3er congreso de producción iapg mesa de reservas 20 de septiembre de 2006

3er Congreso de Producción

IAPG

Mesa de Reservas20 de septiembre de 2006

Usuarios de la información de ReservasUsuarios de la información de Reservas

•Organismos Gubernamentales: para establecer políticas relacionadas con el manejo de los recursos.

•Industria: para el gerenciamiento de los procesos de negocios de Exploración y Producción.

•Accionistas: para controlar y orientar sus inversiones

Necesidad de definiciones comunes y consistentes. Estas definiciones son “dinámicas” evolucionan junto con las tecnologías que se van incorporando.

Clasificación de Recursos - AntecedentesClasificación de Recursos - Antecedentes

1987: La Society of Petroleum Engineers (SPE) y el World Petroleum Congresses (WPC), trabajando independientemente, desarrollaron definiciones de reservas conceptualmente similares.

1997: La SPE y el WPC aprueban en forma conjunta las “SPE / WPC Petroleum Reserves Definitions”. Todavía subsistían algunas limitaciones, fundamentalmente la no consideración de la totalidad de la base de recursos.

2000: La SPE y el WPC en conjunto con la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) aprueban en forma conjunta las “SPE / WPC / AAPG Petroleum Resources Classification and Definitions”.

Principales DefinicionesPrincipales Definiciones

Reservas: cantidades de petróleo comercialmente recuperables en

el futuro, desde acumulaciones conocidas a partir de una

determinada fecha.

Recursos Contingentes: cantidades de petróleo que podrían

recuperarse en el futuro, desde acumulaciones conocidas pero

actualmente no son comercialmente recuperables

Recursos Prospectivos: cantidades de petróleo que podrían

recuperarse en el futuro desde acumulaciones no descubiertas

Reservas Probadas: cantidades de petróleo que a partir del análisis

de datos de geología e ingeniería, puede estimarse con razonable

certeza, que serán comercialmente recuperables en el futuro desde

reservorios conocidos bajo las actuales condiciones económicas,

métodos de operación y regulaciones gubernamentales.

Condiciones Económicas ActualesCondiciones Económicas Actuales

Las “Condiciones Económicas Actuales” consideran:

•Precios

•Costos de Desarrollo

•Costos Operativos

•Obligaciones Contractuales

•Procedimientos Corporativos

•Regulaciones Gubernamentales (Impuestos, regalías, retenciones etc.)

puede considerarse el promedio dentro de un período reciente (consistente con el objetivo de la estimación)

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Sistema de Clasificación de RecursosSistema de Clasificación de Recursos

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Producción

Reservas

ProbadasProbadas +Probables

Probadas +Probables +

Posibles

P50 P90P10

Recursos Contingentes

No Recuperable

No Recuperable

P50 P90P10

Recursos Prospectivos

Rango de Incertidumbre

Mad

ure

z

Evolución de los ProyectosEvolución de los Proyectos

Prospecto

Exploración

Recursos Prospectivos

Play/Lead

SísmicaEstimación de Recursos ProspectivosPerforación exploratoriaInterpretación y Análisis de Resultados

Delimitación

Inmaduro

Maduro para

decisión de desarrollo

Recursos Contingentes

Perforación de avanzadaEstimación de recursosInterpretación y Análisis de ResultadosEstudios de factibilidad

Desarrollo Producción

Plan de Desarrollo

En Desarrollo

En Producción

Reservas

Plan de DesarrolloEstimación de ReservasConstrucción de instalacionesPerforación de DesarrolloReparación de pozosRecuperación SecundariaRecuperación asistida

INVERSIONESRIESGO

Tiempo

Incertidumbre en la estimaciónIncertidumbre en la estimación

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14

tiempo

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fin

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ad

aExploración Delimitación Desarrollo - Producción

Abandono

Probadas

Probadas+Probables

Probadas+Probables+Posibles

P90

P50

P10

Petrobras en Argentina - Areas de ProducciónPetrobras en Argentina - Areas de Producción

Santa Cruz I Santa Cruz II

Puesto Hernández Medanito - Jagüel de M.

Bajada del Palo Aguada de la Arena

Rio Neuquén Entre Lomas Sierra Chata El Mangrullo

Aguaragüe

El Tordillo

Atamisqui Tupungato

OperadasNo Operadas

Las actividades de Petrobras como operador de áreas de exploración y producción en Argentina, comenzaron en el año 2003 cuando se concretó la adquisición de las empresas Pecom Energía S.A. y Petrolera Santa Fé S.A. Como producto de esa transacción, se obtuvo una cartera de activos en producción en su casi totalidad maduros.

