EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO Y GAS
Ing. Carlos Grimaldi
DESCRIPCIÓN GENERAL
DEL NEGOCIO
Ley N° 17.319
MARCO LEGAL
Ley 17.319
(LH) de
1967
(Ongania)
Ley 26.197
de 2007
“ley corta”
(Kirchner)
Jurisdicción
y dominio
sobre los
yacimientos
Art. 124 CN
de 1994
(Menem)
Ley 24.145
de 1992
(Menem)
MARCO LEGAL
Ley 17.319. Los yacimientos
de hidrocarburos, pertenecen
al patrimonio inalienable e
imprescriptible del Estado
Nacional. El PEN fijará la
política nacional. Objetivo
principal: satisfacer las
necesidades de
hidrocarburos con el
producido de sus
yacimientos, manteniendo las
reservas.
Ley 24.145. Reconoce el
dominio eminente de las
provincias sobre las reservas
de petróleo y gas. Resuelve la
controversia sobre el dominio
de las reservas
hidrocarburíferas.
Artículo 124. La Constitución
Nacional (reforma 1994)
reconoció a las Provincias el
dominio originario de los
recursos naturales situados
en su territorio. Incluyendo
los yacimientos de
hidrocarburos.
MARCO LEGAL
El esquema concluye en el año 2006 con la sanción de la
llamada “ley corta” (26.197), donde se modifica el artículo
1 de la LH, estableciendo que pertenecen al patrimonio
“inalienable e imprescriptible” de la Nación o de las
provincias los yacimientos de hidrocarburos, según el lugar
en que se encuentren. La ley les otorga a las provincias la
administración de los yacimientos, aún los que habían sido
concesionados por el Estado Nacional.
DUEÑOS DEL RECURSO
Otorgar
nuevos
permisos,
concesiones y
contratos
Imponer
sanciones
Provincias
dueñas del
recurso
Otorgar
prórrogas a
los
derechos
existentes
Revocar derechos
frente a
incumplimientos
Aprobar las
cesión de
derechos
AUTORIDADES
FACULTAD PARA OTORGAR DERECHOS
INGRESO A LAS ÁREAS
LEY DE
HIDROCARBUROS
Art. 66
Ley N° 17.319
Art. 66.
“Los permisionarios y concesionarios…tendrán los
derechos acordados por el Código de
Minería…respecto de los inmuebles de propiedad
fiscal o particular ubicados dentro o fuera de los
límites del área afectada por sus trabajos…”
INGRESO AL ÁREA EXPLORATORIA
PERMISO DE
EXPLORACIÓN
SERVIDUMBRE
EXPROPIACIÓN
FORMAS DE
INGRESAR
LA CONCESIÓN DE
EXPLOTACIÓN
DECLARACIÓN DE COMERCIALIDAD
Art. 22
“Dentro de los treinta (30) días de la fecha en el que
permisionario, de conformidad con criterios técnicoeconómicos aceptables, determine que el yacimiento
descubierto es comercialmente explotable, deberá declarar
ante la autoridad de aplicación su voluntad de obtener la
correspondiente concesión de explotación…”
PLAZO DE LA CONCESIÓN
La concesión de explotación confiere el derecho
exclusivo de explotar los yacimientos de
hidrocarburos que existan en las áreas comprendidas
en el respectivo título de concesión durante el plazo
de veinticinco (25) años.
El Poder Ejecutivo podrá prorrogarlas hasta por diez
(10) años.
CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN: DERECHOS
Búsqueda y extracción de hidrocarburos
dentro del Área
Servidumbres
Derecho exclusivo de extraer
y buscar hidrocarburos en los
yacimientos que existan en
las áreas concesionada
Construcción y operación instalaciones
relacionadas y necesarias para la
explotación (plantas de tratamiento,
almacenajes, edificios, campamentos,
muelles, embarcaderos, dentro o fuera del
área de la concesión)
Obtención de una concesión de transporte
CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN: OBLIGACIONES
INVERTIR A RIESGO
INCORPORACION Y
DESARROLLO DE
RESERVAS
• Criterio de máxima
producción
compatible con
explotación
adecuada y
económica.
• Explotar el recurso
en forma racional y
económica,
evaluando
integralmente el
Área.
MENSURAR LOS
LOTES DE
EXPLOTACIÓN
• Reajustando la
misma conforme el
conocimiento del
reservorio.
