Diapositiva 1 - Instituto Argentino del Petroleo y del Gas

Proyecto de Gas Somero en el Flanco Norte
de la CGSJ
22-06-2016
Nota Legal
Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América (“Private Securities Litigation Reform Act
of 1995”).
Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como se
definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private Securities Litigation Reform Act of 1995”).
Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia,
incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, sus
resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos
futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y
políticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes
de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se
concretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que
pueden ser difíciles de predecir.
En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de
negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los
socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados,
márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones.
Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda,
tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de
participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios,
condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así
como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and
Exchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y la Ítem 5 titulada
“Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de Diciembre de 2014, registrado ante la Securities
and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.
Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquen
claramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán.
Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares.
Introducción - Ubicación Geográfica Proyecto
40º S
A
Cca. Golfo
San Jorge
Manantiales Behr Norte
Flanco Norte
42 Km. NW de
Comodoro Rivadavia
Prov. Chubut
A`
50º S
Autor : Aur ora Cortéz
75ºW
A`
S
Manantiales Behr
65ºW
55ºW
45ºW
Área de
trabajo
A
Grimbeek
N
MBN
El Alba Valle
Tomado de Jalfin et al. 2001
Grimbeek
4
El Alba
La Carolina
Granson
Cdón. Botella
MBS
Myburg
La Begonia
Escalante N.
San Diego
P. Castillo N.
3
Miembro Glauconítico
Los niveles gasíferos del terciario son conocidos prácticamente desde los inicios de los trabajos de
exploración/explotación en el Flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Por un lado, el más conocido resulta ser el M. Glauconítico de la F. Salamanca, compuesto principalmente
por areniscas con glauconita, y cuyo origen está dado por el desarrollo de barras litorales paralelas a la
costa, que van migrando a medida que la transgresión va teniendo lugar.
4
Introducción
1960
Desarrollo
de Cañadón
Botella.
Pasado
2013
Campaña de
Exploración
2016
Desarrollo
Glauconítico
Presente
Petróleo más rentable que el gas.
Gas más rentable que el petróleo.
Producción de gas destinada al
consumo local interno del yacimiento.
Producción del gas destinada a la
venta generando ganancias para la
Cía.
Registro de producción y presiones
escasos.
Mayor y mejor calidad de datos.
Nuevas herramientas para análisis
Perforación y reparación rentables por ser de bajo costo.
5
Antecedentes: Pozos productores CBH
Mapa Isócrono al Tope del Glauconítico
1960
Cañadón Botella
Desarrollo
de
Cañadón
Botella.
Producido Glauconítico 1961/1987
N
Acum. Gas: 325 Mm3
CBH-2
Pz.: 820/825 (1969-1981)
Prod. Inic.: 27.700 m3/d
PE: 17 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Acum. Gas: 104,9 Mm3
Prod. Aband.: 10.000 m3/d
CBH-1
Pz.: 805/810 (1961-1971)
Prod. Inic.: 119.400 m3/d
PE: 24 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Acum. Gas: 34,5 Mm3
Prod. Aband.: 10.000 m3/d
CBH-3
Pz. 830/833 (1971-1976)
Prod. Inic.: ??? m3/d
PE: 24 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Acum. Gas: 52,6 Mm3
Prod. Aband.: 9.000 m3/d
CBH-4
Pz. 835/841 (1963-1980)
Prod. Inic.: 37.500 m3/d
PE: 25 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Acum. Gas: 135,6 Mm3
Prod. Aband.: 8.000 m3/d
CBH-5
Pz. 850/860 (1955)
Prod. Inic.: 85.000 m3/d
PE: 22 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Sin producción
6
Antecedentes: Pozos productores CBH
1
1960
Desarrollo
de
Cañadón
Botella.
Producido localmente para consumo
ocasional.
2
Producción Acumulada: 325 Mm3.
3
Presión Original: 25 Kg/cm2.
7
Antecedentes: Campaña Exploración
Mapa Isócrono al Tope del Glauconítico
2013
Campaña
de
Exploración
.
8
Antecedentes: Pozos productores CBH
1
2013
Campaña
de
Exploración
La base del modelo planteado se obtuvo a partir del
análisis de atributos símicos sobre los distintos surveys
de sísmica 3D.
