Yacimientos Argentinos: QUIEN ES QUIEN

Año 5 • Número 5 • Octubre/Noviembre de 2008 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
Yacimientos Argentinos:
QUIEN ES QUIEN
Informe especial sobre los yacimientos de petróleo y gas más importantes de la
Argentina. Mapa descriptivo con las inversiones, producción y reservas por operador y área, características geológicas y reseña histórica.
2
3
SUMARIO
EDITORIAL
¿Sobran ideas?
Nota de tapa
Futuro energético
6
Escenarios posibles (Por Eduardo Bobillo)
Yacimientos Argentinos
16-34
El dilema sobre el futuro de la exploración en Argentina sigue tan
latente como en los últimos 10 años.
Casos: Aguaragüe, Loma La Lata y Chihuido de la Sierra Negra, Pampa del Castillo –La Guitarra y Magallanes, El Sonseado,
Area Centro Este, Proyecto Hélix E2 y Aurora, Area Entre Lomas,
Puesto Hernandez, Cerro Dragón y Acambuco.
Informe Especial
36-41
Crecimiento económico vs calentamiento global
(Por Price Waterhouse Coopers)
Escribe: Gabriel E. Soifer , Socio Director de la Industria de Energía en KPMG en Argentina
Tribuna abierta
42-46
Un panorama del futuro inmediato del upstream desde la regulación
(Por Laura Giumelli)
Es necesario abandonar la política de avestruz
(Por Jorge Lapeña)
Efemérides
Leading Case
48-49
50
Barrick y el primer generador eólico
Imagen y Estrategia
Eventos
52-54
54
“Todos parecen dar por hecho que aumentos en la inversión exploratoria nos devolverían los grandes y frecuentes descubrimientos del pasado, negando hechos
naturales y conocidos sobre la maduración exploratoria
de las Cuencas, y el carácter no renovable y finito del
recurso. Lo mismo puede decirse, lamentablemente, de
varios supuestos “expertos” e instituciones privadas que
de tanto en tanto emiten opiniones generalizadoras, e
invariablemente con un bajo nivel de conocimiento y respaldo técnicos. Suelen ser economistas, abogados, etc…
nunca geólogos”. La definición de un ex petrolero es tan
contundente como real.
En los yacimientos maduros argentinos no necesariamente la tecnología debe ser innovadora, puede que la
misma sea convencional, pero la aplicación sea novedosa. Productos y sistemas de control de agua: pueden
impactar fuertemente en estos yacimientos. Existen tecnologías no convencionales aplicadas al flujo en medios
porosos que rompen paradigmas respecto al movimiento
de los fluidos, por lo que en principio cuesta aceptarlas.
En ciertos casos las tecnologías convencionales en uso
siguen siendo efectivas si algunas metodologías y preconceptos de trabajo son flexibilizados. La importancia
del trabajo conjunto de la compañía operadora y de servicio es clave. Canadá es un ejemplo de país donde muchas soluciones tecnológicas aptas para sus necesidades
surgieron de la iniciativa privada entre operadoras y empresas de servicios pequeñas, con apoyo del Estado. A
veces la oferta de soluciones tecnológicas preestablecidas condiciona a recorrer el proceso no adecuado, aceptar lo existente, pero no lo que realmente se necesita.
Por otro lado, también será importante tener Recursos
Humanos con experiencia, equipos capaces de romper
paradigmas metodológicos. En estos campos por ser
muy desarrollados, es de suponer que todo se conoce
y/o se ha experimentado. Se necesitan equipos técnicos
con experiencia aunque no necesariamente en el Yacimiento. De algo deberíamos estar seguros a esta altura:
la existencia de compañías de menor tamaño y estructura, facilitaría a su vez la reactivación de campos maduros y/o marginales que hoy se encuentran en la “cola”
del portfolio de las empresas grandes.
TAFF
Río Oil & Gas 2008
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4
Gastón Salip ([email protected])
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5
Nota de tapa
Futuro energético:
Escenarios posibles
Por Eduardo Bobillo(*)
Nuestro país muestra una
demanda creciente de energía
por unidad de producto y una
excesiva dependencia de los
hidrocarburos, cuyas reservas y
producción vienen declinando.
Aún con un crecimiento económico moderado, una atenuación
de la intensidad energética y un
importante esfuerzo productivo,
el
creciente
desequilibrio
de oferta y demanda puede
implicar un balance externo
negativo de hidrocarburos, de
magnitud preocupante en el
largo plazo. Si bien -tanto por
este motivo como por cuestiones
ambientales- resulta clave promover el uso racional de la
energía, no hay solución única al
problema. Será necesario actuar
simultáneamente y de manera
sostenida sobre el consumo
de energía, la producción de
hidrocarburos y la incorporación
de fuentes alternativas.
S
i analizamos la evolución
del consumo final de cada
sector socio-económico,
veremos que medido en
términos de consumo por unidad
de PBI (lo que se denomina intensidad energética) o de consumo por
habitante (en el caso del residencial
y del comercial y público), muestra en todos los casos una tenden6
cia creciente de largo plazo (desde
1970, por lo menos).
Esto no quiere decir que tengamos un consumo exorbitante, ya
que nuestro consumo por habitante
actual es similar al de países como
Chile o México, pero sí evidencia
que a menos que se actúe para evitarlo, es esperable que el consumo
final siga creciendo tanto o más que
nuestra economía.
Si nos referimos a las fuentes de
donde nos abastecemos, Argentina
tiene una matriz excesivamente volcada hacia el gas natural en particular (51%) sólo superada por Rusia (principal productor mundial) y
hacia los hidrocarburos en general
(84%) donde somos comparables a
Medio Oriente u otros grandes pro-
6
9
BALANCE DE HIDROCARBUROS (10 tep)
EXPORTACION E IMPORTACION (10 US$ a Precios 2007)
2005 Real
Exportación
10
Consumo Local
7.5
2025 Proy.
6.4
Importación
4.4
62
Producción
-1.1
3
128
21
76
63
45
Exportación a Precio FOB
-20.1
Importación a Costo CIF
200
202
Saldo Neto
-24.4
Como se ve, en el 2025 el saldo negativo superaría los 21,000
MMUS$.
La cifra no debe sorprendernos
porque Chile, con sólo 15 millones
de habitantes, tuvo que importar
10,500 Millones de US$ de combustibles en el 2007.
Pero para adquirir una idea cabal de la magnitud de este número,
el saldo de la balanza comercial de
Argentina en el año 2002, el más
alto degraf1
los últimos 100 años, fue de
16,600 MMUS$.
Y todo esto en un mundo donde
probablemente la escasez energética será general y el precio del petróleo mayor.
Si analizamos todo el período
2008/25, el total de saldos negativos acumulados de esta balanza sumaría 160 mil millones de US$, es
decir la deuda externa de Argentina
EXPORTACION E IMPORTACION (10 US$ a Precios 2007)
cuando caímos
2005 Real en default.2025 Proy.
Dicho
7.5 así el número suena algo
6.4
tremendista, pero lo consideramos
4.4
unagraf2
referencia útil para jugar con
los modelos y medir de manera rá-1.1
pida y sencilla
el efecto económico
de escenarios alternativos, de otros
“futuros posibles.
Una alternativa sería la de incrementar nuestra producción de
hidrocarburos,
para
lo cual se ha
Exportación a Precio
FOB
-20.1
Importación
a
Costo
CIF
medido separadamente el efecto de
Saldo Neto
-24.4 la de
ampliar
la producción de gas,
yección de la producción de hidroductores.
carburos, el balance
entre demanda
También
es sabido que nuestra
GAS NATURAL
PETROLEO
TOTAL HIDROCARBUROS
producción de hidrocarburos no es y oferta interna resultante muestra
floreciente. La producción de gas se un balance crecientemente negatimantiene en los mismos niveles des- vo.
90
El gráfico 1 exhibe las consecuende hace 5 años, mientras la relación
entre reservas comprobadas y pro- cias de esa evolución con déficit creciente, en el campo de
ducción declina permanentemente,
60 los hidrocar58
buros, donde se manifiesta con más
y está hoy en poco más de 8 años.
41
39
ABALANCE
la izquierda
comparamos
La producción de petróleo cae fuerza.
32
DE HIDROCARBUROS (10 tep)
26
desde hace 10 años, pese a 14lo cual21 el balance físico de hidrocarburos
Exportación
en el año 2005, con 10el
la relación reservas/ producción se observado
Consumo Local
mantiene en igual nivel (10 años) proyectado
Importación para el 2025. Como se
62
ese año la importación
de hidesde hace casi 20 años. La produc- ve, enProducción
drocarburos
estaría
alcanzando
un
ción Aumento
de hidrocarburos
por
pozo,
de la Producción
Aumento de la Producción
Aumento de la Producción
nivel
comparable
a
la
totalidad
del
mientras
tanto,
viene
disminuyen10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo
3
consumo
actual.
do desde hace 8 años.
128
21
A la derecha valorizamos las imEl “futuro probable” que confiREEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:
76 de cada
gura el escenario base de nuestro portaciones y exportaciones
63
a los precios uniejercicio, se basa en un supuesto uno de esos años,
45
INCORPORACIONES 2008/2025
reales EN(CIF
y FOB)
de crecimiento económico optimis- tariosPREVISTAS
ESCENARIO
BASE registrael WTI
ta pero moderado, que se expresa dos durante
Tipo de Centralel 2007,
Potencia cuando
Generación
MW
GWh/año
200
202
a
90
US$/barril
en una tasa de crecimiento anual no llegaba
Térmica Convencional
13,700
50,000
Hidroeléctrica
12,500
58,200
2008/2025 del 1.6% para el PBI per
Nuclear
2,100
15,200
Eólica y Solar
3,500
11,300
Cápita, que representa 2.5% para el
INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:
Total
31,800
134,700
GAS NATURAL
PETROLEO
TOTAL HIDROCARBUROS
PBI total.
La tasa de crecimiento media de
5000 GWh/año equivalen a:
nuestro PBI per cápita 1900/2005
23
1 CC como Genelba
graf3
para períodos
de1620 años fue de
o 1 Nuclear como Atucha II
8
90
0.8%, de modo que estamos too 1 Hidro como Piedra del Aguila
5,000 GWh/año
15,000
GWh/año
25,000fue
GWh/año
mando
el doble.
La
máxima
del
o 14 eólicas
desde 2011
(5,000 desde 2011, (5,000 desde 2011 y
2016 yCon
2021) estas
c/3tasas
años)
1.96% en 1917/37.
y
5000 GWh representan 5% de la 58
60
Generación Térmica Anual Actual
Generación
Térmica Sustituida
debido a lo
realizado
desde el 2003,
41
39
estaríamos alcanzando tasas veinte32
26
ñales superiores
a eseFINAL
1.96%
RACIONALIZANDO
EL CONSUMO
DE: (de 2
21
14
HIDROCARBUROS
ELECTRICIDAD
TOTAL ENERGIA
hasta 3.3%aa) desde el 2008 hasta el
2025.