SECTORES CLAVES DE
LA INDUSTRIA
UPSTREAM
UPSTREAM
El UPSTREAM / E&P en las compañías Petroleras:
En las Petroleras existen nodos claves que definen el comportamiento y la
eficiencia, como ser:
Exploración
Desarrollo y Explotación
Industrialización
Comercialización
Estrategia General
Estrategia Financiera
 Exploración, Desarrollo y Explotación, conocidos usualmente como
E&P, constituyen lo que se conoce como el “corazón del negocio” ya que sin
el no hay activos tangibles significativos y no hay estrategia a mediano y largo
plazo
 Nacional e Internacionalmente las compañías Petroleras se miden y
valorizan fundamentalmente por sus Acreages, sus Reservas y su
Producción.
PRINCIPALES
OPERADORES
PRINCIPALES COMPAÑÍAS
DE SERVICIOS,
CONTRATISTAS DE OBRAS
Y
PROVEEDORES
PRINCIPALES TIPOS DE CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS
Adquisición de datos del subsuelo (aerogravimetría / aeromagnetometría /
sísmica 2D y 3D / Geoquímica).
Procesamiento de datos.
Construcción de locaciones.
Perforación.
Inyección.
Cementación.
Perfilaje.
Punzado.
Estimulación.
Servicios de pozos / Intervenciones (Pulling).
Reparaciones (Workover & Recompletion).
 Construcción de instalaciones de superficie en general.
COMPAÑÍAS Y PROVEEDORES PARA CONSTRUCCIÓN DE POZOS
•
Perforación – Trépanos - Inyección – Perfilaje – Cañerías - Cementación Terminación – Punzamiento - Estimulación – Cabezas de Pozos - Ensayos
CIAS. Y PROVEEDORES PARA OTRAS ACTIVIDADES RELACIONADAS
• Sísmica – Caminos de acceso y locaciones – Servicios varios Instalaciones de Superficie – Equipamientos varios – Generación
Eléctrica
dapetrol s.a
LOCACIÓN
PLAN NACIONAL DE
INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS
PERFORACIÓN
AIB (Aparato Individual de Bombeo)
TANQUES
PLAN NACIONAL DE
INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS
TANQUES DE GAS
SUPERFICIARIOS
(Dto. N° 861-1996)
SUPERFICIARIOS (Dto. N° 861-1996)
Las empresas que dentro del régimen de las Leyes N° 17.319 que
desarrollan actividades de exploración, explotación y transporte de
hidrocarburos en las Provincias PETROLERAS, y que de común
acuerdo con los SUPERFICIARIOS, opten por los valores
determinados por el PODER EJECUTIVO NACIONAL para el pago en
concepto de servidumbre y daños causados a los fundos superficiarios,
deberán pagar las indemnizaciones que se determinen con arreglo a lo
dispuesto en el Decreto N°861.
SUPERFICIARIOS (Dto. N° 861-1996)
Base
+ 107.39 %
• 861/1996
+ 69.38%
• 687/2008 –
584/2008
• 115/2011 –
32/2011
Unidad de Medida
Reg. Decreto PEN 861/96
Decreto RN 1448/07
Relevamiento Sismográfico
$/km
782,35
1014,85
Unidad de Control y Vigilancia
$/km2
3401,57
4728,12
Caminos primarios superficies no ocupadas con pozos
$/km
54,78
71,05
Ductos primarios prologados a unidades de superficie no
ocupadas con pozos
$/km
54,78
71,05
Ductos troncales
$/km
117,35
152,22
Caminos troncales
$/km
117,35
152,22
Daños por extracción de agua
$/m3
0,37
0,48
Pozo N° 1
n/c
782,62
1015,20
ASPECTOS TÉCNICOS,
OPERATIVOS Y ECONÓMICOS
EXPLORACIÓN – DESARROLLO - PRODUCCIÓN
Exploración
Play/
Lead
Delimitación
Prospecto
Inmaduro
Desarrollo
Maduro para
decisión de
desarrollo
Plan de
Desarrollo
Producción
En
Desarrollo
Recursos Prospectivos
Recursos Contingentes
Reservas
Sísmica
Estimación de Recursos
Prospectivos
Perforación exploratoria
Interpretación y Análisis
de Resultados
Perforación de avanzada
Estimación de recursos
Interpretación y Análisis
de Resultados
Estudios de factibilidad
Plan de Desarrollo
Estimación de Reservas
Construcción de instalaciones
Perforación de Desarrollo
Reparación de pozos
Recuperación Secundaria
Recuperación asistida
RIESGO
INVERSIONES
Tiempo
En
Producción
EXPLORACION: REGISTRACIÓN SÍSMICA
•
•
•
•
Las refracciones y reflexiones sísmicas debidamente filtradas y procesadas permiten
identificar diferentes capas y estructuras, y en algunos casos acumulaciones de gas.