2
Análisis de perfiles eléctricos completos, incluyendo
perfil de densidad y de neutrón, lo que permitió efectuar
identificaciones directas de gas.
3
El desarrollo de Exploración se basaba en el modelo de
distintos bloques compartimentalizados.
9
Desarrollo del Glauconítico
Geofísica
2016
Desarrollo
Glauconítico
Atributos Sísmicos
Geología
Mapeo Estructural
Ingeniería de Reservorios
Volumen de Gas.
Condiciones iniciales y
actuales del reservorio
Ingeniería de Producción.
Optimización de la
Producción.
Ingeniería de Obras
Optimización del diseño de red de
transporte a puntos de generación y
venta.
11
Geofísica – Atributos Sísmicos
Filón intruido en
el Glauconítico
Exploratorio Ejecutado
WO Ejecutado
Atributo Suma Negativa de Amplitudes, (pstm-sin filtro-sin ganancia) ventana -5+30 ms
12
Geofísica – Atributos Sísmicos
La interpretación sísmica incluyó la identificación
del reflector correspondiente el M. Glauconítico,
su mapeo y la posterior extracción de atributos.
De todos los atributos analizados, el que mejor
respuesta evidenció fue la “Suma de Amplitudes
Negativas”, en una ventana de 5 mseg por encima
del reflector y 30 mseg por debajo del mismo.
Este atributo resultó ser un muy buen indicador
de reservorio, hecho comprobado al superponer
el mapa sísmico con los resultados de cada uno
de los pozos ya perforados.
13
Geología – Estimación OGIP
Definición de Tope-Base del Mb. Glauconítico
(datos históricos de mapeo y correlación).
Recolección de datos Petrofísicos (IP):
Porosidades, Saturaciones
1
Se definió el espesor Útil de cada pozo a partir de
los cruces de gas de curvas Por-Den.
Definición de Espesor Permeable con la
identificación de las las arenas del Mb Glauconítico
(VCL desestimado).
Hu
Hu
Hk
Hk
El mapa isopáquico de espesor permeable muestra
la continuidad del reservorio con presencia de gas
ya que el 93,5% de los pozos con arenas contienen
este hidrocarburo.
14
Geología – Mapa Espesor Permeable
Mapa Isopáquico Util de Gas del Horizonte Glauconítico. Escala 1/25000.
15
Ingeniería de Reservorios – Presiones de FMT
Gbk.a-1095
Gbk-39
2595000
2590000
2600000
4955000
Gbk-40
Gbk.a-1118
O
Gbk.a-931
E
Gbk.a-1123
Gbk.a-936
Gbk-27
S
9,
0
0
0,0
0
0
3,
6,0
0
0
0,0
12,
0, 0
9, 0
12
,0
6,0
6,
12, 0
9, 0
3, 0
6,
12, 0
3,
3, 0
9, 0
Gbk-1121
Gbk.a-740
Gbk-962
Gbk-953
Gbk-1122
Gbk-1136
