El futuro de los yacimientos no convencionalesde hidrocarburos

SAN RAFAEL, JUNIO 2011

Ing. Rubén Etcheverry. Presidente de Gas y Petróleo del Neuquén S.A

400

300

200

100

0

500

600

700

1980 2005 2030

Proyección de la demanda mundial de energía

Disminuye la participación deldel petróleo (en %) yaumenta el gas y carbón

Tipos de alojamientos gasíferos

Gas libreconvencional

Gas shale

Gas tight

Sello

Gas asociado

Petróleo

Areniscas

Esquistos

Gas de lecho de carbón(coalbed methane)

Superficie

Principales tipos de gas no convencionalPrincipales tipos de gas no convencional

Shale gasShale gas

Tight gasTight gas

Coalbed Coalbed methanemethane

El gas se encuentra en rocas sedimentarias ricas en materia orgánica, de grano fino y muy baja permeabilidad. Estas formaciones cumplen el doble rol de roca generadora y roca reservorio.

Formaciones de arenas compactas, de muy baja permeabilidad. Se estima que los recursos de estos reservorios en el mundo alcanzan los 7.400 tcf. En 2006, el 30% de la producción de gas en USA fue tight gas.

Metano contenido en lechos de carbón. El gas se encuentra adsorbido sobre el carbón, con alta presión de acuíferos. Se recupera depresionando la formación, quitando el agua, antes de obtener el hidrocarburo.

Regiones con recursos estimadosRegiones con recursos estimados

Breve escenario de loshidrocarburos en Argentina

Argentina necesitaaumentar su oferta interna de energía y en especial de gas y petróleo, los cuales conforman el 90% de su matriz energética.

Argentina: matriz energética

Infraestructura gasífera desarrollada en 100 años de la industria gasífera

Un país "gaso-dependiente"Producción de gas por cuenca (en millones de m3)

Fuente: Secretaría de Energía

Fuente: IAPG

Argentina es uno de los pocos países donde el gas natural tiene significativa participación en varios segmentos de consumo: residencial, comercio, industria, generación eléctrica y transporte. Sin embargo, sus reservas han disminuido 50% en los últimos 10 años.

Producción de petróleo por cuenca (en miles de m3)

Fuente: Secretaría de Energía

Fuente: IAPG

En 2010, laproducción de petróleodisminuyó en cuatrode las cinco cuencasproductivas. También, porprimera vez en 20 años, en 2010el país se convirtió enimportador neto de combustibles.

El desequilibrio creciente entre la oferta y la demanda ha obligado a aumentar el nivel deimportaciones de combustibles líquidos, gas natural y energía eléctrica.

El peso de las importaciones

No obstante, pese al crecimiento de las importaciones, también han crecido las restricciones al consumo, afectando principalmente a la actividad industrial. Además, en agosto de 2010, 5800 MW de potencia eléctricaquedaron no operativospor falta de combustible (gas).

(Además de los cortes de los contratos de exportación de gas a Chile)

Millones de m3/día

0 2 4 6 8 10. 12

Mayo-junio/09Julio/09

Agosto/09Set/09

Mayo-junio/10Julio/10

Agosto/10

Argentina: importaciones de gas (Agosto/noviembre 2010)

Argentina: cortes en el suministro de gas a Grandes Usuarios

2

4

0

6

8

10

12

Mill

ones

de

m3/

día

5,1

5,1

5,5

4,9

5,1

2,3

4,7

5,9

Agos. Set. Oct. Nov.GNL Bolivia

Fuente: Enargas

Durante 2011, los embarques deGNL importado pasarán de 20 en2010, a más de 45, al entrar en operaciones una nueva planta regasificadora de YPF. El gobierno y analistas privados estimaron que en el presente año se gastarán aproximadamente US$ 6.000 millones en la importación de gas, fuel oil y gasoil.

El precio del gas, asícomo el de los combustibleslíquidos que se importan se rigen por la cotizacióninternacional del crudo. ¿Dónde se ubicará el gasno convencional?

A mediados de febrero de 2011, el gobierno argentinoanunció el Plan Estratégico Industrial 2011-2020, destinado a reducir en un 45% el nivel de importaciones. Los objetivos son lograr un crecimiento del PBI del 5% promedio anual, con 7% en el sector industrial.

Para acompañar este ritmo de crecimiento deberíaninvertirse en el sector energía unos 6.000 millones de dolares/año, sin contar la recuperación de la subinversión de los útimos años.

Necesidad de apuntalar el crecimiento económico

La mayor parte de estas inversiones deberán provenir del sector privado e incluyen la exploración y producción de gas y petróleo.

Sin estas inversiones, no solamente se pondrán en riesgo los objetivos del Plan anunciado, sino que, paradójicamente, se aumentaría la dependencia de las importaciones, tanto en energía como en otros rubros industriales.