6 MMtep/año
6 MMtep/año
6 MMtep/año
3 MMtep/año
3 MMtep/año
3 MMtep/año
10 MMm3/día
10 MMm3/día
10 MMm3/día
116 desde 2010
desde 2010
desde 2010 y 6 desde 2010 y 6
desde 2010 y 3 desde 2010 y 3
desde 2010
desde 2010 y 10 desde 2010 y 10
Pese a nuestra moderada proyecmás desde 2020 más en 2015 y
más desde 2020 más en 2015 y
más desde 2020 más en 2015 y
2020
2020
2020
ción del consumo, una considerable
Aumento de la Producción
Aumento de la Producción
Aumento de la Producción
incorporación de energía hidráulica
10 Millones m3/día de Gas Natural
equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo
74
y nuclear y nuestra
optimista
pro70
graf4
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:
6
10 MMm3/día
10 MMm3/día
desde 2010 y 10 desde 2010 y 10
más desde 2020 más en 2015 y
2020
3 MMtep/año
desde 2010
3 MMtep/año
desde 2010 y 3
más desde 2020
6 MMtep/año
desde 2010
6 MMtep/año
desde 2010 y 6
más desde 2020
6 MMtep/año
desde 2010 y 6
más en 2015 y
2020
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
3 MMtep/año
desde 2010 y 3
más en 2015 y
2020
53
46
REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:
43
32
28
18
)
ción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
10 MMm3/día
desde 2010
9
g
7
10 MMm3/día
desde 2010
10 MMm3/día
10 MMm3/día
desde 2010 y 10 desde 2010 y 10
más desde 2020 más en 2015 y
2020
Nota de tapa
Aumento de la Producción
3 MMtep/año
desde 2010
3 MMtep/año
3 63
MMtep/año
desde 2010 y 3 desde 2010 y 3
más desde 2020 más en 2015 y
2020
Aumento de la Producción
45
6 MMtep/año
desde 2010
76
6 MMtep/año
6 MMtep/año
desde 2010 y 6 desde 2010 y 6
más desde 2020 más en 2015 y
2020
graf2
Exportación a Precio FOB
Aumento de la Producción
200 t/año de Petróleo
10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones
202
-20.1
Importación a Costo CIF
Saldo Neto
-24.4
emplazan, respectivamente, 5, 15
y 25 mil GWh/año
generación
PETROLEO
TOTALde
HIDROCARBUROS
térmica convencional, que, según se
aprecia en el lado derecho, equivaINCORPORACIONES 2008/2025
PREVISTAS EN ESCENARIO BASE
len a 5, 15 y 25% de la generación
Tipo de Central
Potencia Generación
térmica actual, o a reemplazar 1,3
o
90
MW
GWh/año
5 centrales térmicas como Genelba
Térmica Convencional
13,700
50,000
Hidroeléctrica
12,500
58,200
por un mismo número, por ejemplo,
Nuclear
2,100
15,200
60
58
Eólica y Solar
3,500
11,300
de centrales nucleares como Atucha
Total
31,800
134,700
II.
41
39
32
Como se ve, la reducción resul26
21
tante
de cada escenario en el saldo
5000 GWh/año equivalen a:
14
23
negativograf3
acumulado de 160 mil mi1 CC como Genelba
16
llones
de
US$ del
escenario
es
6 MMtep/año
6 MMtep/año base
6 MMtep/año
3 MMtep/año
3 MMtep/año
3 MMtep/año
10 MMm3/día
10 MMm3/día
10 MMm3/día
o 1 Nuclear
como Atucha
II
8
desde 2010
desde 2010 y 6 desde 2010 y 6
desde 2010
desde 2010 y 3 desde 2010 y 3
desde 2010
desde 2010 y 10 desde 2010 y 10
más desde 2020 más en 2015 y
másde
desde 2020
más
en
2015
y
más desde 2020 más en 2015 y
8, 162020y 23 mil millones de US$,
2020
o 1 Hidro como Piedra2020
del Aguila
respectivamente.
Parece
poco,
pero
5,000 GWh/año
15,000 GWh/año
25,000 GWh/año
o 14 eólicas
Aumento
de la Producción
Aumento de la Producción
Aumento de la Producción
desde 2011
(5,000 desde 2011, (5,000 desde 2011 y
debemos pensar que sólo estamos
2016 y 2021)
c/3 años)
10 Millones
m3/día
de
Gas
Natural
equivalen
aproximadamente
a
3
Millones
t/año
de
Petróleo
5000 GWh representan 5% de la
midiendo cambios adicionales, soGeneración Térmica Anual Actual
Generación Térmica Sustituida
bre un Escenario Base que ya prevé un crecimiento
de
REEMPLAZANDO
GENERACION
TERMICA
POR OTRAS significativo
FUENTES:
de gas oil,
pero también
deCONVENCIONAL
petróleo y la de ambos hidrocarbu- taciones
RACIONALIZANDO
petróleo y otros productos de me- la generación no térmica. Si no se
ros (figura 2) EL CONSUMO FINAL DE:
HIDROCARBUROS
ELECTRICIDAD
TOTAL ENERGIA
cumplieraINCORPORACIONES
con las incorporaciones
Para el gas, como para los restan- nor costo de importación.
2008/2025
PREVISTAS EN ESCENARIO BASE
El efecto conjunto de una mayor de ese escenario base, el saldo netes análisis del ejercicio, se comparade Central
Potencia Generación
116
gativo de Tipohidrocarburos
sería deron 3 escenarios: uno bajo, con una producción de hidrocarburos muesMW
GWh/año
ampliación de sólo 10 MMm3/d a tra que valdría la pena el esfuerzo. sastroso.Térmica Convencional 13,700 50,000
Hidroeléctrica
12,500
58,200
De cualquier
manera
trata de
partir del 2010 sobre nuestro esce- Pero sólo el escenario máximo de
Nuclear
2,100se 15,200
Eólica y Solar
3,500
11,300
nario base, otro medio, con una am- producción adicional implicaría un montos que seguramente justifican
74
Total
31,800
134,700
70
graf4 la inversión necesaria,
pliación total de 20 MMm3/d,
10 en aporte sustancial a la solución del plenamente
Los más probables esce- y sería absurdo limitar el análisis
2010 y 10 en 2020, y otro alto, con 30 problema.
53
5000 GWh/año equivalen a:
46
a esta visión tan simplista, porqué
narios
bajo
y medio
sólo son parte
MMm3/d adicionales
(es
decir
un
43
23
1 CC como Genelba
16
resulta indispensable desarrollar
Loma de la Lata adicional). Y cada de
32 la solución.
28
o 1 Nuclear como Atucha II
8
Lo mismo sucede con otra de las fuentes alternativas, desde el pununo reduce el saldo negativo 18acuo 1 Hidro como Piedra del Aguila
to de vista económico, técnico, amanalizadas:
la de 25,000
reemmulado de 160 mil millones de US$ alternativas
5,000 GWh/año
15,000 GWh/año
GWh/año
o 14 eólicas
desde 2011
(5,000
desde 2011,
desde 2011biental,
y
etc.
térmica
por(5,000
fuenen 26, 39 y 58 mil millones de US$, plazar generación
2016 y 2021)
c/3 años)
5%
desde
2010
desde
5%
en
desde
5%
en
5000
GWh representan 5% de la
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
Sin Generación
embargo
vemos que incorpotes10%alternativas
(ver Figura
3).2010 hasta 20%
respectivamente.
2010 hasta 10%
2010 hasta
2010 hasta 20%
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
Térmica Anual Actual
Generación Térmica
Sustituidaen 2025
en 2025
en 2025
en 2025
en 2025
en 2025
Los 3 escenarios analizados re- rar, por ejemplo, cada 3 años desde
Para el petróleo, los volúmenes
Disminución del Consumo
Disminución del Consumo
Disminución del Consumo
adicionales
tienen una magnitud
10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a: RACIONALIZANDO EL CONSUMO FINAL DE:
elegida ex-profeso para hacerlos
4.5 Millones de tep de Hidrocarburos
1 Millón de tep de Electricidad
5.5 Millones de tep de Energía
HIDROCARBUROS
ELECTRICIDAD
TOTAL ENERGIA
comparables con los escenarios de
gas, deSIMULTANEAMENTE
poder caloríficoSOBRE
equivalenACTUANDO
CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION
116
te. Lo que llama la atención, en con202
secuencia, es que la reducción del
saldo negativo es inferior, en los 3
escenarios, a la del gas.
74
70
Nuestros modelos probablemen- 142
53
te exageran, por su simplicidad, la
46
43
diferencia. Pero la misma tiene una
32
28
razón lógica:92Al producir más gas,
graf5
18
éste resulta destinado marginalmente a las usinas, reemplazando
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
primordialmente importaciones de
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
en 2025
en 2025
en 2025
en 2025
en 2025
en 2025
gas oil, de alto costo. Al producir
Disminución del Consumo
Disminución del Consumo
Disminución del Consumo
más petróleo nuestros modelos lo
10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:
destinan a refinación (como sucede4.5 Millones de tep de Hidrocarburos
5.5 Millones de tep de Energía
Escenario Mínimo
Escenario Medio
Escenario Máximo 1 Millón de tep de Electricidad
ría en la realidad), evitando imporINCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONALGAS
POR
OTRAS FUENTES:
NATURAL
ACTUANDO SIMULTANEAMENTE SOBRE CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION
8
10^9 US$)
202
g
gr
9
5% desde 2010
Nota de tapa
desde 5% en
desde 5% en
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
en 2025
en 2025
Disminución del Consumo
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
en 2025
en 2025
Disminución del Consumo
10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:
4.5 Millones de tep de Hidrocarburos
1 Millón de tep de Electricidad
5% desde 2010
desde 5% en
desde 5% en
2010 hasta 10% 2010 hasta 20%
en 2025
en 2025
Disminución del Consumo
5.5 Millones de tep de Energía
ACTUANDO SIMULTANEAMENTE SOBRE CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION
Entre los días 4 y 5 Septiembre del 2008
pasado se desarrolló en Buenos Aires el
IV Seminario Estratégico organizado por
el SPE. La Argentina y el Planeamiento
Energético fue el lema elegido esta vez
por los organizadores. Durante dos días
se debatieron temas relacionados con
la Matriz energetica Argentina y su relación con Latinoamérica, el futuro de
las Energía Fósiles Convencionales y
Energías Alternativas, la visión del rol
del Estado en la regulación de la industria desde las Provincias y la Nación, el
Financiamiento de las inversiones de
largo plazo, etc.
Participaron importantes ejecutivos y especialistas de la industria como Eduardo
Barreiro, Daniel Gerold, Marcelo Martínez Mosquera, Claudio Molina, Héctor
Otheguy, Eduardo Bobillo, Rubén Sabatini, Daniel Montamat, Hugo Carranza y
Alejandro Luppi, entre otros.
El cierre del seminario estuvo a cargo
del actual secretario de Energía de la
Nación, Daniel Cameron. En la próxima
edición de Prensa Energética publicaremos un completo informe sobre el análisis del Seminario.
el 2011 una nuclear como Atucha II,
adicional a las 3 ya contempladas en
el escenario base, hasta reemplazar
25000 GWh por año de generación
térmica, reduce el saldo negativo
en sólo 23 mil millones de US$. De
nuevo: una parte importante e indudablemente necesaria de la solución, pero no suficiente
Otra opción es la de racionalizar
el consumo final (ver Figura 4). Aquí
se analizan los efectos de reducir en
3 niveles distintos el consumo de hi10
202
Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)
Argentina y el
Planeamiento Energético
142
graf5
92
Escenario Mínimo
Escenario Medio
drocarburos, el de electricidad o el
de ambas fuentes simultáneamente.
