNICO OPERATIVODI: DIRECCION DE INSPECCIONES
Dir As Leg: DIRECCION ASUNTOS LEGALES
TOTAL: 52 AGENTES A SEPTIEMBRE 2019
ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH
Desde la DGEyE, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:
• Análisis de las diferentes obras que se realizan en yacimientos: perforación, líneas de conducción, ramales, instalaciones superficiales, pozos
inyectores, etc.• Análisis de otorgamiento de concesiones de
transporte, • Seguimiento de Abandono de pozo, • Control de Informes de Monitoreo de Ambientales
Anuales,• Seguimiento y monitoreo de equipos de torre y
terminación• Seguimiento de Incidentes de la actividad
ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH
Desde la DGIyT, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:
• Administración de la Base de Datos de Información Primaria Hidrocarburífera (BDIPH, Res. MEAySP N° 119/12): 195 proyectos de sísmicas 3D cubriendo + 45.000 km2 , + de 70.000 km de sísmicas 2D, Legajos y perfiles de + de 14.500 pozos, + 1.500.000 documentos y archivos
• Base de datos geográfica (GIS con la cartografía oficial)Administración de infraestructura (servidores,
comunicaciones, respaldos y seguridad interna y perimetral)
• Desarrollo de aplicaciones para uso interno y externo (empresas)
• Sitios web oficiales de la subsecretaría• Soporte técnico y capacitación a usuarios
ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH
Desde la DGRyP, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:
• Evaluar la evolución de la producción convencional y no convencional
• Realizar análisis geológicos y geofísicos integrales de los reservorios convencionales y no convencionales explotados en la provincia del Neuquén
• Evaluar la potencialidad de reservorios aún no explotados en la provincia del Neuquén
• Proveer el soporte necesario a partir de modelos de reservorio para analizar y evaluar la actividad relacionada a los permisos exploratorios, lotes bajo evaluación, Concesiones de explotación convencional o no convencional
• Seguimiento de Aventamientos
ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH
Desde la DGCTO, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:
• Inspección y Control de: pozos, baterías de petróleo, unidades de separación de gas, tendidos de oleoductos/ gasoductos, plantas de tratamiento de crudo, plantas de tratamiento de gas, plantas de tratamiento de agua.
• Inspección de Equipos de Perforación y Terminación.
• Control de la producción operativa de los yacimientos petroleros.
• Inspección de evaluación de puntos de medición de petróleo/gas en distintos yacimientos. Inspección de venteos de gas natural en los distintos yacimientos.
DESCRIPCION GENERAL
197 Áreas
61.000 Km
2
14.500 Pozos
42.620 Km de Ductos
369 Instalaciones Superficiales
CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONAL DE HIDROCARBUROS - EVOLUCIÓN DE CONTRATOS
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
CENCH por año CENCH total
36 CENCH otorgadas desde 2012 a
agosto de 2019
ESTIMULACION HIDRAULICA
La primera FracturaHidráulica en Argentinafue realizada por YPF SE enel año 1959. Desdeentonces se ha utilizadoeste método deestimulación para todotipo de reservorios.
En la actualidad como consecuencia de la explotación no convencional, ennuestra provincia, se realizan locaciones de múltiples pozos, promediocuatro pozos horizontales, con una rama horizontal entre 2.500 a 3.000 m,cada etapa consume 1.600 m3 de agua, requiere una presión por etapa defractura de 10.500 psi, 4.550 bolsas de agente de sostén (aproximadamente45 kg cada bolsa), distanciamiento de 80 m entre boca de pozo.
FORMACIÓN VACA MUERTAEVOLUCIÓN DE POZOS PERFORADOS
1266 pozos perforados con
objetivo en la Formación VacaMuerta desde 2012 a agosto de2019
127 pozos verticales
375 pozos dirigidos
764 pozos horizontales
FORMACIÓN VACA MUERTAPERFORACIÓN Y TERMINACIÓN
AÑOLong. Rama
Horizontal (m)# Etapas
de Fractura
2012 900 8
2013 1030 11
2014 1200 15
2015 1250 15
2016 1500 20
2017 2000 25
2018 2300 30
2019 2500 33 60
21
10
10
05
27
64
81
44
01
13
15
08
46
94
97
98
99
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Tipo de pozo perforado por año
vertical dirigido horizontal
PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
19
20
19
22
19
24
19
26
19
28
19
30
19
32
19
34
19
36
19
38
19
40
19
42
19
44
19
46
19
48
19
50
19
52
19
54
19
56
19
58
19
60
19
62
19
64
19
66
19
68
19
70
19
72
19
74
19
76
19
78
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
Pro
du
cció
n a
nu
al d
e p
etr
óle
o,
Mm
3
Convencional Shale
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Pro
du
cció
n a
nu
al (
Mm
3)
De. Prom 8%/año
+12 %De. Prom 2%/año
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1920
1922
1924
1926
1928
1930
1932
1934
1936
1938
1940
1942
1944
1946
1948
1950
1952
1954
1956
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Pro
du
cció
n a
nu
al d
e g
as, M
Mm
3
Convencional Tight Shale
De. Prom. 8 %/año
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
De. Prom. 8 %/año
De. Prom. 6 %/año
+ 6 %/año prom.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES
Volumen récord de losúltimos 13 años en laProvincia durante junio de2019
PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Ene-Jun 2018 Ene-Jun 2019
Producción acumulada de petróleo
Pet, Mm³ + 22,34 %
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Ene-Jun 2018 Ene-Jun 2019
Producción acumulada de gas
Gas, MMm³+ 11,23 %
PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO VIAS DE EVACUACIÓN
Capacidad de evacuación total
Petróleo: 33,6 Km3/dGas: 84,85 Mm3/d
PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO VIAS DE EVACUACIÓN
Capacidad evacuación mercado interno:
Gas Natural: 76 Mm3/dEn 2018 se inyectaron 67 Mm3/dPetróleo: 260 Kbbl/d
Capacidad evacuación mercado externo:
Gas Natural a Chile: 13,5 Mm3/d. En primer
cuatrimestre 2019 las exportaciones alcanzaron picos
de 6 Mm3/d. Gas Natural a Brasil: 2,8 Mm3/dGas Natural a Uruguay: 6 Mm3/dPetróleo a Chile: 100 Kbbl/d