El aumento de la actividadque se ha venido registrandoen los últimos tiempos es una respuesta a las señalesde precios y demuestra confianzaen el futuro.

19941.1

19991.1

20001.1

20011.2

20020.4

20030.5

20040.7

20051

20061.8

20072.1

20082.83.2

20092.93.2

20103.63.9

20114.54.8

6

5

4

4

2

1

0US

$ po

r MM

BTU

Precio

Precio + Cargo Específico Gas

Gas: precio para usuarios que compran por cuenta propia

*

* Decreto PEN 2068/08

Fuente: M&A con datos de MEG SA y de mercado

Fuente: Weatherford

Respuesta a las nuevas señales

Aunque la actividad de perforaciónespecífica para gas mostrócautela en 2010 (menos pozosque en 2009), se esperauna reactivación importanteal afianzarse los preciosligados a Gas Plus y yacimientos no convencionales.

(Compromisos de inversión de las 3rondas del Plan Nuevos Horizontes)

Precio de las distintas franjas de consumo de gas

La provincia de Neuquén sigue siendola principal productora de gas delpaís (47,36%) y segunda productorade petróleo (21,76%), por lo que cuenta con una completa infraestructura de apoyoa la producción, así comogasoductos troncales y regionales,electroductos, etc.

Borde de Cuenca

Mendoza

La Pampa

Zonas de mayor producción degas y petróleo de yacimientosconvencionales.

Yacimientos no convencionalesEl potencial de Neuquén

MENDOZA

LA PAMPA

NEUQUÉN

Cuenca profunda dedepósitos marinos

Plataforma externatalud lutitas yturbiditas

Fm. Los Molles

Precuyo: Generación de petróleo y gas probada en los depocentros China Muerta y Loma Negra, con una superficie de 2.050 Km2. Espesor promedio de 150-290 m. a 3.500-4.000 m. de profundidad.

Los Molles: Yacimiento de shale gas y tight gas. Cubre una superficie de 18.000 Km2. Espesor promedio de 150-200 m. a 1.500-3.500 m. de profundidad.

Vaca Muerta: Es la más extensa de la cuenca: cubre una superficie de 25.000 Km2. Espesor promedio de más de 200 m. de lutitas y marga con 3-5% de TOC.

La Cuenca Neuquina aloja tres formaciones principales deinterés exploratorio parashale gas y tight gas: Precuyo, Los Molles y Vaca Muerta.

KEROGENO TIPOI y II

Características de la Cuenca Neuquina

Cuenca Neuquina: FM Vaca Muerta y Los Molles

Objetivos congran potencialen shale gas

Shale gas en las cuencas Neuquina y San JorgeShale gas en las cuencas Neuquina y San Jorge

Las características geológicas de la Cuenca Neuquina son similares a la de los yacimientos de shale gas de Norteamérica. En particular el caso de las formaciones Vaca Muerta (Neuquén) con Haynesville (USA).

Chert

3 to 6%

125 to 450

1.6 to 2.7

10.6 to 13.5

4 to 10%

100 to 1000

5 to 8

175 to 250

4 to 10

Horn RiverLithology

Average Mature TOC (%)

Net Thickness (Ft)

Maturity (Ro)

Pressure Gradient (ppg)

Porosity (%)

Permeability (nD)

Well IP (mcfd peak month)

GIP*/Sg Mi (GCF)

EUR**/Well (GCF)

Siliceour Marl

3 to 4%

225 to 300

1.7 to 2.8

13.5 to 17.3

7 to 9%

100 to 500

8 to 25

150 to 250

8 to 12

HaynesvilleSiliceous Shale

4 to 5%

150 to 250

1.3 to 2.1

9.6 to 10.6

4 to 8%

50 to 200

3 to 7

100 to 150

3 to 4.5

Barnett MarcellusSiliceous Shale

4 to 7%

75 to 150

1.3 to 2.4

11.6 to 13.5

7 to 9%

100 to 200

4 to 10

75 to 125

3 to 6

Chert

4 to 8%

75 to 150

1.2 to 2.8

9.6 to 10.6

5 to 6%

40 to 70

2 to 6

75 to 150

2.5 to 5

WoodfordSiliceour Marl3 to 5%300 to 13001.4 to 1.89.4 to 17.37 to 12%50 to 2002 to 12300 to 800 (BBN)8 to 20

Vaca Muerta

Comparación de formaciones. Ej.: Vaca Muerta (Cuenca Neuquina)

* Gas in place** Estimated Ultimate Recovery

Determinantes para la explotaciónDeterminantes para la explotación

Son necesarias técnicas especiales de perforación, terminación y estimulación.

Es difícil la estimación de las reservas, debido a la diversidad de los reservorios y la incidencia de las distintas tecnologías.