Pese a que los % son iguales en
cada escenario, la reducción en el
consumo de electricidad es muy
inferior, ya que como vemos 10%
del consumo actual representan
4.5 MMtep de hidrocarburos y sólo
1 MMtep de electricidad, medida
como lo hace el BEN a su equivalencia calórica para el consumidor (860
kcal/KWh). Sin embargo el efecto
sobre el saldo negativo acumulado
resulta de nivel similar.
De nuevo es probable que nuestro modelo exagere, pero la explicación de esta diferencia es que la
generación de electricidad quemando hidrocarburos implica una
pérdida de energía del orden del
55%, de modo que reducir el consumo final de electricidad implica
reducir en una magnitud superior
el insumo de hidrocarburos para
generación, a lo que se suma que el
primer combustible sustituido sería el gas oil, de alto costo relativo
de importación.
De esto se extrae que resultaría
prioritario actuar sobre la demanda
de electricidad, para reducir el consumo de hidrocarburos. Y resultaría desaconsejable la actual tendencia a sustituir consumos finales
de hidrocarburos por electricidad,
salvo que la eficiencia relativa de
los artefactos eléctricos supere la
ineficiencia de la generación térmica convencional.
Escenario Máximo
El efecto de los 3 escenarios de
reducción del consumo final de
energía total es más alto que los de
producción y generación que hemos
analizado precedentemente, aunque
este análisis simplificado no permite evaluar los esfuerzos, tiempos e
inversiones asociados a cada uno.
En este último gráfico (ver figura
5) mostramos los resultados de actuar simultáneamente en todos los
frentes analizados, es decir que el
escenario bajo muestra el efecto de
aumentar la producción de hidrocarburos, reemplazar generación
térmica y reducir el consumo de
energía, en las hipótesis más bajas
adoptadas para cada ítem en los slides precedentes, y lo mismo para
los restantes escenarios. Como se
ve, el escenario medio que implica
un esfuerzo considerable pero un
objetivo alcanzable, soluciona gran
parte del problema.
Sin embargo vemos que incorporar, por ejemplo, cada 3 años desde
el 2011 una nuclear como Atucha II,
adicional a las 3 ya contempladas en
el escenario base, hasta reemplazar
25000 GWh por año de generación
térmica, reduce el saldo negativo
en sólo 23 mil millones de US$. De
nuevo: una parte importante e indudablemente necesaria de la solución, pero no suficiente
Otra opción es la de racionalizar
el consumo final (ver Figura 4). Aquí
se analizan los efectos de reducir en
3 niveles distintos el consumo de hi-
drocarburos, el de electricidad o el
de ambas fuentes simultáneamente.
Pese a que los % son iguales en
cada escenario, la reducción en el
consumo de electricidad es muy
inferior, ya que como vemos 10%
del consumo actual representan
4.5 MMtep de hidrocarburos y sólo
1 MMtep de electricidad, medida
como lo hace el BEN a su equivalencia calórica para el consumidor (860
kcal/KWh). Sin embargo el efecto
sobre el saldo negativo acumulado
resulta de nivel similar.
De nuevo es probable que nuestro modelo exagere, pero la explicación de esta diferencia es que la generación de electricidad quemando
hidrocarburos implica una pérdida
de energía del orden del 55%, de
modo que reducir el consumo final
de electricidad implica reducir en
una magnitud superior el insumo de
hidrocarburos para generación, a lo
que se suma que el primer combustible sustituido sería el gas oil, de alto
costo relativo de importación.
De esto se extrae que resultaría
prioritario actuar sobre la demanda
de electricidad, para reducir el consumo de hidrocarburos. Y resultaría
desaconsejable la actual tendencia a
sustituir consumos finales de hidrocarburos por electricidad, salvo que
la eficiencia relativa de los artefactos
eléctricos supere la ineficiencia de la
generación térmica convencional.
El efecto de los 3 escenarios de
reducción del consumo final de
energía total es más alto que los de
producción y generación que hemos
analizado precedentemente, aunque
este análisis simplificado no permite evaluar los esfuerzos, tiempos e
inversiones asociados a cada uno.
En este último gráfico (ver figura
5) mostramos los resultados de actuar simultáneamente en todos los
frentes analizados, es decir que el
escenario bajo muestra el efecto de
aumentar la producción de hidrocarburos, reemplazar generación
térmica y reducir el consumo de
energía, en las hipótesis más bajas
adoptadas para cada ítem en los slides precedentes, y lo mismo para
los restantes escenarios. Como se
ve, el escenario medio que implica
un esfuerzo considerable pero un
objetivo alcanzable, soluciona gran
parte del problema.
(*) Nota importante: Dicho artículo
resume los conceptos principales de la
presentación realizada por Eduardo Bobillo denominada Prospectiva Energética Argentina: Un Ejercicio Práctico,
durante el IV Seminario Estratégico
organizado por el SPE en el Sheraton
Hotel entre los días 4 y 5 de septiembre
de 2008.
Eduardo Bobillo es un economista
especializado en planeamiento energético. Actualmente es Gerente de Planeamiento Comercial de MetroGAS S.A.
y Coordinador de la División Energía
del Foro Estratégico para el Desarrollo
Nacional.
11
Nota de tapa
Potencial exploratorio en Argentina
¿Ideas es lo que sobra?
El dilema sobre el futuro de la exploración en Argentina sigue tan latente
como en los últimos 10 años. Hacia delante el panorama está marcado
por la exploración en áreas no productivas o de frontera, o búsqueda
de yacimientos de menor volumen en las áreas productivas.
¿Existen posibilidades geológicas
de reponer reservas de hidrocarburos en Argentina? La respuesta es sí,
pero en el medio hay tantas dudas
como certezas. Veamos algunas definiciones recogidas en estos últimos
años por diversos especialistas:
• Argentina tiene un historial
de explotación petrolera de 100 años.
Los costos de exploración, desarrollo
y producción no son los mismos que
hace 30 o 50 años.
• Existen áreas maduras y
áreas nuevas en las que es posible
explorar pero el proceso de exploración y desarrollo será mucho más
costoso e implica asumir un mayor
riesgo de fracaso.
• Para el mediano plazo, es
posible incrementar las reservas
probadas a partir, de las probables
y posibles, pero es necesario generar
señales y reglas claras de aliento a la
inversión.
• Un dato curioso: hay 19
cuencas de frontera de alto riesgo
(aproximadamente 2,5 Mill de km2)
que están sub-exploradas, donde
se han hecho solo cien pozos en 80
años.
• Toda reformulación de la
ley de Hidrocarburos será positiva
si produce como resultado un fuerte
incremento y continuidad en la exploración de riesgo.
• Para 2010 el horizonte de reservas de petróleo y gas se reduciría
a 6 años.
• La existencia de compañías
de menor tamaño y estructura, facili12
taría a su vez la reactivación de campos maduros y/o marginales que hoy
se encuentran en la “cola” del portfolio de las empresas grandes.
La Argentina posee 3 millones
de km2 de cuencas sedimentarias de
las cuales son productivas y de bajo
riesgo exploratorio el 6%, un 12%
son cuencas productivas pero de alto
riesgo y 82% del área de las cuencas
sedimentarias es improductiva de
alto riesgo exploratorio
Está claro que la constante caída
en el nivel de reservas que enfrenta
el país desde hace algunos años, sumada al importante incremento en la
demanda, especialmente de gas natural, lo empujan a explorar en zonas de frontera. Se trata de regiones
de alto riesgo geológico, hecho que
está determinado en ocasiones por
la falta de información que se posee
de determinadas áreas y en otros casos por la abundante presencia de
datos negativos.
A diferencia de lo que sucede en
las cuencas exploradas, en las áreas
de frontera, la apuesta inversora por
parte de las compañías es mayor, ya
que no solo tendrán que lidiar con
el riesgo geológico de encontrar los
potenciales yacimientos en áreas con
limitada información, sino que también deberán construir toda la infraestructura necesaria, normalmente
ausente en estas comarcas. Esto eleva dramáticamente el umbral económico de los proyectos.
Daría la sensación de que el país
tiene potencial exploratorio. “El tema
pasa por establecer condiciones que
lo conviertan en un lugar atractivo a
los ojos de quienes tienen la posibilidad de invertir. Para alcanzar ese
objetivo, se requiere que la normativa se cumpla y respete a lo largo
del tiempo. La minería es un buen
ejemplo de ello. La ley que regula a
ese sector fue promulgada en 1993,
y no sufrió alteraciones durante los
ARGENTINA – FRONTERA EXPLORATORIA
PUNA : MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE
PETRÓLEO Y 1 POZO CON RASTROS DE
HIDROCARBUROS.
BOLSONES INTERMONTANOS
CHASCHUIL Y MARAYES :
BUENA ROCA MADRE AUNQUE DISTRIBUCIÓN
IRREGULAR.
BERMEJO :
MANIFESTACIÓN SUPERFICIAL DE PETRÓLEO
Y 1 POZO CON RASTROS DE HIDROCARBUROS.
OCÉANO
ATLÁNTICO
CHACOPARANÁ : RASTROS DE HIDROCARBUROS
EN 5 POZOS DE LOS 39 PERFORADOS.
GENERAL LEVALLE : MANIFESTACIÓN
DE
HIDROCARBUROS EN EL ÚNICO POZO PERFORADO.
NO de NEUQUÉN (LOS MICHES) :
MANIFESTACIÓN SUPERFICIAL DE PETRÓLEO.
M. Mozetic, 2004; N. Zilli y ot., 2005
ARGENTINA – FRONTERA EXPLORATORIA
PUNA : MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE
PETRÓLEO Y 1 POZO CON RASTROS DE
HIDROCARBUROS.
sucesivos gobiernos”, explica un importante directivo.
El país cuenta con 24 cuencas sedimentarias, de las cuales sólo 5 están actualmente en producción. Eso
implica un potencial exploratorio
interesante: “Tendríamos que tener
muy mala suerte para no encontrar
nada; eso resulta hasta improbable.
Pero para explorarlas hay que hacer
importantes inversiones, y para ello
resulta fundamental que las reglas
se mantengan en el tiempo”, agregan desde una destacada consultora.
No obstante, no son pocos los especialistas que opinan que “el hecho
de tener 19 cuencas improductivas
no significa que tengamos ningún
potencial interesante y mucho menos que nos encarguemos a la buena
suerte”.
También debemos saber que nuevos descubrimientos no cambiarían
el panorama actual de abastecimiento en el corto plazo.
Al mismo tiempo, habría que estar trabajando por estos días en un
plan a largo plazo, porque los tiempos de la energía son a 15 ó 20 años,
Dependencia petrolera
Desde finales de la década del ’90
el horizonte de recursos hidrocarburíferos en la Argentina comenzó a
disminuir, y también lo hizo el nivel
de producción de petroleo y hoy parecería que la producción de gas está
llegando a un techo.
La disminución de las reservas
probadas, entre el 31 de diciembre
de 2000 e igual fecha de 2005, fue del
30 % en el caso del Petróleo y del 39
% para el Gas. La relación negativa,
entre diciembre de 2004 y del 2005,
alcanzó al 12,09 % en las reservas de
Petróleo y al 16 % en el Gas
Con respecto a la caída de las actividades exploratorias, un índice que
refleja objetivamente dicho aspecto
lo constituyen los pozos exploratorios perforados en los últimos años.
Entre 1960 y 1990, el promedio rondó
siempre los 100 a 110 pozos exploratorios perforados anualmente. Esa
magnitud se redujo, en los últimos 5
años en casi un 80 %.