Gbk-940Gbk-973Gbk-976
Gbk-1112
Gbk-967
Gbk.a-747
Gbk.a-1092
Gbk-954
Gbk-911
Gbk-1127
Gbk-1126
Gbk-1139
Gbk-909
Gbk-1100
Gbk.a-750
Gbk-1093
Gbk-963
Gbk-943
Gbk-972
Gbk-1113
Gbk-920Gbk-939
Gbk-1087(I)
Gbk-958
Gbk.a-932
Gbk.a-746
Gbk-941
Gbk-908
Gbk-1114
Gbk-968
Gbk-1138
Gbk.a-735
Gbk-1098
Gbk-1099
Gbk.a-744
Gbk-913
Gbk-912 Gbk-971
Gbk-975
Gbk-914
Gbk-799
Gbk-1101
Gbk.a-935
Gbk-796
Gbk-957
Gbk-1105
Gbk-798
Gbk-944Gbk-915
Gbk-1134 Gbk-969
Gbk-910
Gbk.a-934
Gbk-1124
Gbk-1094
Gbk.a-938
Gbk-919
Gbk-974
Gbk-960
Gbk-900
Gbk-959
Gbk-794
Gbk-1102Gbk-1103
Gbk-1104
Gbk.a-749
Gbk-964
Gbk.a-734
Gbk-797
Gbk-916
Gbk-1125
Gbk-961
Gbk-792
Gbk-1109
Gbk-970
Gbk-942
Gbk-1133
Gbk.a-745
Gbk.a-748
Gbk-965
Gbk-791
Gbk-793
Gbk-946
Gbk-918
Gbk-1120Gbk-1097
Gbk-901 Gbk-902
Gbk.a-933
Gbk-947
Gbk-930
Gbk.a-729
Gbk-1106
Gbk-903
Gbk-1107
Gbk-952
Gbk-945
Gbk-907
Gbk-1108
Gbk-775
Gbk-904
Gbk-917
Gbk-1091
Gbk-773
Gbk-1116
Gbk.a-739
Gbk-905
Gbk.a-937
Gbk-929
Gbk-951
Gbk-1111
Gbk-1130
Gbk-906
Gbk-774
Gbk.a-743
Gbk-966
Gbk-1096
Gbk-719
Gbk-948
Gbk-928
Gbk-949 Gbk-1115 Gbk-1110
Gbk-1137
Gbk-754
Gbk-763
Gbk-1090
Gbk-1129
Gbk.a-713
Gbk-720 Gbk-718
Gbk-1128
Gbk-927
Gbk.a-703
Gbk-767
Gbk-755
Gbk-714
Gbk-733
Gbk-721
Gbk-723
Gbk-701
Gbk-926Gbk-769
Gbk-726
Gbk.a-671
Gbk-761
Gbk-765Gbk-741
Gbk-725
Gbk.a-669
Gbk-768
Gbk-762
Gbk-753
Gbk-715
Gbk-700
Gbk-760
Gbk.a-659
Gbk-28
Gbk.a-625
Gbk-732
Gbk.a-661
Gbk-687
Gbk-752
Gbk-717
Gbk-688
Gbk-727
Gbk-764
Gbk-722 Gbk-711
Gbk.a-705
Gbk-736
Gbk-716
Gbk-707
Gbk-724
Gbk-759
Gbk.a-621
Gbk-770
Gbk-771
Gbk-617
Gbk.a-730
Gbk-626
Gbk-777
Gbk-636
Gbk-624
Gbk-772
Gbk.a-620
Gbk-922
Gbk-776
Gbk-623
Gbk-923
Gbk-1160 (d)
Gbk-616
Gbk-925
Gbk-779
Gbk-608 Gbk-604
Gbk-637
Gbk-609
Gbk.IA-1032
Gbk-648
Gbk-778Gbk-921
Gbk-924
ACBN-403
Gbk-649
Gbk-615
AGbk.a-401
Gbk-984
Gbk-622
AGbk-402
ACBN-402
Gbk-985
Gbk-612
Gbk.IA-1035
Gbk-672
Gbk-619
Gbk-674
Gbk.IA-1030
Gbk-618
Gbk-1145
Gbk-603
Gbk.a-635
Gbk-642
Gbk-651
Gbk.IA-1058
Gbk-650
Gbk-993 Gbk.IA-1051
Gbk.IA-1033
Gbk-641
Gbk-656
Gbk-1146
Gbk.IA-1063
Gbk-1017
Gbk-607
Gbk-614
Gbk.IA-1045
Gbk-628
Gbk-606
Gbk.IA-1077
Gbk-989
Gbk-627
Gbk-662
Gbk-1002 Gbk-1015
Gbk-605
Gbk-1140
Gbk.IA-1040
Gbk-994Gbk-998
Gbk.IA-1055
Gbk-686
Gbk-680
Gbk-613
Gbk-658 (f) Gbk.IA-1043Gbk.IA-1049
Gbk.IA-1031
Gbk.IA-1052 Gbk-655 Gbk-1025 Gbk-657
Gbk-611
Gbk.IA-1084
Gbk-673 Gbk.IA-1039
Gbk-995
Gbk-682
Gbk-647