Se requiere una mayor cantidad de pozos, ya que el área de drenaje es menor. (Ej. espaciamiento yacimiento normal en USA: 1 pozo cada 2,6 Km2. Espaciamiento tight gas en USA: 1 pozo cada 0,086 Km2.).

Porosidad

Permeabilidad

Madurez

Fragilidad

TOC

Presión

Espesor

Debe ser favorable:

Gas y Petróleo del Neuquén SA

• El estado de la Provincia del Neuquén creó a fines del año 2008 G&P como empresa petrolera provincial luego de la sanción de la definitiva ley de provincialización de los recursos naturales

• Su objetivo es participar por sí o asociada con terceros en la exploración y desarrollo de yacimientos hidrocarburíferos dentro y fuera de la provincia del Neuquén

La Creación de la Empresa Provincial

Exitosa experiencia enAguada del Chañar

En 2009, las empresas ENARSA, de propiedad del Estado nacional; y Gas y Petróleo del Neuquén, de propiedadde la provincia del Neuquén, firmaron un acuerdo para explorar y explotar en conjuntoel área Aguada del Chañar, aportada por la provincia. En febrero de este año se arribarona resultados que permiten estimar recursos de 3,5 millones de barriles de petróleo y 4.100 millones de metros cúbicos de gas.Hacía más de 20 años que no seconformaba una UTE entre una empresapública nacional y una provincial.

Pozo Aguada del Chañar X-2

Gas Surgente

Neuquén: Plan Nuevos Horizontes

• El Plan Nuevos Horizontes es la respuesta estratégica del gobierno de la Provincia del Neuquén frente a la declinación de la producción y reservas hidrocarburíferas.

• A través de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén SA. (G&P), el Plan convoca a empresas, capital, inversiones y tecnología para lograr un cambio de paradigma en la Cuenca Neuquina destinado a producir importantes volúmenes de gas y petróleo desde yacimientos no convencionales en el mediano plazo.

• El Plan fue lanzado en 2009 y a la fecha se han completado tres rondas de concursos, habiéndose adjudicado 33 áreas sobre 37 ofrecidas; con compromisos de inversión por más de US$ 165 millones.

Convocatoria de la provincia deNeuquén al sector privado

Permiso de exploración y derecho de concesión en cabeza de Gas y Petróleo del Neuquén SA. (G&P).

Participación mínima de G&P del diez por ciento (10%).

Plazo exploratorio de 4 años para yacimientos convencionales; y 6 años en el caso de búsqueda de reservas en yacimientos no convencionales y de alto riesgo.

Constitución de una garantía de cumplimiento de Contrato por el cien por ciento (100%) del valor, en dólares estadounidenses, del Plan de Trabajo e Inversión comprometido.

Las ofertas son evaluadas según: a) el Plan de Trabajo e Inversión propuesto (distribución en el tiempo, calidad, integridad y consistencia de las obras); b) participación ofrecida a G&P; c) el valor ofrecido como derecho de acceso al área.

El riesgo exploratorio es asumido por la contraparte de G&P de la UTE. La porción correspondiente a G&P de lo aportado por las contrapartes durante la Exploración y Explotación, será recuperado por ellas sólo si el resultado de la explotación genera producción de hidrocarburos.

Se prioriza mayor inversión; en menor tiempo y mayor participación y Derecho de Entrada al Area ofrecida a G&P

Para más información: www.gypnqn.com.ar

www.energiadelsur.blogspot.com

Neuquén: Plan Nuevos HorizontesAspectos relevantes del Pliego de Bases y Condiciones

Neuquén: Plan Nuevos Horizontes

Resultados de las rondas I, II y IIIResultados de las rondas I, II y III

RESUMEN DE INVERSIONES

Ronda km2 Inversión (us$) U$S/km2

3ª ronda año 2010)

3.827(13 bloques)

84.907.800 22.187

1ª y 2ª Ronda(año 2009)

16.567(18 bloques)

82.838.000 5.001

Cedidas Hidenesa 13.306 68.900.000 5.179

TOTALES 33.700 236.645.800 7.023

Siendo la explotación deyacimientos no convencionalesrelativamente nueva en el mundo e incipiente en Argentina, es fundamental la transferencia deconocimientos que permitanoptimizar costos, recuperar más hidrocarburos y, en particular,evitar cualquier tipo de riesgo deafectación ambiental que pudieran conllevarlas nuevas prácticas y tecnologías. Para ello, elgobierno de la provincia de Neuquénha impulsado la creacióndel Centro de Tecnología deYacimientos No Convencionales.

Yacimientos no convencionales

Neuquén: Centro de Tecnología deYacimientos No Convencionales

El Centro de Tecnología de Yacimientos No Convencionales (CTYNC) se desarrolla en línea con la expansión mundial en el área de tight y shale & oil gas, de los cuales se estima existen ingentes recursos en la Cuenca Neuquina. Está concebido para brindar capacitación,entrenamiento y servicios especiales a nivel nacional y de toda América Latina. Es gobernado por unafundación multilateral creadaespecíficamente.