Como un ejemplo de la necesidad
de seguir explorando en las Areas
de Alto y Muy Alto Riesgo, se observa que en los 1.223.000 Km2 de las
cuencas “off-shore” de la Argentina
fueron perforados desde 1969 hasta
la fecha unos 150 pozos en distintos
períodos, destacándose que la mayor parte de ellos, 96 se ubicaron en
la Cuenca Austral, donde se encuentran los únicos yacimientos en producción “off shore” operados por
Total Austral y Sipetrol.
Cabe consignar que en las cuencas
Salado, Colorado, San Jorge y Malvinas se han registrado presencia de
hidrocarburos.
La energía primaria que se consume en el país es altamente dependiente de los hidrocarburos con una
participación del 86,0%.
Ello nos indica que se deberá poner mucha atención en ese importan-
te sector de la Matriz Energética Primaria, hasta tanto se pueda producir
una modificación en su composición.
“Los emprendimientos asentados
en la Argentina, como en cualquier
parte del mundo, no sólo necesitan
que haya fluido sino también requieren la certeza de que durará por muchos años. Si alguien estuviera pensando en instalar una industria, se
fijaría en primer lugar si tiene energía. De lo contrario, la iniciativa sería inviable”, acota un ex petrolero.
Información negativa
e insuficiente
“Todos parecen dar por hecho
que aumentos en la inversión exploratoria nos devolverían los grandes
y frecuentes descubrimientos del
pasado, negando hechos naturales
y conocidos sobre la maduración exploratoria de las Cuencas, y el carácter no renovable y finito del recurso.
Lo mismo puede decirse, lamentablemente, de varios supuestos “expertos” e instituciones privadas que
de tanto en tanto emiten opiniones
generalizadoras, e invariablemente
con un bajo nivel de conocimiento y
respaldo técnicos. Suelen ser economistas, abogados, etc…nunca geólogos”, señala un importante hombre
de la industria.
Hablando de geólogos en el último Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos organizado por el IAPG en 2005 presentaron
una serie de propuestas e ideas para
TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE
DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN
Jean Jaures 216, Piso 1 (C1215ACD). Buenos Aires—Argentina
Tel.: (54—11) 4865-9857 al 65 (int.2237), Fax: (54—11) 4866-0260
e-mail: [email protected]
13
Totales
Nota de tapa
4
18
1
1
26
76
18
6
150
Nota: Los pozos de Malvinas Norte fueron licitados por el Reino Unido.
Reservas
incentivar la actividad exploratoria
en Argentina, como por ejemplo:
800.000,00
• Diferenciar los plazos de los
permisos de exploración entre áreas
de frontera y cuencas en producción.
700.000,00
• Permitir que el Reconocimiento Superficial otorgue derecho
exclusivo sobre el área en cuestión
por un tiempo determinado.
300.000,00
600.000,00
500.000,00
Petróleo (Mm3)
400.000,00
Gas (MMm3)
200.000,00
100.000,00
0,00
al 31/12/2000
• Crear un Banco de Datos
único y público.
• Permitir la adquisición de
información sísmica 2D/3D o métodos geofísicos potenciales de tipo
Spec o Multicliente.
• Reprocesar o “reciclar” con
nuevos métodos y tecnología la información existente de las áreas de
frontera, mejorando su calidad.
• Promover y reactivar la investigación por medio geología de
superficie,
re-evaluación geoquímica, etc.,
con el aporte de universidades y/o
organismos estatales.
• Promover la conformación
de consorcios entre empresas con
vocación exploratoria a fin de reducir su exposición al riesgo.
• Disminuir la aversión al
riesgo a nivel compañía impulsando una mentalidad exploratoria ante
una puramente economicista.
Ya en noviembre de 2003 un documento surgido del Taller “La situación
de la exploración en Argentina”, coordinado por la Comisión de Exploración
y Desarrollo del IAPG, daba cuenta sobre los aspectos técnicos de las diferentes cuencas productivas, a saber:
Cuenca del Noroeste
Existe potencial remanente en la
Cuenca Cretácica. Nuevas ideas trae14
al 31/12/2004
al 31/12/2005
rían mucho petróleo El potencial exploratorio remanente de la Cuenca
Cretácica del NOA es pobre. El análisis
detallado de exploración de frontera y
el empleo de nuevos conceptos exploratorios, como la investigación de las
areniscas transgresivas (Formación Lecho) infrayacentes a la roca madre, pueden abrir oportunidades en la Cuenca
Cretácica. El sector de la Puna de la
Cuenca Cretácica es una zona de gran
potencial donde es necesario encontrar
trampas de magnitudes suficientes para
atraer el interés.
En la Cuenca Paleozoica el éxito exploratorio en los dos trenes centrales
fue en desmedro de la exploración de
mayor riesgo de los sectores orientales
y occidentales de la cuenca, de muy interesante potencial.
El Neocomiano es un potencial sistema petrolero que aún no ha sido explorado lo suficiente.
Cuenca Cuyana
Cuenca Austral
Hay buenas posibilidades con otros
objetivos (por ejemplo: Potrerillos-Rio
Blanco).
En la Cuenca Cuyana las posibles
estructuras en los bloques bajos de los
grandes corrimientos y la existencia del
sistema petrolero Cabras (profundo),
constituyen el potencial exploratorio
remanente.
La zona al norte del Río Santa Cruz
es de gran potencial exploratorio.
El sector oeste de la Cuenca Austral,
la Faja Corrida, posee potencial para
acumulación de gas, principalmente en
Tight Sands.
Cuenca Neuquina
El Pozo Mailín en la Cuenca Chacoparanense, tuvo manifestaciones
muy importantes de hidrocarburos
en el límite Carbónico-Devónico.
Los Bolsones constituyen un
zona de gran potencial con alto riesgo, por escasez de datos y no por
datos negativos.
Muchos aseguraban que el empleo
de la adecuada tecnología para extracción de petróleos pesados puede abrir
un gran campo en la exploración de
petróleos como el existente en el Yacimiento Llancanelo, en la provincia de
Mendoza. El caso de Petroandina demostró que además de la tecnología se
requieren nuevas ideas, más filosofía
empresaria, gente capacitada. La gran
extensión que ocupa la Faja Corrida de
la Cuenca Neuquina hace que se considere una zona sub-explorada en relación con los trabajos realizados.
Las Tight Sands del Cuyano o las
Acumulaciones de Gas Continuo en la
Formación Los Molles pueden constituir una nueva frontera exploratoria en
la Cuenca Neuquina.
Cuenca del Golfo
de San Jorge
Cuencas actualmente sin
producción o de Frontera
15
Yacimientos Argentinos
Nota de tapa
Pozos Agap-1002, Ag xp-1 Agap-1001
Yacimiento Aguaragüe
millones de dólares
-Desde que asumió la250operación de las áreas en ArInversiones
gentina, Tecpetrol viene invirtiendo
en forma continua e
200
intensiva en actividades de
exploración y desarrollo. Es150
tas inversiones tienen como
objetivo desarrollar reservas
100
existentes e incorporar nuevas, utilizando las tecnologías
50
más modernas disponibles buscando maximizar la pro0
ducción de los yacimientos. 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08
Durante los últimos 15 años, la inversión en las
áreas operadas por Tecpetrol superó los 2.000 millones de
dólares, en exploración y en el desarrollo de áreas
petrolíferas y gasíferas en Argentina. Las
inversiones concretadas en el 2007 y
2008 fueron de 400 millones de dóMisión
lares.
Desde el 2008, Tecpetrol en conjunto con Fomicruz
(empresa de la provincia de
Santa Cruz) participa en las
Bermejo
áreas Estancia la Mariposa
y Lomita la Costa, ubicadas
en el norte de Santa Cruz
NOROESTE
•Aguaragüe
donde se desarrollarán
•Ramos
•Hickmann
nuevas reservas de gas.
•Río Colorado
Tecpetrol puso en proNEUQUINA
•Catriel Viejo
ducción el pozo bilateral gasí•Tres Nidos
•Caracol Norte
fero Agap-1002, conectándolo
•Fortín de Piedra
•Atuel Norte
al Gasoducto Norte y generando
•Agua Salada
•Los Bastos
un aumento de gas inyectado al sistema troncal de gas de 700.000 m3/día.
Este nuevo gas se suma a la producción del
pozo Ag xp-1 de la misma área central explotada
por la UTE (Unión Transitoria de Empresas) Aguaragüe en
Salta, que entró en producción en octubre pasado. Ambos
pozos suman una inyección de gas al sistema de 1.700.000
m3/día, y representan aproximadamente el 10 % de la extracción gasífera de la provincia de Salta.
Realizaron la tradicional apertura de válvula en el yacimiento Aguaragüe el Ministro de Planificación Federal,
Infraestructura y Servicios Públicos, Julio De Vido; el Gobernador de Salta, Juan Manuel Urtubey; el Vicepresidente Ejecutivo de Tecpetrol, Carlos Ormachea; el Director
Corporativo de la Organización Techint, Luis Betnaza;
entre otros funcionarios nacionales, provinciales, locales
y colaboradores de la empresa.
Durante los dos últimos años, la UTE Aguaragüe viene
realizando inversiones en el área por 80 millones de dó1616
lares para desarrollar la formación geológica Santa Rosa.
Como resultado de estas inversiones, se pusieron en producción los pozos Ag xp-1 y Agap-1002; y actualmente se
está ejecutando una rama adicional del pozo Agap-1001
que aportará al sistema troncal de gas volúmenes de inyección similares a los de sus pozos vecinos.
“Tecpetrol viene cumpliendo un ambicioso plan de
inversiones en nuestras áreas operadas, con miras a un
aumento en la producción” destacó Carlos Ormachea,
Vicepresidente Ejecutivo de Tecpetrol. “Con desafíos tecnológicos cada vez más exigentes, inauguramos un
nuevo pozo bilateral que lleva la inversión
histórica en este yacimiento Aguaragüe
a 550 millones de dólares desde que
iniciamos la concesión allá por
1992”.
Para la perforación de las
EM Baripetrol S.A.
ramas laterales se utilizó tecnología de última generación, que permitió continuar
Camisea
• Bloque 88
extrayendo gas en pozos de
• Bloque 56
gran profundidad, apoyánIpati-Aquio
dose en estudios geológicos que lograron identificar
zonas de mayor productividad
y definir con precisión
GOLFO S. JORGE
(Chubut)
la trayectoria de los pozos. De
•El Tordillo
•José Segundo
hecho,
el sistema multilateral
•La Tapera
•Puesto Quiroga
(Hook Hanger) bajado en el pozo
Agap-1002 logró un récord mundial,
alcanzando una profundidad de 4.315 metros y superando la marca anterior lograda por
la empresa Saudi ARAMCO (4.298 metros). El proyecto
incluyó la perforación sobre un pozo ya existente de una
rama productiva adicional, de casi 1.100 metros, alcanzando una profundidad final de 5.360 metros.
Tecpetrol opera Aguaragüe, una de las áreas centrales
de la cuenca Noroeste, desde 1992. Actúa como operador
(23%) a través de la UTE Aguaragüe que integra con YPF
(30%), Mobil Argentina S.A. (23%), Petrobras Energía
S.A.(15%), CGC S.A. (5%), y Ledesma S.A.A.I (4%). Desde
el inicio de la concesión en 1992, el área Aguaragüe lleva
producidos 33.000 millones de m3 (producción equivalente a tres inviernos de consumo de gas de Argentina
hoy). En la provincia de Salta, Tecpetrol opera también las
áreas exploratorias Hickmann y Río Colorado; y participa
en el área Ramos.