A partir de ese momento se incrementaron las actividades y consiguientemente las inversiones con el fin de amortiguar la declinación de los campos maduros e incrementar la producción.

Se impulsó a la exploración como principal vehículo para la reposición de las reservas y para el incremento de su producción.

Petrobras en ArgentinaPetrobras en Argentina

Estos esfuerzos han comenzado a dar sus resultados:

Santa Cruz I: Desde comienzos del corriente año se incrementó en 1 MMm3/d la producción de gas en Santa Cruz I, a partir del desarrollo de yacimientos ubicados en el sector norte del área.

Se contruyeron instalaciones de captación, tratamiento, compresión y una red de 170 km de ductos.

Se inició la campaña de perforación que totalizará 50 pozos de desarrollo.

Medanito – 25 de Mayo: Durante el mes de junio se alcanzó una producción superior a los 3 Mm3/d de petróleo y 0.9 MMm3/d de gas, que se ubica en los máximos niveles de los últimos 25 años.

La revisión de modelos geológicos permitió nuevas posibilidades de desarrollo mediante actividades de perforación, y optimización de técnicas de estimulación y extracción.


Nuevos Desarrollos:

El Mangrullo : en proceso de desarrollo para iniciar la producción en el 2007 con 1 MMm3/d de gas:

Se realizaron perforaciones con el fin de delimitar los yacimientos y evaluar el potencial de producción.

Se están construyendo instalaciones de captación, tratamiento, compresión y un gasoducto de exportación de 12” con una longitud de 70 km.


Considerando los proyectos de Santa Cruz I y El Mangrullo se estará incrementando la producción de gas en 2 MMm3/d.

El Mangrullo

Medanito25 de Mayo

Adicionalmente se están desarrollando estudios, como así también actividades de reparación, profundización y perforación con el fin de establecer la factibilidad de producción de gas en reservorios “tight”, en profundidades superiores a los 3000 m.

Acuerdo con la Provincia de Santa Cruz:

Durante el pasado mes de agosto se firmó un acuerdo con la Provincia de Santa Cruz para explorar y desarrollar los yacimientos gasíferos de Glencross y Ea Chiripá:

Este proyecto será desarrollado en conjunto por Petrobras (87%) y la empresa provincial Fomicruz (13%). Petrobras aportará la totalidad de los fondos para la exploración. A partir del inicio de producción Fomicruz reembolsará su participación del 13%.

Prioridad de contratación de mano de obra y proveedores locales

Hasta un 60% del gas producido, se destinará a proyectos en la provincia


La infraestructura necesaria, en caso de iniciarse el desarrollo de Glencross, incluye la construcción de un gasoducto de 200 km de longitud para conectarse con el Gasoducto General San Martín.

Glencross

Ea. Chiripá

Exploración Offshore – Bloques E1 y CCM2 En enero del corriente año se firmó un acuerdo para constituir un consorcio para la exploración, desarrollo y explotación de hidrocarburos en los Bloques E1 y CCM2 en el Mar Argentino, con profundidades que oscilan entre 200 y 3000 m.Integrantes del Consorcio: Enarsa (35%), Repsol YPF (35% operador), Petrobras (25%) y Petrouruguay (5%).Repsol YPF, Petrobras y Petrouruguay aportarán los fondos para la exploración. En caso de éxito Enarsa aportará su participación del 35%


Actividades:

1000 km2 de sísmica 3D

Perforación de un pozo exploratorio

Exploración Offshore – Bloque E3, fracciones 1 y 2 (ex CAA1 y CAA 8)En septiembre del corriente año se firmó un acuerdo para constituir un consorcio para la exploración, desarrollo y explotación de hidrocarburos en el Bloque E3 ubicado en el talud de la plataforma continental con profundidades que oscilan entre 200 y 3000 m.

Integrantes del Consorcio: Enarsa (35%), Petrobras (35% operador) y Repsol YPF (30%).Repsol YPF y Petrobras aportarán los fondos para la exploración. En caso de éxito Enarsa reembolsará su participación del 35%.


Actividades: 7.200 km de aerogravimetría y magnetometría, 2.000 km de sísmica 2D, 500 km2 de sísmica 3D, perforación de 1 pozo exploratorio

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