Yacimientos no convencionales

Optimizar gastos y evitar riesgos

La Cuestión Ambiental

Posibles afectacionesPosibles afectaciones

Diseño y calidad del pozo (Cementación, aislamiento, etc)

Uso del agua (consumo, disposición, reciclado).

Gestión de los residuos (líquidos y sólidos)

Aditivos de perforación y fractura (contaminación de acuíferos).

Impacto en superficie (vida salvaje, ruidos, tránsito, etc.)

Seguridad y salud (aspectos laborales)

...los desafíos...los desafíos

EquipamientoEscasa disponibilidad de equipos on shore. Mientras existen unos 300 en operaciones en la región, en USA hay 2.000. (400 dedicados a shale gas). Esto influye en los planes de perforación de las empresas, ya que el shale gas necesita de un número mayor de pozos para que una explotación sea rentable.

Las empresas extranjeras consideran que hay mayor riesgo jurídico y político en Argentina que en Colombia, por la posibilidad de intervención del Estado y conflictos gremiales, cambiando condiciones prefijadas.

Seguridad jurídica

Riesgo geológicoLas características geológicas de la región son menos conocidas para las empresas que las de USA.Cada reservorio es único: no hay dos con idénticas características. Los reservorios en Latinoamérica podrían requerir experimentación adicional e innovaciones antes de poder ser explotados comercialmente.

Atractivos y desafíos para el shale gas en LatinoaméricaAtractivos y desafíos para el shale gas en Latinoamérica

Enormes recursosLa AIE estima recursos de shale gas para la región por 2.120 tcf; y totales (shale, tighty coalbed metano) por 3.470 tcf.

Argentina y Brasil están ansiosos por reducir sus importaciones de gas de Bolivia. Ambos han debido aumentar sus importaciones de GNL. Razones políticas impiden a Chile abastecerse desde Bolivia.

Mercados demandantes

Experiencia y tecnología disponiblesLa experiencia ya adquirida en USA y Canadá, así como las nuevas tecnologías deberían estar disponibles para la exploración y producción de shale gas en Latinoamérica. En especial porque se trata de las mismas compañías que operan a nivel global o regional.

Las regalías son bajas en Argentina y Colombia. El precio del gas está regulado en Argentina, pero el precio del nuevo gas puede pactarse libremente (programa Gas Plus).

Régimen fiscal y precios

Esquema de perforación horizontal y fractura hidráulica

La cuestión ambiental

Tres conceptos clavesTres conceptos claves

TecnologíaTecnología RegulaciónRegulación TransparenciaTransparenciaLa aplicación de tecnologías

y prácticas adecuadasdebería evitar afectacionesambientales indeseadas.(Esto es común a todas

las actividades).

El Estado debe emitirnormas y regulaciones

precisas y científicamentefundadas y ejercer

el consabido control.

La actividad debe ejercerseen un marco de transparencia.

La sociedad debe serinformada adecuadamente

para evitar prejuicios eimpugnaciones basadas en

el desconocimiento.

CTYNC:Esquema de administracióny principales funciones

Yacimientos no convencionales

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

0

Bras

ilAr

gent

inaColo

mbia

Perú

T. y

Toba

go

Ecua

dor

Las transaciones en áreas de E&P muestran que las empresas confían en el futuro

Transacciones en Latinoamérica (2008-2011)Transacciones en Latinoamérica (2008-2011)

Transacciones recientes por activos petroleros en Argentina (2010-2011)Transacciones recientes por activos petroleros en Argentina (2010-2011)

Día Comprador Vendedor Precio (US$MM)

18/01/2011 Gran Tierra Petrolífera 193

10/12/2010 Sinopec Occidental 2.453

29/11/2010 Conoco/Bridas B.P 7.060

14/03/2010 CNOOC Bridas 3.100

03/09/2010 Pluspetrol Petroandina 372

13.178Total

La provincia de Neuquén produce hidrocarburos desde 1918. Los yacimientos no convencionales que se alojan en su subsuelo pueden reposicionarla como productora de la mayor parte de la energía que necesita el país por varias décadas más. Para ello es necesario que los gobiernos creen y mantengan las condiciones para la inversión; y las empresas inviertan con visión delargo plazo. Esto es crear una visiónestratégica conjunta, basada en la cooperación y la confianza mutuas.

Una visión conjunta basada en la confianza y la cooperación

Neuquén: yacimientos no convencionales

El éxito de las convocatoriasal sector privado realizadas ya por Gas y Petróleo del Neuquén y la presencia de ustedes hoy aquí, demuestra que estamosbien encaminados.

MUCHAS GRACIAS