17
Yacimientos Argentinos
Nota de tapa
Loma la Lata y Chihuido
de la Sierra Negra
Loma La Lata
El yacimiento LLL (Loma de la Lata), ubicado en la
provincia del Neuquén, operado actualmente por YPF, es
uno de los productores de gas más importantes de Latinoamérica. La formación productora de gas es Sierras
Blancas, una arenisca que se extiende
de 20 a 100 m de espesor según su
ubicación dentro del yacimiento, a
una profundidad promedio de 3000
m. Esta formación presenta una porosidad efectiva promedio de 14%
y una permeabilidad promedio de 2
md, con producciones de gas de hasta 400.000 m3/d. La completación de
estos pozos incluye una a dos fracturas hidráulicas con agente de sostén,
como método estándar de estimulación, con el fin de incrementar y acelerar la producción de gas.
LLL está en producción y continuo desarrollo desde el año 1978. En
las zonas de mayor producción, la
presión original de 320 kg/cm2 ha
decaído a 110 kg/cm2, mientras que
en ciertas zonas pueden encontrarse
niveles dentro de la misma formación
con presiones cercanas a la original,
producto de la estratificación existente en las arenas.
El campo Loma La Lata está ubicado en la Provincia del Neuquén en
los departamentos de Confluencia y
Añelo.
Geográficamente se encuentra en la
zona central de la provincia al norte del
embalse Los Barreales y a ambas márgenes del río Neuquén. Dista 90 km en
dirección NNW de la capital y 100 km
al NNE de la localidad de Plaza Huincul-Cutral Có; la localidad de Añelo se
encuentra dentro del área del campo.
La Estructura dominante en el
campo Loma La Lata es un anticlinal de forma dómica
elongada, amplia, cuyo ápice se encuentra en la zona de
Sauzal Bonito. Sus flancos son suaves, tendidos y de gran
desarrollo areal con buzamiento monoclinal hacia el ENE
18
18
con valores que no superan los 2 a 3 grados. El yacimiento
se desarrolla sobre el flanco oriental.
El yacimiento LLL está en explotación desde 1977 y las
formaciones de interés de abajo hacia arriba son Lotena
(Gas Seco), Sierras Blancas (Gas y Condensado) y Quintuco (Petróleo con Gas asociado). La producción actual es
20 Mm³/d de Gas, 5 km³/d de NGL
y 1800 m³/d de líquido de los cuales
1200 m³/d son de condensado.
Actualmente YPF está en una campaña de perforación que contempla
para el año en curso la incorporación
de 35 nuevos pozos de desarrollo y
un pozo exploratorio dirigido al lago
los Barreales desde la costa occidental
con una profundidad total de 7500m.
TVD 3000-3500mbdp ( actualmente lleva perforado 5250 m ).
Chihuido de la
Sierra Negra
El área ChSN-Lm pertenece a la
Cuenca Neuquina y se encuentra ubicada en la provincia del Neuquén, a 50
km al NO de la localidad de Rincón de
los Sauces y 250 km al NO de la ciudad
de Neuquén. Cubre una superficie de
aproximadamente 10.000 Ha.
El área ChSN-Lm está conformada
por los siguientes yacimientos: Chihuido de la Sierra Negra (ChSN), Lomita
(Lm), Lomita Norte (LmN), Lomita
Sur (LmS), El Límite (EL) y Aguada de
la Cerda Norte (ADLCN).
La estructura del área esta constituida por un anticlinal formado por el
alto de Chihuido de la Sierra Negra, el
cual desarrolla un amplio faldeo hacia
el Este, en donde se encuentra alojada
la principal porción del yacimiento.
El esquema de fallamiento que
presenta el área se basa en fallas de
bajo rechazo (5 a 10 mts) casi verticales, producto del efecto distensivo de los niveles superiores donde se emplazan
los cuerpos ígneos. La producción alcanza los 4,121 m3/d
de Petróleo.
19
Pozos Productores de petróleo
47
Pozos Productores de Gas
NotaGas
de tapa
Natural
57
Inyección a gasoducto (Millones de m /d @9300)
5.4
Gas Natural Producción Acumulada (Miles de millones de m )
25.8
3
ute sta cruz
ute sta cruz
3
520
520
787.0
roductores de petróleo
Pozos Productores
de petróleo Acumulada (Miles de m 3 )
Petróleo
Crudo Producción
roductores de Gas Pozos Productores de Gas
Pozos Perforados
Petróleo
Crudo Producción ( m /d)
47
47
57
57
14.166.0
ural Inyección a gasoducto
Gas Natural
(Millones
Inyección
de ma3/dgasoducto
@9300) (Millones de m3/d @9300)
5.4
5.4
ural Producción Acumulada
Gas Natural
(Miles
Producción
de millones
Acumulada
de m3 ) (Miles de millones de m3 ) 25.8
25.8
erforados
3
UTEGLPPuesto
Hernández
Producción (Tn/d)
GLP Producción Acumulada (Miles de Tn)
UTE Santa Cruz I
o Crudo Producción Petróleo
( m /d) Crudo Producción ( m /d)
3
o Crudo Producción Petróleo
Acumulada
Crudo
(Miles
Producción
de m ) Acumulada (Miles de m )
3
oducción (Tn/d)
787.0
787.0
14.166.0
14.166.0
17.8
17.8
28.2
28.2
3
3
GLP Producción (Tn/d)
Puesto Hernández
ute UTE
sta cruz
oducción AcumuladaGLP
(Miles
Producción
de Tn) Acumulada (Miles de Tn)
17.8
28.2
PROBADA
PROBABLE
El yacimiento Puesto Hernández se ubica en el norte
El Yacimiento Puesto
Hernández sePOSIBLE
encuentra en el
3
Petróleo
Crudo
Miles
de
m
1,646
525
474 Los
de la Provincia del Neuquén, extendiéndose en el sector ámbito de “Engolfamiento” de la Cuenca Neuquina.
3
Gas
Natural
Miles
de
millones
de
m
11,369
3,042
3,014
NE hacia ute
la Provincia
reservorios en producción, de edad Cretácica Inferior son:
sta cruz de Mendoza.
ute sta cruz
Fue descubierto por YPF S.A. en Noviembre de 1967 y las formaciones Agrio, Rayoso y Huitrin destacándose el
PROBADA
PROBABLE
POSIBLE PROBABLE
POSIBLE
desde Julio de 1991 es operado
por Petrobras
EnergíaPROBADA
S. miembro
Avilé perteneciente
a la Formación Agrio.
Crudo Miles de m Petróleo Crudo Miles de m
1,646 ute hernandez
525 1,646 474
525
474
A. (“PESA”),
quien
junto
con YPF S.A.
constituyen la 3,042
UTE 11,369
La3,014
superficie del
área concesionada
es de 147 Km2. Alural Miles de millones
Gas de
Natural
m
Miles de millones11,369
de m
3,042
3,014
Puesto Hernández,
con participaciones de 61.55 % para gunas características operativas se pueden1,510
observar en
Pozos Perforados
YPF y 38.45
%
para
PESA.
los
cuadros
que
siguen:
Pozos Productores
824
3
3
3
3
ute hernandez
ute hernandez
Perforados
Pozos
Productores de Gas
Pozos Perforados
Productores
Producción
Bruta (m /d)
Pozos Productores
1,510
1,510
484
824
824
75,000.0
484
484
265,500.0
75,000.0
75,000.0
265,500.0
3
265,500.0
3,600.0
3,600.0
3,600.0
64,800.0
64,800.0
84,000.0
84,000.0
84,000.0
379,500.0
379,500.0
379,500.0
3
Productores de Gas Producción
Pozos Productores
Gas
BrutadeAcumulada
(Miles de m3 )
3
3
ción Bruta (m /d) Petróleo
ProducciónCrudo
Bruta (m
/d)
Producción
(m3/d)
ción Bruta Acumulada
Producción
(Miles de Bruta
m3 ) Acumulada (Miles de m3 )
Petróleo Crudo Producción Acumulada (Miles de m )
o Crudo Producción Petróleo
(m3/d)
Crudo Producción (m3/d)
3
de
Agua
o Crudo ProducciónInyección
Petróleo
Acumulada
Crudo
(Miles
Producción
de m(m
) /d)
Acumulada (Miles de m3 )
3
ón de Agua (m 3/d)
Inyección
Agua
Acumulada (miles de m )
Inyección dede
Agua
(m /d)
3
3
3
ón de Agua Acumulada
Inyección
(miles de
de m
Agua
) Acumulada (miles de m3 )
64,800.0
Las inversiones realizadas en los últimos 5 años ascienden a 437 millones de dólares, siendo sus reservas al 31 de
diciembre de 2007 las siguientes:
ute hernandez
ute hernandez
ute hernandez
PROBADA
3
3
3
CrudoMiles
Miles
m8.062
Crudo Miles de mPetróleo
Petróleo Crudo
de mde
PROBADA
PROBABLEPROBADA
POSIBLE
PROBABLE PROBABLE
POSIBLE
4.989
4.989 8.062 1808.062 4.989
180
Puesto Hernández es un ejemplo clásico de campo maduro con elevado grado de desarrollo, donde la aplicación
de Proyectos de Recuperación Secundaria por Inyección
de Agua, en todos los niveles productivos, ha permitido
obtener una elevada eficiencia de explotación, como lo indican factores de recuperación entre 25 a 45 % para los
distintos niveles.
El impacto permanente de nuevas tecnologías y el
gran esfuerzo por crear y realimentar modelos estáticos
y dinámicos de reservorios que permiten la gestión integrada del campo han sidos pilares para el logro de estos
objetivos.
Cabe mencionar la incorporación equipos hidráulicos
de última generación con elevado grado de automatización, orientados a proyectos de perforación, de pozos
POSIBLE
180
verticales y horizontales, utilización de unidad snubbing
para intervención de Pozos Inyectores presurizados, materiales especiales en equipamiento de pozos y de tuberías de ERFV en la entubación de los mismos..
Dentro de los sistemas extractivos (Bombeo mecánico,
electro sumergible, PCP) se trabaja día a día en el mejoramiento y ampliación de sus rangos de funcionamiento
logrando mejores eficiencias extractivas.
Las inversiones realizadas y la sinergia entre los factores mencionados, permiten mantener operativo el yacimiento en búsqueda del máximo nivel de recuperación
en un escenario de costos crecientes y producción declinante, característica propia de campos con elevado grado
de madurez.
UTE Santa Cruz I
La UTE Santa Cruz I es un área de producción de petróleo y gas ubicada en la sección sur de la Provincia
20
de Santa Cruz. Incluye una superficie total de 1.480,71
km2 correspondiente a lotes en explotación. Se ubica en
la porción continental de la Cuenca Austral, los reservorios en producción son la F.Springhill, la F. Magallanes
Inferior, y la Serie Tobífera, en profundidades que varían entre 1400 y 3500 mbbp. La actividad involucra el
desarrollo y producción de reservas de petróleo, gas y
líquidos asociados, y la adecuación y transporte de la
producción para venta.