Sísmica 2D: Cuando hay poco información zonal.
Sísmica 3D: Cuando ya hay 2D y existe mayor información zonal de distinto tipo.
Puede ser terrestre ó marina.
EXPLORACIÓN: EQUIPOS PARA REGISTRACIÓN SÍSMICA
EXPLORACIÓN: SISMÓGRAFO Y VIBROS
EXPLORACION: CAMPAMENTO SÍSMICA
EXPLORACION: PROCESAMIENTO E INTERPRETACIÓN SÍSMICA
Registración
Procesamiento
W
E
Interpretación
EXPLORACION: GEOQUÍMICA DE SUPERFICIE
•
Muestras superficiales derivadas de los HC almacenados en las
Formaciones y/o Reservorios que se encuentran en profundidad,
dan una idea de probables acumulaciones.
EXPLORACION: ESTUDIOS ADICIONALES Y PROCESO
•
•
•
•
Sísmica
Geoquímica
Gravimetría
Magnetometría
•
Modelado / Simulación Geológica
•
•
•
•
•
•
•
Rocas generadoras
Migración
Rocas sellantes
Fallas
Intrusivos
Trampas estructurales y estratigráficas
Rocas Reservorios
•
Sistema petrolero
EXPLORACION Y DESARROLLO: PERFORACIÓN DE POZOS
PERFORACIÓN
PERFORACIÓN: POZO INICIAL COMPLETO
PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS
PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS
PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS
PERFORACIÓN Y POZOS: POZOS OFFSHORE
PETROBRAS
2012: 2700 m
PERFORACIÓN Y POZOS: OPCIÓN A LOS POZOS OFFSHORE
En 1999 la Cia. TOTAL ha
perforado en el Sur de Argentina
un pozo horizontal que en su
momento
fué
record.
Profundidad vertical: 2500 m,
Apartamiento horizontal 8500 m,
total: 11000 m.
[CN-1/Área
Kauss]
PERFORACIÓN Y DESARROLLO: CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA
ZONAL Y FIJACIÓN INICIAL DE OBJETIVOS
PERFORACIÓN Y DESARROLLO: SITUACIÓN Y LOGÍSTICA ZONAL
PERFORACIÓN Y DESARROLLO: POSIBILIDADES DE RESERVAS Y RECURSOS
PERFORACIÓN Y DESARROLLO: UBICACIÓN DEL POZO
DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN
DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN
DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN: POZOS INFILL
•
Durante el desarrollo de un Yacimiento, al detectarse zonas no drenadas, se perforan
pozos intermedios para mejorar las acumuladas finales. Los radios de drenaje
adecuados se conocen luego de varios meses ó años de producción de los pozos ya
perforados.
PERFORACIÓN, DESARROLLO Y EXPLOTACION: ABANDONO DE POZOS
TIPOS DE ABANDONO (a criterio del concesionario)
Temporario
Definitivo (cuando no se puede seguir explotando)
Las provincias establecen sus propias normas en relación con el abandono de
pozos. Las Provincias pueden regular por tratarse de una norma ambiental.
Desde 1996 todo pozo que se perfore debe ser categorizado, y abandonado
temporaria o definitivamente cuando corresponda.
(Decreto 33.589/33 y Res. SETC n°5/96 pero la Res no se aplica a los pozos ya
abandonados)
COMO SE VALORIZA EL
CRUDO
COMO SE VALORIZA EL CRUDO
Cotización
de
referencia
Grados
ºAPI
Sales e
Impurezas
Valor
técnico
del
crudo
POR TIPO DE PETRÓLEO
Base Parafínica
• De color claro, fluido y de baja densidad
(0.75-0.85 g/ml). Rinden más nafta que
los asfálticos. Son más fáciles de
procesar y tienen mejor precio de venta
Base Asfáltica
(nafténica)
• Negros, viscosos y de elevada densidad
(0.95 g/ml). Producen poca nafta y
abundante fuel-oil, quedando asfalto
como residuo. Es necesaria mayor
capacidad de procesamiento
(complejidad).
Base Mixta
• Posee características de ambos.
POR CONTENIDO DE AZUFRE
Petróleo Dulce
(Sweet Crude Oil)
• Contiene menos de 0.5% de azufre,
preferido para producir naftas y destilados
livianos. Petróleo de gran calidad.
Petróleo Agrio
(Sour Crude Oil)
• Contiene al menos 1% de azufre. Mayor
costo de refinación por requerir procesos
de desulfurización para sus destilados.