Gbk-1003
Gbk.IA-1072
Gbk.IA-1076
Gbk-632
Gbk-663
Gbk.IA-981
Gbk.IA-983
Gbk-1027
Gbk.IA-1085
Gbk-1029
Gbk-697
Gbk.IA-1036
Gbk-990
Gbk-670
Gbk.x-610
Gbk-988
Gbk.IA-1042
Gbk-629
Gbk-986
Gbk.IA-1048
Gbk.a-643
Gbk-999
Gbk.IA-1057
Gbk-1014
Gbk-666
Gbk-664 Gbk-1022
Gbk-813
Gbk.IA-982
Gbk-675
Gbk-992
Gbk-1028
Gbk.IA-1086
Gbk-1001
Gbk.IA-1073
Gbk.IA-980
Gbk.a-653
Gbk.IA-1050
Gbk-652
Gbk.IA-1044
Gbk-630
Gbk-668Gbk-1024
Gbk.IA-1038 Gbk-991
Gbk-710
Gbk-987
Gbk.a-645 Gbk.IA-1034
Gbk.IA-1061
Gbk-1013
Gbk.IA-1083
Gbk-681
Gbk-639
Gbk-708
Gbk-997
Gbk-1021
Gbk.IA-1080
Gbk-1026
Gbk-677
Gbk.IA-1075
Gbk-660
Gbk-699
Gbk-1078
Gbk.IA-1054
Gbk.IA-1060
Gbk-633
Gbk.a-631
Gbk.IA-1047
Gbk-683
Gbk.IA-1037
Gbk-684
Gbk-640Gbk-665Gbk-676
Gbk-1023
Gbk-1020
Gbk.IA-1082
H-295
Gbk-996
Gbk-956
Gbk-37
Gbk-678
Gbk.IA-1059
Gbk-1012
Gbk-1019
Gbk-679
Gbk-695
Gbk.IA-1053
Gbk-691
Gbk.IA-1070
Gbk-823
Gbk.IA-1041
Gbk-685
Gbk.IA-1079 Gbk-692 Gbk-1011
Gbk.IA-1074
Gbk.IA-1046
Gbk.IA-1081
Gbk-709
Gbk-1000
Gbk-1018 Gbk.IA-1069
Gbk-698
Gbk-694
Gbk-1004
Gbk-1016
Gbk-693
Gbk-955
Gbk-646
Gbk.IA-1056
Gbk.IA-1066
Gbk-1009
Gbk-696
Gbk-810 Gbk-804
Gbk-1010
Gbk-819 Gbk.IA-1064
Gbk-824
Gbk-812
Gbk.IA-1062 Gbk-1006
Gbk-1007
Gbk.IA-1067
Gbk.a-634
Gbk-689
Gbk-1005
Gbk.IA-1065
Gbk-820
Gbk-1008
Gbk-712
Gbk-32
Gbk-811
Gbk.a-644
Gbk-806 Gbk-808
Gbk-33
Gbk-821
Gbk-667
V-2
Gbk-852
Gbk-800
Gbk.a-654
Gbk-34
4955000
N
9,0
6, 0
3, 0
0
12
,0
9,0
9, 0
0, 0
12, 0
9,0
12,
3,0
9,0
6, 0
3, 0
6, 0
9,
0
12,0
0
3,
0
0
9, , 0
6
0, 0
0,0
3,0
Gbk-822
Gbk-803
3, 0
CBH-245
CBH-217
CBH-218
CBH-241
CBH-231
CBH-229
CBH-223
CBH-230
CBH-239
CBH-238
V-12
3, 0
CBH-265
CBH-219
CBH-208
CBH-212
CBH-209
CBH-227
CBH-215
CBH-210
CBH-221
CBH-220
CBH-214
Gbk-802
CBH-247
CBH-216
CBH-250
CBH-236
6, 0
6,0
Gbk-706
Líneas
Borde Útil
Fallas Antiteticas
CBH-243
Fallas Principales
Gbk-805
Gbk-690
CBH-264
CBH-211
0,0
Gbk-638
9, 0
Gbk-801
CBH-222
CBH-205
CBH-249
CBH-213
0, 0
CBH-226
CBH-244
CBH-281
Mapa: Pe [kg/cm²]
0,0
5,0
Escala
10,0
2590000
15,0
20,0
25,0
30,0
0
2595000
1000
2000
2600000
Gbk-1131
4950000
0
6, 0
0
6,
9,0
9,0
3,
3,0
12,0
6,
4950000
6,0
9, 0
3, 0
9,0
3,0
0,0
Ingeniería de Reservorios – Cálculo de Reservas
Balance de Materiales
A través del análisis de presiones y la
geología se propone un modelo estáticodinámico donde la estructura mapeada se
considera toda conectada (Conservador).