El 16 de diciembre de 1991, se conforma la Unión
Transitoria de Empresas con la participación de YPF SA,
Quintana Petroleum Corp., Marc Rich & Co y Compañía
General de Combustiles S.A. (“CGC”). Luego de algunas
cesiones queda finalmente integrada por YPF S.A., Quintana Exploration Argentina, Quintana Minerals Argentina, Südelektra Argentina y C.G.C. El foco inicial de la
ute sta cruz
actividad se centró en la exploración y puesta en producción de reservas de petróleo. En el año 2001 mediante un
intercambio de activos con YPF SA y la adquisición de las
participaciones de Quintana Exploration Argentina S.A.,
la sociedad antecesora de Petrobras Energía S.A (“PESA”),
ingresa como Operadora de la UTE con una participación
del 71%, quedando CGC con una participación del 29%.
A partir de 2001 se da impulso al desarrollo de las reservas de gas con la delimitación de los campos y la construcción e integración de la infraestructura de tratamiento
y transporte de gas que permitió llevar la disponibilidad
para venta de 1.2 MM m3/d a más de 5 MM m3/d.
El cuadro siguiente resume las principales características operativas del mes de Septiembre 2008:
ute sta cruz
Pozos Perforados Pozos Perforados
520
520
Productores de petróleo
Pozos Productores Pozos
de petróleo
47
47
Pozos Productores Pozos
de GasProductores de Gas
57
57
ute sta
Gas Natural Inyección
GasaNatural
gasoducto
Inyección
(Millones
a gasoducto
de m /d @9300)
(Millones
de mcruz
/d @9300)
5.4
5.4
Gas Natural Producción
Gas Natural
Acumulada
Producción
(Miles de
Acumulada
millones de
(Miles
m3 ) de millones de m3 )
25.8
25.8
787.0
787.0
520
14.166.0
14.166.0
47
17.8
17.8
57
3
3
Pozos
Perforados
Petróleo Crudo Producción
Petróleo
( Crudo
m3 /d)
Producción ( m3 /d)
3
Pozos
Productores
dempetróleo
Petróleo Crudo Producción
Petróleo
Acumulada
Crudo
Producción
(Miles de
Acumulada
)
(Miles de m 3 )
Pozos Productores
de Gas
GLP Producción (Tn/d)
GLP Producción
(Tn/d)
GLP Producción Acumulada
GLP Producción
de
Acumulada
Tn)
(Miles
de Tn)
28.2
Gas(Miles
Natural
Inyección
a gasoducto
(Millones de m3/d @9300)
28.2
Gas Natural Producción Acumulada (Miles de millones de m3 )
5.4
25.8
Petróleo
Crudo
( m3 /d)
787.0
En los lotes de explotación existen
proyectos de reLa UTE se
compone
de Producción
14 concesiones
de explotación,
3
sta
cruz
ute
sta
cruz
posición
de
reservas
de
gas
a
desarrollar,
de las cualesPetróleo
lasute
más
destacadas
en
producción
de
gas
son
Crudo Producción Acumulada (Miles de m )
14.166.0 tanto en reconvencionales
como en 17.8
aquellos de baja
Campo Boleadoras,
La Porfiada,
Hermanos,
La Paz, servorios
PROBADA
PROBABLE
PROBADA
POSIBLE
PROBABLE
POSIBLE
GLP Producción
(Tn/d) Dos
Petróleo Crudo
Miles
Petróleo
de m(Magallanes)
Crudo Miles deymFracción C1,646
1,646
525 permeabilidad.
474 525 En cuanto
474 a los campos de petróleo se
Campo
Indio
(Campo Bola), en
GLP Producción
Acumulada
(Miles de Tn) 11,369
28.2
Gas Natural
Miles
Gas
delas
millones
Natural
de
Miles
m deson:
millones
de m 11,369
3,042 implantaron
3,0143,042
3,014
proyectos
de inyección de agua y gas y pertanto
que
de petróleo
La Porfiada
(inferior), Campo Indio (Springhill), Laguna del Oro, Puesto Meter, Frac- foraciones horizontales.
ute hernandez
hernandez
Las reservas de la UTE se resumen en el cuadro siguiente:
ción C (Ea. La Maggie)
y Fracción Dute
(Cañadón
Salto).
3
3
3
3
Pozos Perforados Pozos Perforados
1,510
ute sta cruz
Pozos Productores Pozos Productores
824
PROBADA
484
1,646
75,000.0
11,369
Pozos Productores Pozos
de GasProductores de Gas
Petróleo Crudo Miles de m3
Producción Bruta (m
Producción
/d)
Bruta (m /d)
Gas Natural Miles de millones de m3
3
3
Producción Bruta Acumulada
Producción(Miles
Brutade
Acumulada
m3 )
(Miles de m3 )
265,500.0
3
Petróleo Crudo Producción
Petróleo(m
Crudo
/d) Producción (m3/d)
3,600.0
1,510
824
PROBABLE
484
525
75,000.0
3,042
265,500.0
POSIBLE
474
3,014
3,600.0
ute
hernandez
y lo traen al64,800.0
sector Este (denominado Plataforma).
El Producción
sistema
tratamiento
yAcumulada
venta
de(Miles
gas
dem
la
Petróleo Crudo
Petróleode
Acumulada
Crudo
Producción
(Miles de
m)
de
) zona Oeste
64,800.0
de tratamiento de
establece
sinergias
InyecciónOeste
de Agua
(m
Inyección
/d)Pozos
dePerforados
Agua (mcon
/d) otras áreas de operación que Asimismo
84,000.0 la UTE cuenta
84,000.0con una planta
1,510
en el sector de379,500.0
Plataforma que concentra la producción
el costo
de desarrollo
y operativos.
Consta de gas
Inyecciónoptimizan
de Agua Acumulada
Inyección
de
(miles
Agua
de
Acumulada
m
)
(miles
de
m
)
379,500.0
Pozos Productores
824
tres plantas principales de tratamiento que constituyen de esa zona. Adicionalmente la UTE entrega gas natural en
Pozos Productores de Gas
484
polos que concentran la producción
de gas de los campos, el gasoducto que abastece la ciudad de El Calafate.
3
Producción
Bruta (m principales
/d)
75,000.0 del gas para
Como parte del proceso de adecuación
interconectadas
por gasoductos
y un sistema
3
Producción
Bruta Acumulada
(Miles
de m tiene
)
265,500.0
venta, se obtiene en zona condensado
y GLP. El condensade compresión
de transporte
integrado.
El sistema
ute hernandez
ute hernandez
Petróleo
Producción
(m3/d) San Martín a do se incorpora al flujo de crudo, el GLP
3,600.0
abastece el mercados puntos de
entregaCrudo
al Gasoducto
General
PROBADA
PROBABLE
PROBADA
POSIBLE
PROBABLE
POSIBLE
3
y el
de exportación.
travésMiles
de
sendos
gasoductos
el gas del(Miles
sector
Petróleo Crudo
Petróleo
de m
Crudo
Miles
deProducción
mque colectan
8.062
4.989
8.062
4.989
180
Petróleo
Crudo
Acumulada
de mdo) local180
64,800.0
3
3
3
3
3
3
3
3
Inyección de Agua (m 3/d)
84,000.0
Inyección de Agua Acumulada (miles de m )
3
379,500.0
21
Yacimientos Argentinos
Nota de tapa
Pampa del Castillo
La Guitarra y Magallanes
En agosto de 1935 se realiza el
primer pozo exploratorio, aunque
el yacimiento recién comienza a
ser explotado en 1951. Enap Sipetrol Argentina adquiere e inicia su
operación de Pampa del Castillo
– La Guitarra en octubre de 2001,
con una concesión que se extiende
hasta el año 2016. En agosto de
2008, la producción acumulada
era de 16.783 Mm3 de petróleo
y 105.561 MMbbls de gas. En
2005, el yacimiento certificó su
sistema de gestión ambiental
con la norma ISO 14.001.
Ubicado en el Flanco Norte
de la cuenca del Golfo San Jorge,
se caracteriza por la presencia de
fallas de orientación este-oeste,
las cuales son responsables de
las principales trampas estructurales-estratigráficas en las que
alojan los hidrocarburos en este
yacimiento. Los principales niveles productivos pertenecen al
Grupo Chubut, de edad Cretácico superior, están incluidos dentro de las formaciones Comodoro Rivadavia y Mina El Carmen,
como también dentro de la Fm.
El Trébol. Fueron depositados
en ambiente continental y están
representados por la presencia
de cuerpos arenosos que alternan con arcilitas.
Ubicación: Cuenca Golfo San
Jorge, al sudoeste de la Ciudad
de Comodoro Rivadavia, en la
provincia de Chubut.
Producción: 1.016 m3/día de
producción promedio de petróleo en 2008. Pampa del Castillo
– La Guitarra también produce
gas, aunque en cantidades pequeñas, que es utilizado para la producción de energía para el propio
yacimiento.
22
Reservas: A septiembre de 2008,
las Reservas Probadas de Pampa
del Castillo – La Guitarra eran de
3366,5 Mm3.
Inversiones: La inversión acumulada en el yacimiento es de aproximadamente US$ 355 millones.
Pozos perforados: Sobre un total
de 556 pozos, 73 fueron perforados
por Enap Sipetrol Argentina. El yacimiento actualmente tiene un parque de 240 pozos productores y 104
pozos inyectores.
Área Magallanes
El yacimiento Área Magallanes,
operado por Enap Sipetrol Argentina, inició su producción en 1994
y constituye actualmente la mayor
operación offshore de Argentina,
con cinco plataformas de producción de petróleo y gas construidas
e instaladas por Enap Sipetrol Argentina.
Localizado costa afuera frente al estrecho de Magallanes,
consiste de dos trampas 4W dip
alongadas en dirección NO-SE generadas a partir de bloques basculados controlados por fallas. El
reservorio principal se denomina
SPRINGHILL (edad Cretácica)
se encuentra a una profundidad
de entre 1450 y 1650 metros bajo
el nivel del mar, constituido por
areniscas continentales y marinas
de ese período. La porosidad del
reservorio alcanza hasta el 30%
con excelentes permeabilidades.
Ubicación: Cuenca Austral, en
la desembocadura del Estrecho
de Magallanes.
Producción: Aproximadamente 1.000 m3/día de petróleo y 2,4
millones de m3/día de gas natural. En julio de 2008, la producción histórica acumulada de gas
natural del Área Magallanes superó los 7.000 millones de m3.
Reservas: Las Reservas Probadas Desarrolladas del Área Magallanes a septiembre de 2008 eran
de: Gas: 6587 MM m3; Petróleo +
Condensado: 1422 Mm3.
Inversiones: La inversión acumulada en el yacimiento es de aproximadamente US$ 500 millones.
Pozos perforados: 86 pozos.
23
Nota de tapa
Yacimientos Argentinos
El Sosneado
Está ubicada en la Cuenca
Neuquina, al sur de la Pcia de
Mendoza. Posee una superficie
de 319.2 km2, de los cuales sólo
46 km2 están desarrollados. Se
accede por la RN. 144 a 60 km al
Norte de la ciudad de Malargüe.
Este campo fue descubierto
por YPF en 1965 y es operado por
PCR S.A desde el 20-09-90 y hasta
el 06/09/2015 (Decreto Nacional
1265/90).
Dispone de: 108 pozos perforados, de los cuales 61 los realizó
PCR S.A, cobertura total de sísmica 3D y 473 km de sísmica 2D.
Se divide en 3 yacimientos:
Occidental, Norte y Oriental.