POR DENSIDAD
RENTABILIDAD DEL CRUDO EN ARGENTINA
Buena Rentabilidad
Precio interno 76,0 US$/bbl
%
2,6
REGALIAS
11,7
FINDING COST
3,9
CAPEX
10,5
OPEX
11,8
IB
3,4
IG
19,6
GANANCIA NETA
36,3
Regular Rentabilidad
%
No Rentable
DESCUENTO POR CALIDAD
DESCUENTO POR CALIDAD
5,3
REGALIAS
11,3
FINDING COST
5,3
CAPEX
23,7
OPEX
18,4
IB
3,3
IG
11,4
GANANCIA NETA
21,2
%
DESCUENTO POR CALIDAD
9,2
REGALIAS
10,9
FINDING COST
6,6
CAPEX
34,2
OPEX
43,4
IB
3,2
IG
GANANCIA NETA
-7,5
PRINCIPALES CRUDOS MARCADORES
WTI (West Texas Intermediate):
Petróleo de mayor calidad que el Brent, es
ligero y dulce, con un bajo contenido en
azufre.
(39,6 grados API)
Brent (Europa):
Originalmente era el crudo producido en el
campo Brent. En la actualidad se da dicho
nombre a la mezcla del crudo inglés
proveniente de las zonas Brent y Ninian.
(38.06° grados API)
PRINCIPALES CRUDOS
MARCADORES
Fateh Dubai (Oriente Medio).
Es un crudo ligero proveniente de Dubai.
Marcador exportaciones a Asia/Pacífico.
(31° grados API)
Otros Crudos marcadores:
ANS (Alaska), TAPIS (Malasia)
MINAS (Indonesia)
LOGÍSTICA DEL
NEGOCIO
LOGÍSTICA INTERNACIONAL
Antes
Después
LOGÍSTICA INTERNACIONAL
Buques
Gasoductos
Barcazas
TRANSPORTE
Oleoductos
Camiones
cisterna
El transporte de los
productos ligeros,
gases licuados,
gasolinas, naftas, se
realiza por ferrocarril
o carretera, siendo
mayor el riesgo.
ARGENTINA: LOGÍSTICA DEL PETRÓLEO
Medanito / Rincon de Los Sauces
Refineria
Concon
NQN
Río
Negro
Luján de Cuyo
Refineria
La Plata
Medanito
Compañías Productoras
Allen
Caleta
Córdova
Chubut
Escalante
Puerto
Rosales
La Plata
Ref. Shell
Dock Sud
Dock
Sud
Cañadón Seco
Santa
Cruz
Caleta
Olivia
Mercados
Int’nales
Ref. Esso
Campana
Santa Cruz Sur
Ref. Esso
San Lorenzo
Punta
Loyola
Mercado
Interno
USA
Medio Oriente
Hydra
Tierra del
Fuego
Europa
Río
Cullen
Brasil
LOGÍSTICA NACIONAL E INTERNACIONAL DEL GAS
DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y DEL GAS
MARCO REGULATORIO
DEL GAS
Ley N° 24.076
Decreto N° 729/95
Ambiental NAG 153
Normas técnicas (NAG 100 y
complementarias, calidad del gas, etc.)
CUENCAS GASIFERAS
Bolivia
Brasil
Chile
Noroeste
Argentina
Neuquina
San Jorge
Austral
MARCO REGULATORIO DEL GAS
Privatización de Gas del Estado
 Marco Regulatorio Congreso de la Nación (Ley 24.076).
 Licitación pública internacional.
 Concurrencia de los Operadores más importantes del mundo.
 Se pagaron U$S 3.220 millones por los activos.
 Las compañías se hicieron cargo de pasivos de Gas del Estado por U$S 700
millones.
 Las licencias de distribución y transporte de gas natural se otorgaron el 28 de
diciembre de 1992.
MARCO REGULATORIO
Transporte
Distribución
Producción
No hay
exclusividad
geográfica
Expansiones no
son obligatorias
y se negocian
libremente
Precios regulados
Libre acceso a
través de “Open
Season”
Posibilidad de
exportación/importación
condicionada
Los
transportistas
no compran ni
venden gas
Tarifas
reguladas
Exclusividad
geográfica
Tarifas reguladas
(“price cap”)
Ganancias sólo
por el servicio de
distribución
Posibilidad de bypass de grandes
usuarios
SISTEMA DE TRANSPORTE REGIONAL DE GAS
Transierra
GasAtacama
Transredes
La Paz
BRAZIL
BOLIVIA
Norandino
TBG
PARAGUAY
Asunción
CHILE
Gas
Pacífico
Rio de
Janeiro
ARGENTINA
TGN
GasAndes
São Paulo
TSB
Santiago
URUGUAY
Montevideo
Buenos Aires
TGM
Neuquen
Cruz del Sur
TGS
Enap
ENARGAS
ENARGAS
•
Regula, fiscaliza y resuelve controversias vinculadas a los servicios públicos.