1
P/z (kg/cm2)
Se ajustaron los pronósticos de los pozos
en producción ajustando las IPR/VLP de
cada pozo a las condiciones actuales de
producción. Métodos de cálculo analíticos
Gas Acum (Mm3)
CBH
EUR
OGIP
El balance de materiales y la producción
acumulada son representativos de las
condiciones actuales del reservorio y la
producción de los pozos.
17
Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado
fondo/superficie
18
Metodología de Cálculo – IPR
P1 (0; Pws)
P2 (AOF; 0)
Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado
fondo/superficie
Se verifica punto de operación en los pozos y
presiones de superficie en la red de gasoductos.
Match de la simulación con la producción y presiones medidas
en los pozos.
22
Metodología de Cálculo – VLP y Presión de Abandono
23
Ingeniería de Producción – Prueba piloto con compresor en boca de
pozo
Comienza
ensayo
Sin Compresión
Termina
ensayo
100%
Con Compresión
Ganancia por
Compresión
El ensayo en pozo Gbk-xx1 desde el 21/07/2015 hasta el
07/09/2015.
Las curvas muestran los resultados obtenidos en la prueba
piloto.
24
Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado
fondo/superficie – Instalación de compresores
Nuevo gasoducto a instalar
por la instalación del
compresor tipo Booster
25
Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado
fondo/superficie – Instalación de compresores
Gp (km3)
DGp 41%
26
Impacto en el Desarrollo M. Galuconítico
P/z (kg/cm2)
P/z (kg/cm2)
+FR: 17%
Pabandono: 8 kg/cm2
Pabandono: 3 kg/cm2.
Gas Acum (Mm3)
CBH
EUR
OGIP
Gas Acum (Mm3)
CBH
EUR OGIP
27
Desarrollo M. Glauconítico
Oportunidades
Pozos en Producción
Mapa Isopáquico Util de Gas del Horizonte Glauconítico. Escala 1/25000.
28
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
29
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
Balance de Materiales
Pws/z
Pabandono
EUR
OGIP
30
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
31
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
Qg= f(Pws)
Qg
Pabandono
Pws
32
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
Qg= f(Pws)
Qg
Pabandono
Pws
33
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
34
Jan-13
Apr-13
Jul-13
Oct-13
Jan-14
Apr-14
Jul-14
Oct-14
Jan-15
Apr-15
Jul-15
Oct-15
Jan-16
Apr-16
Jul-16
Oct-16
Jan-17
Apr-17
Jul-17
Oct-17
Jan-18
Apr-18
Jul-18
Oct-18
Jan-19
Apr-19
Jul-19
Oct-19
Jan-20
Apr-20
Jul-20
Oct-20
Jan-21
Apr-21
Jul-21
Oct-21
Jan-22
Apr-22
Jul-22
Oct-22
Jan-23
Apr-23
Jul-23
Oct-23
Conclusiones
34%
Pozos Exploratorios (m3/d)
Compresión (m3/d)
Desarrollo (m3/d)
38%
28%
Conclusiones
•
El buen resultado obtenido en la prueba de campo (Protocolo de ensayo) en el pozo Gbkxx1 nos permitió validar lo esperado y avanzar con la gestión de contratación de los
compresores para el resto de los pozos.
•
La integración del modelo de fondo/superficie nos permitió validar el plan de desarrollo
para la producción de gas y las reservas asociadas.
•
Se incrementaron las reservas y se aumento el FR en un 17% al disminuir la presión de
abandono.
•
El proceso utilizado para este modelo es replicable en otros pozos surgentes de otros
activos que estén condicionados por la contrapresión ocasionada por la red de superficie.
•
El trabajo multidisciplinario durante la vida del proyecto es clave para maximizar los
resultados del mismo.
Muchas Gracias!