Los principales reservorios
clásticos (Fm Loncoche y Gr
Neuquén) se localizan en el Yacimiento Oriental a profundidades
medias entre 1000 y 1100 mbbp.
El principal reservorio calcáreo (Fm Huitrín), se ubica en los Yacimientos Norte y Occiden-tal a una profundidad media de 1500 mbbp.
El caudal actual (7/08) del Área, es de
105 m3/d, que se extrae mediante bombeo
mecánico de 54 pozos.
El campo dispone de 3 baterías y una
planta de tratamiento de crudo, con almacenaje para 5700 m3 (35 800 B). Posee instalaciones de bombeo de alta presión, que
vinculan la planta al oleoducto troncal de
Repsol-YPF (Puesto Hernandez-Lujan de
Cuyo), mediante oleoducto con telecomando, control de pérdidas y unidad LACT ,
La sísmica 3D se registró en los años
1998 y 2001, para desarrollar los reservorios fracturados de la Fm Huitrín. Con esa sísmica se perforaron 14 pozos entre los años 1998 y 2003 que permitieron incrementaron en forma notable la producción (ver
gráfico inferior) y 10 pozos mas entre 2007 y 2008 .
Las reservas oficiales, auditadas a Dic/2007, hasta fin
de la concesión son:
24
P1: 257.000 m3
P2: 105.000 m3
P3: 29.000 m3
El Área Sosneado se desarrolla sobre dos ámbitos geológicos
diferentes: la faja plegada y la
plataforma estructural.
Tanto los reservorios clásticos
como los calcáreos conforman
trampas combinadas estructuralestratigráficas, desarrollando los
tres yacimientos en la plataforma
estructural, sobre una suave estructura monoclinal de pendiente
al SO, anexa a las primeras fallas
y pliegues andinos (faja plegada).
Los reservorios calcáreos
(Huitrín-Agrio y Chachao) presentan su mas importante desarrollo en los Yacimientos Norte
y Occidental. Tienen similares
características geológicas, y deben su porosidad principal a las
fracturas naturales de origen tectónico
que se incrementan en proximidad de
fallas. Como ejemplo de los reservorios
calcáreos tomaremos a La Tosca, Mb superior de la Fm Huitrín.
Los reservorio clásticos (Loncoche-Gr
Neuquén y Pircala) constituidos por areniscas y conglomerados de origen continental, presentan una distribución areal
vinculada a su ambiente de depósito. Su
mas importante desarrollo se verifica en
el Yacimiento Oriental
Las rocas madre de estos petróleos
son las lutitas y margas de Vaca Muerta
y Agrio, no desarrolladas en el ámbito de
la plataforma estructural.
Fm Vaca Muerta no se ha depositado y Fm Agrio se
presenta con litologías calcáreas y clásticas.
Los petróleos muestran moderada madurez térmica,
el de los reservorios calcáreos presentan mayor madurez
que el de los reservorios clásticos (de Gr Neuquén y Loncoche), que adicionalmente tienen evidencias de biodegradación.
25
Nota de tapa
Yacimientos Argentinos
Area Centro Este
El área Centro Este, ubicada a unos 40 Km al NO de
la ciudad de Catriel- Río Negro, abarca una superficie de
347 kilómetros cuadrados. Es operada desde 1991 por la
UTE –PETROLEOS SUDAMERICANOS – NECON S.A..
En el Área se encontraban en producción a ese momento los yacimientos de Centro Este y Meseta Alta.
La UTE continuó con el desarrollo de los mismos mediante la perforación de 47 pozos a una profundidad
media de 1300 metros, que intensificaron la producción
en estas y desarrollaron nuevas estructuras, a saber:
Planicie Morada, Divisadero Catriel, Señal Centro y
Sur Catriel Oeste.
La producción proviene de las Formaciones Centenario y Loma Montosa, ambas de edad Cretácica. Se inició
la explotación de petróleo juntamente con Gas, para lo
cual se instaló una planta compresora y de tratamiento con capacidad
para 200.000 metros cúbicos por día. Las reservas
de gas ya han sido producidas, por lo cual la misma
se halla inactiva.
La producción del área
alcanzó un pico de 384
m3/día de petróleo, y se
llegaron a entregar a gasoducto un máximo de
200.000 m3/día de gas.
Las reservas remanentes del área son de
335.000 m3 de Petróleo.
La producción actual es
de 260 m3/día de petróleo, mientras que la producción de gas es solamente para alimentación de motores
y calentadores.
Area Loma Montosa Oeste
Abarca una superficie de 210 kilómetros cuadrados.
Está ubicada sobre el límite de las provincias de Río Negro y Neuquen. Es operada por la UTE - PETROLEOS
SUDAMERICANOS S.A. – NECON S.A. juntamente con
su lindera, Centro Este.
La producción actual es de 18 m3/día provenientes de
26
las estructuras de Dos Cerritos y Loma Montosa Oeste, que
explotan niveles arenosos de la formación Centenario.
En esta área se perforaron 8 pozos a una profundidad
entre 1000 y 1500 metros. Las reservas remanentes alcanzan a 13.000 metros cúbicos.
INSTALACIONES
Los pozos productores están conectados a instalaciones donde, en la mayoría de los casos, se separan los
fluidos producidos (gas - líquido), se aparta el agua libre que acompaña al petróleo, se almacena el crudo y se
lo bombea o evacua por camiones. El agua separada se
reinyecta a formación en pozos sumideros en los Yacimientos Meseta Alta y Centro Este.
La Batería del yacimiento Centro Este es el
punto neurálgico donde,
además de la producción
propia, converge el crudo producido en los otros
yacimientos (inclusive los
del Area Loma Montosa
Oeste), el que se transporta en camiones.
Desde la Batería antes
mencionada, el petróleo
es bombeado a la Planta
de Tratamiento de Crudo
de Catriel Oeste a través
de un oleducto de unos
7,5 km y 6” de diámetro.
Allí se realizan procesos
termoquímicos y eléctricos para deshidratarlo y se lo
lava con agua dulce para disminuir su contenido salino.
El crudo en especificación es bombeado a YPF S.A. en
Catriel Oeste (se lo mide en una unidad LACT), siendo
dicha compañía la responsable de transferirlo a Oldelval
S.A. en El Medanito.
El gas asociado al petróleo por lo general luego de ser
separado es utilizado para consumo de motores y calentadores. Cabe señalar que casi toda la potencia consumida en la operación (pozos, bombas, compresores, etc.) es
entregada por motores de combustión interna que utilizan gas como combustible.
27
Yacimientos Argentinos
Nota de tapa
Off shore: Proyecto Hélix E2 y Aurora
Con la contratación de una plataforma autoelevante (Ocean Scepter), ENARSA, YPF y Enap Sipetrol
Argentina perforarán las cuencas Austral y del Golfo
San Jorge en el Mar Argentino en busca de hidrocarburos. La iniciativa de perforación off shore demandrá
inversiones superiores a los 150 millones de dólares.
La campaña de perforación comprende dos grandes
proyectos: el denominado Hélix E2, que se desarrollará en la Cuenca Austral (Area E2) y será operado
por Enap Sipetrol Argentina; y el Proyecto Aurora
en la Cuenca del Golfo de San Jorge (Area GSJM-1)
que operará YPF. En septiembre de 2006 estas empresas firmaron un acuerdo para explorar, desarrollar y
explotar los yacimientos de hidrocarburos del Area
E2 en la plataforma continental argentina de una superficie de 14.000 km2 frente a las costas de Santa
Cruz y el Estrecho de Magallanes. En los próximos
meses la plataforma offshore Ocean Scepter perforará
el primero de los dos pozos exploratorios previstos
de aproximadamente 1.600 metros de profundidad y
a una distancia de alrededor de 35 kilómetros de la
costa de la provincia de Santa Cruz. De esta manera
en su carácter de operador del Area 2, Enap Sipetrol
Argentina vuelve a perforar en la Cuenca Austral en
asociación con la empresa estatal de energía de Argentina (hoy ENARSA). La última participación directa de una empresa estatal en actividades offshore
data de fines de la década de los 70 con la plataforma
General Mosconi.
Para el Proyecto Aurora, después de 30 años una
empresa volverá a perforar offshore en el Golfo San
Jorge. El proyecto contempla en una primera etapa la
perforación de 4 pozos verticales de aproximadamente 2.500 metros cada uno con el objetivo principal de
identificar la potencialidad del área como productora
de hidrocarburos. De resultar exitosa la etapa de exploración en una o ambas áreas, la plataforma estará
comprometida por un año más para poder perforar
los pozos requeridos para su posterior desarrollo.
28
Tipo de plataforma:
Plataforma Autoelevante de patas independientes (jack up)
Diseño:
KAFELS Model V Super B Class
Año de construcción: 2008
Descripción técnica
Largo total de la unidad incluido helipuerto: 74 metros
Altura de casco: 7,6 metros
Altura de patas: 148 metros
Consumo de gas oil: 22 m3/día
Máximo número de personas: 120
Almacenamiento
Gas oil: 430 m3
Agua de perforación: 3450 m3
Agua potable: 330 m3
Capacidad de tanques
para la inyección: 885 m3
Operación
Máxima profundidad de agua: 106 metros
Mínima profundidad de agua: 6 metros
Máxima profundidad de perforación: 10.600 metros
Grúas
Cantidad: 3
Capacidad: 50, 35 y 35 toneladas
Helipuerto en plataforma
Dimensiones: 22 x 22 metros
Máximo peso: 9,2 toneladas
Diseño para Helicóptero tipo Sikorsky S61N
• Enfermería equipada con dos camas, una mesa de examen e instrumental básico de primeros auxilios.
• Equipamiento de escape formado por cápsulas de
abandono con capacidad para el doble de la tripulación,
balsas salvavidas inflables para el ciento por ciento de la
capacidad, chalecos salvavidas, bengalas, luces y demás
equipamiento de emergencia.
29
Yacimientos Argentinos
Nota de tapa
Area Entre Lomas
El 13 de marzo de 1968, la Compañía Naviera Pérez Companc y Yacimientos Petrolíferos Fiscales, firmaban el Contrato Nº 12.507 para la
explotación del Área Entre Lomas,
que comprende 741 Km2 en las provincias de Río Negro y Neuquén (Argentina). Este contrato se puso en vigencia
con el Decreto 3495/68 del
PE. El Joint Venture, entre
Compañía Naviera Pérez
Companc, Apco Oil Corporation - EE.UU.- y Petrolera
Pérez Companc S.A., se hizo
cargo de las operaciones el 25
de junio del mismo año. Con
la desregulación de la actividad, el 21 de enero de 1991 el
Contrato se convierte en Concesión de Explotación por 25 años, con
opción a otros 10. En el año 2002, Petrobras Energía S.A. (PESA) adquirió
la participación accionaria de Pérez
Companc. Esto permitió dar nuevo
impulso al desarrollo de reservas y
al crecimiento por medio de la adqui676
Pozos Perforados
1.597.000
Metros Perforados
3.962
Producción Máxima de Petróleo (m3/d)
27,6
Producción Acumulada de Petróleo (MMm3)
713
Prod. Pet. Acumulable en 2008 (Mm3)
2,0
Entrega Máxima de Gas (MMm3/d)
11.700
Entrega Acumulada de Gas (MMm3)
198
Prod. Gas Acumulable en 2008 (MMm3)
604
Producción Acumulada de GLP (MTn)
sición de activos. El 27 de octubre de
2003 se registró el cambio de denominación de Petrolera Pérez Companc
S.A. a PELSA.
