REVISTA PRENSA ENERGETICA OCTUBRE NOVIEMBRE 2008 by gsalip gaston

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.

SUMARIO

EDITORIAL ¿Sobran ideas?

Nota de tapa Futuro energético

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

Editor responsable y Dirección periodística: Daniel Barneda (danielbarneda@uolsinectis.com.ar)

Gerencia Comercial:

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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.

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-

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:

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

REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:

)

ción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)

Reducción en Importación Neta 2008/25 (10^9 US$)

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

6 MMtep/año desde 2010

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$)

REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONALGAS POR OTRAS FUENTES: NATURAL

ACTUANDO SIMULTANEAMENTE SOBRE CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION

8 10^9 US$)

202

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

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-

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.

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: info@litsa.com.ar

Totales

Nota de tapa

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

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.

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.

Pozos Productores de petróleo

Pozos Productores de Gas NotaGas de tapa Natural

Inyección a gasoducto (Millones de m /d @9300)

5.4

Gas Natural Producción Acumulada (Miles de millones de m )

25.8

ute sta cruz

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)

14.166.0

ural Inyección a gasoducto Gas Natural (Millones Inyección de ma3/dgasoducto @9300) (Millones de m3/d @9300)

5.4

ural Producción Acumulada Gas Natural (Miles Producción de millones Acumulada de m3 ) (Miles de millones de m3 ) 25.8

25.8

erforados

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

14.166.0

17.8

28.2

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

ute hernandez

Perforados

Pozos Productores de Gas Pozos Perforados

Productores

Producción Bruta (m /d) Pozos Productores

1,510

484

824

75,000.0

484

265,500.0

75,000.0

265,500.0 3

265,500.0

3,600.0

64,800.0

84,000.0

379,500.0

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 )

ón de Agua (m 3/d)

Inyección Agua Acumulada (miles de m ) Inyección dede Agua (m /d) 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

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

Productores de petróleo Pozos Productores Pozos de petróleo

Pozos Productores Pozos de GasProductores de Gas

ute sta Gas Natural Inyección GasaNatural gasoducto Inyección (Millones a gasoducto de m /d @9300) (Millones de mcruz /d @9300)

5.4

Gas Natural Producción Gas Natural Acumulada Producción (Miles de Acumulada millones de (Miles m3 ) de millones de m3 )

25.8

787.0

520

14.166.0

17.8

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

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

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

Inyección de Agua (m 3/d)

84,000.0

Inyección de Agua Acumulada (miles de m ) 3

379,500.0

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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.

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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:

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.

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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

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.

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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.

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.

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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.

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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

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.