•
Ejerce funciones esencialmente administrativas y técnicas. Principales objetivos:
 Proteger los derechos de los consumidores / Promover la competitividad de los
mercados.
 Mejorar la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso
generalizado del servicio público.
 Asegurar tarifas justas y razonables.
 Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas
 Incentivar el uso responsable del gas, adecuada protección al medio ambiente
COMERCIALIZACIÓN DE
COMBUSTIBLES
COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES
Mayorista
Distribuidores
Suministro
Minorista
Estaciones
de Servicio
Industrias
Agro
Empresas controladas por la
empresa de bandera
Contratos bajo estándares
legales e internos
Franquicia
PROGRAMAS PETRÓLEO
PLUS y GAS PLUS
ENTORNO MERCADO DE GAS
No hay libre comercialización de gas.
Los productores están obligados a cubrir una
cuota de demandas prioritarias a precios que
oscilan entre 0,6 – 2,85 US$/MMBTU.
Cuotas fijadas por Acuerdo.
El resto del gas se destina a las industrias a
3,5 / 4,2 U$S /MMBTU aprox.
Se importa gas o sustitutos a precios mucho
mayores.
PROGRAMA “GAS PLUS”
El estado garantiza la libre
comercialización por encima del
“Acuerdo”
Sin embargo si dicho excedente
se necesitara para la demanda
domestica, el estado le asegura al
productor de dicho gas el precio
acordado con el cliente.
OBJETIVO
INCENTIVAR LA
PRODUCCION
Según el proyecto se están
logrando precios de entre 4,5
US$/MMBTU y 7,5 US$/MMBTU.
PROGRAMA “PETRÓLEO PLUS”
Certificados fiscales
negociables y aplicables a
pagar por derechos de
exportación
Para producción adicional
base primer semestre del
2008 + un índice de
reposición de reservas
superior al 80%.
OBJETIVO
INCENTIVAR LA
PRODUCCION Y
AUMENTO DE
RESERVAS
Si durante un ejercicio se
tuvo producción adicional se
accede a cobrar un monto de
certificados en proporción al
logro.
PERFORACIÓN
PLAN NACIONAL DE INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS
Dto. 1277-2012
DECRETO N° 1277/2012
Crea el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
• Garantizar el autoabastecimiento y la sustentabilidad de la actividad en el mediano y largo
plazo.
Conforma una COMISIÓN de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de
Inversiones Hidrocarburíferas
• Dr. Axel KICILLOF (Presidente); Lic. Mario Guillermo MORENO; Ing. Daniel CAMERON.
Unifica los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno:
• Precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos.
• Precios de referencia de venta de hidrocarburos y combustibles.
Crea un Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
Deroga los decretos de libre disponibilidad y toda otra disposición que se oponga al decreto.
FORMACIONES
SHALE
SHALE OIL Y SHALE
GAS
RECURSOS NO CONVENCIONALES
Formaciones SHALE
• Lutitas y Pelitas
• Muy compactas
• Muy baja permeabilidad
• Sobrepresionadas (20% a 50%)
• Espesores significativos (> 150 m )
• Gradiente térmico normal
• Alto contenido en materia orgánica (TOC)
• Necesaria y suficiente madurez térmica (Ro)
• Bajo grado de fisuramiento
• Continuidad lateral de sus fases
• Poca pendiente estructural
• Profundidad mínima del Tope (1000 m)
• Profundidad máxima de la Base (4500 m)
EL SHALE EN EL MUNDO
EXPERIENCIA CON EL SHALE EN USA
Comparativa entre Plazos, Costos e Inversiones
DE DONDE VENIMOS
Antes
 Período de concesiones por 25 años otorgadas en 1991.
 Máximo histórico de producción y reservas en 1998.
 Presencia de compañías internacionales.
 Libre Mercado.
 Libre disponibilidad.
Recientemente
Yacimientos maduros.
Concesiones en etapa de finalización.
Solicitud prórrogas dejaron de ser automáticas.
Se canceló export parity como precio de referencia.
Se aplicaron retenciones a los precios de los productos.
Fuerte crecimiento del PBI con aumento de demanda.
Fuerte alza de los costos de la industria.
Compañías petroleras dejaron de invertir en exploración.
Cayeron lo producción y las reservas.
Fuerte aumento de la intervención estatal (Dto. 1277 -2012).
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Exploración y Producción de Petróleo y Gas