PELSA ingresó en el Área Entre
Lomas a la fase productiva de hidrocarburos, abarcando las etapas de
exploración, desarrollo, extracción y,
posteriormente, recuperaciones secundaria y terciaria, a las que se su30
man la explotación del gas natural y
la separación y el fraccionamiento de
gases licuados.
La explotación comenzó el 21 de julio de 1968 con la perforación del primer
pozo, denominado Charco Bayo 4.
tre Lomas, Lomas de Ocampo, El Caracol y Borde Mocho, cuyos reservorios
están ubicados entre 2.800 y 2.200 m de
la superficie. Están constituidos por areniscas y conglomerados de la formación
geológica Tordillo (edad Jurásica) y por
dolomitas y conglomerados calcáreos de la formación Quintuco
(edad Cretácica)
La profundidad de los reservorios y la abundante presencia
de gas asociado llevó a elegir,
como sistema de extracción al
denominado Gas Lift, que contó con 29 motocompresoras de
1.000 HP cada una. Esto aseguraba los 2 MMm3/d de gas de alta
presión que requería el yacimiento. Este sistema resultó ser de los
más importantes de Argentina y
A agosto de 2008 se tienen Sudamérica.
las siguientes cifras:
Para mejorar la recuperación final de
las reservas,
agosto de
Reservas Totales Hasta fin Concesión Hasta fin vida útil en
1975 el Área
al 31/12/07
(enero 2016)
Entre Lomas
inició la operación de RePetróleo (Mm3)
5.884
11.150
cuperación
2.664
4.424
Gas (MMm3)
Secundaria,
en un sector
En el año 2008 se están realizando
importantes inversiones para la exploración y el desarrollo de reservas en
el Área Entre Lomas, así como en el
mejoramiento de instalaciones de producción. Las mismas superan los 75
millones de dólares. Respecto del desarrollo de reservas, se perforarán 33
pozos productores de hidrocarburos y
un pozo productor de agua. En exploración está prevista la perforación de
un pozo de avanzada.
El Área Entre Lomas posee varios
yacimientos de petróleo y gas: Charco
Bayo, Piedras Blancas, Los Álamos, En-
del yacimiento Charco Bayo. En esa
época se inyectaban 2.400 m3 diarios de
agua a través de 15 inyectores, que afectaban a otros 30 pozos productores.
Posteriormente, el proyecto se extendió a todo el yacimiento y a Piedras
Blancas, como así también a El Caracol
y Entre Lomas. Hoy, el Área cuenta
con 152 pozos inyectores con un caudal total de 11.500 m3/d de agua. Este
proceso permitió recuperar 7.117.000
m3 de petróleo.
A fin de minimizar los efectos de las
canalizaciones de agua de inyección se
iniciaron, en 1995, proyectos de aplicación de geles obturantes de polímeros.
Desde el 2007, se está implementando
un proyecto piloto de geles coloidales
para optimizar la recuperación de hidrocarburos. Todo esto hace a la denominada Recuperación Terciaria, complementaria de otros proyectos.
PELSA descubrió y desarrolló un
importante reservorio de gas natural.
Para ello se perforaron y acondicionaron 16 pozos gasíferos, y se construyó,
en 1972, una planta acondicionadora HRU, Hydrocarbon Recovery Unit- que
permite tratar 2 MM m3 diarios de gas a
una presión de 70 Kg/cm2, con funcionamiento totalmente automático.
31
Yacimientos Argentinos
Nota de tapa
Areas Cerro Dragón y Acambuco
Cerro Dragón es, desde agosto
de 2003, el principal yacimiento productor de petróleo de la Argentina.
El área, emplazada entre las provincias de Chubut y Santa Cruz, en la
Cuenca Golfo San Jorge, es una de las
más maduras del país. El pasado 21
de julio se cumplieron 50 años desde
que YPF firmó un contrato
de servicios con Pan American Internacional Oil
Company –después Amoco- para la exploración y
producción de petróleo en
Cerro Dragón.
A partir de 1997, con
la incorporación de Bridas, la operación de Cerro
Dragón pasó a manos de
Pan American Energy (BP
/ Bridas).
Las fuertes inversiones
realizadas por PAE, la capacidad de
sus equipos técnicos y la aplicación
de nuevas tecnologías transformaron
a Cerro Dragón en uno de los principales productores de crudo y un importante productor de gas natural.
En sólo siete años PAE logró duplicar la producción de Cerro Dragón,
que pasó de los 67.000 barriles equivalentes de petróleo diarios (boe/día)
en mayo de 2001 a los más de 133.000
boe/día que produce actualmente el
área. En el mismo período, la intensa
actividad exploratoria le permitió a
PAE incrementar sus reservas probadas de hidrocarburos en la Cuenca en
más de un 45%.
La operación e inversiones de
PAE le permitieron a Cerro Dragón
batir sus récords históricos: hoy el
área produce, en promedio, unos
15.000 metros cúbicos de petróleo por
día (m3/d). Poco más del 40% de esa
producción petrolera se genera en la
recuperación secundaria.
32
A partir de 2001 PAE desarrolló en
Cerro Dragón la producción de gas
natural. Hoy el área inyecta 6,4 millones de metros cúbicos diarios a la red
de transporte de gas de la Argentina,
un volumen que instala a Cerro Dragón como el sexto yacimiento gasífero del país.
Los resultados obtenidos por PAE
en el área y el compromiso inversor
de la empresa en la Cuenca Golfo San
Jorge son los que permitieron a PAE
mantener negociaciones con las provincias de Chubut y Santa Cruz para
extender el horizonte de las concesiones de Cerro Dragón, Piedra Clavada y Koluel Kaike (estas dos últimas,
áreas también operadas por la empresa en Santa Cruz).
Fruto de esas tratativas, en abril
de 2007 PAE cerró con Chubut
un Compromiso de Inversiones y
Acuerdo de Extensión de las áreas
conocidas como Cerro Dragón por
un período de 10 años, desde 2017 a
2027. La empresa alcanzó luego un
acuerdo de características similares
con la provincia de Santa Cruz, en
junio de 2007.
En el primer caso, PAE asumió el
compromiso de invertir no menos de
u$s 2.000 millones en Cerro Dragón
(Chubut) hasta 2017. Y en Santa Cruz,
PAE comprometió inversiones por
otros u$s 500 millones hasta 2017.
Un aspecto clave de los acuerdos
celebrados con ambas provincias es el
inicio de un programa de exploración
de alto riesgo en las áreas off shore
Centro Golfo San Jorge Marina Santa
Cruz y Centro Golfo San Jorge Marina
Chubut, que PAE desarrollará
a partir de 2009, en el marco de
sendas Uniones Transitorias
de Empresas (UTEs) conformadas, en cada caso, por PAE
junto a las compañías estatales
provinciales Fomicruz (Santa
Cruz) y Petrominera (Chubut).
En ese proyecto, PAE asumió
el compromiso de invertir, a
su sólo riesgo, u$s 80 millones
en el área conjunta durante
los próximos años, que serán
mayormente destinados a la
adquisición de sísmica y el desarrollo
de perforación exploratoria.
Tanto Cerro Dragón como el área
gasífera Acambuco, en Salta, dan
cuenta de la excelencia de PAE en
la producción de hidrocarburos. La
compañía se ha consolidado como
la segunda productora de petróleo y
gas natural de la Argentina y ha sido
la de mejor desempeño en lo que hace
a la producción y la reposición de reservas en toda la industria petrolera
argentina entre 2000 y la actualidad.
PAE también opera el área Lindero Atravesado (Cuenca Neuquina)
y reúne participaciones en las áreas
gasíferas Aguada Pichana y Aguada
San Roque (Cuenca Neuquina) y en
Carina – Aries (Cuenca Marina Austral), el principal yacimiento offshore
del país.
Desde 2000, PAE aumentó en un
82% su producción de hidrocarburos
en la Argentina, al pasar de 121.000
barriles de petróleo equivalente por
día (boe/d) a 219.640 en 2007. En ese
mismo período, la compañía repuso
el 100% de sus reservas producidas.
Hoy PAE aporta el 17% del petróleo
y el 14% del gas que se producen en
el país. La compañía también opera
en Bolivia, por sí misma y a través
de Empresa Petrolera Chaco, y en
abril de 2008 inició sus actividades en
Chile, con la firma del contrato para
explorar y producir hidrocarburos en
Bloque Coirón (Cuenca Magallanes).
del compromiso asumido por PAE
para expandir su producción de gas
natural, el hidrocarburo que representa el 50% de la matriz energética
de la Argentina. Sólo en los últimos
seis años, PAE logró aumentar la
producción de Acambuco desde los
2 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) que producía el área en
2001 a los actuales 8,7 millones de
m3/d. Ese volumen supone un crecimiento del 335 % en la oferta de
gas del área y posiciona a Acambu-
co como el yacimiento gasífero más
eficiente de la Argentina a partir de
2002. Hoy Acambuco aporta, por sí
sola, el 45% de la producción de gas
de la Cuenca NOA.
Un hito en el aumento de los volúmenes de gas producidos por el área
estuvo dado en la entrada en operación del Gasoducto Macueta – Piquirenda, en agosto de 2006. A partir
de 2004, PAE y sus socios en la UTE
invirtieron u$s 110 millones para llevar a cabo el proyecto, que incluyó la
Area Acambuco
El Área Acambuco, emplazada en
el extremo norte de la provincia de
Salta, en el límite con Bolivia, se ha
posicionado en los últimos años como
la principal productora de gas de la
Cuenca Noroeste Argentina (NOA).
La UTE Acambuco está operada por
Pan American Energy (PAE), con el
52%, e integrada también por Repsol
YPF (22,5%) O&G –vinculada a Shell,
con otro 22,5%- Apco Argentina y
Northwest Argentina, que poseen,
cada una, una participación del 1,5
por ciento.
Acambuco es una muestra clara
33
RUMORES
construcción del gasoducto, con una extensión de
60 kilómetros, la ampliación de la planta de procesamiento de gas que PAE opera en la localidad
salteña de Piquirenda y la perforación y puesta
en producción del pozo Macueta 1001 (bis), que
permitió entonces elevar en un 45% la producción de gas del área, desde los 5,5 millones a los 8
millones de m3/d.
La entrada en producción del Macueta 1001
(bis), de 4.500 metros de profundidad, supuso
la primera etapa en el desarrollo del Yacimiento
Macueta. A partir de septiembre de 2007, Acambuco sumó el pozo Macueta 1003, que hoy produce, en promedio, 1,05 millón de m3/d.
El desarrollo de los yacimientos San Pedrito y Macueta, dentro del Área Acambuco, fue
en paralelo a otros grandes proyectos gasíferos
encarados por PAE a partir de la crisis de 2001.
Desde entonces, PAE inició la producción de gas
natural en Cerro Dragón, a partir del desarrollo
del Yacimiento Tres Picos, y entre 2002 y 2005,
con sus socios en el Consorcio Cuenca Austral
Marina, invirtió u$s 440 millones en el desarrollo
del Yacimiento Carina – Aries, en el mar de Tierra del Fuego. Hoy Carina – Aries es el principal
yacimiento offshore del país, con una producción
de 11,40 millones de m3/día. Gracias a estos desarrollos, en los últimos cuatro años PAE aportó
el 40% del gas nuevo que sumó la Argentina a su
oferta energética.
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