DESARROLLO HIDROCARBURIFERO12 Septiembre 2019

Ing. Alex Daniel VALDEZDirector Provincial de Exploracion, Explotacion

Y Transporte de Hidrocarburos

AGENDA

CUENCA NEUQUINA

HITOS EN PROVINCIA DEL NEUQUEN

AUTORIDAD DE CONTRALOR - DPEEyTH

ACTIVIDAD DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH

CUENCAS SEDIMENTARIAS EN ARGENTINA

INFORMACION DE LA ACTIVIDAD

HISTORIA RESUMIDA EN ARGENTINA

• 1907, 13 de diciembre. Descubrimiento petróleo en Comodoro Rivadavia, a535 mbbp de profundidad.

• 1918, 29 de octubre. Se descubre petróleo en Plaza Huincul (Huincul: “lomasbajas” en araucano), Neuquén, a 605 mbbp perforando a percusión.

• 1922 Se crea en la Argentina YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales), laprimera empresa petrolera estatal latinoamericana.

• 1968. Se promulga en la República Argentina la Ley de Hidrocarburos 17.319,vigente hasta este momento.

• 1977. YPF descubre en Neuquén el gran yacimiento gasífero de Loma LaLata. Las reservas de gas en el país pasan a ser más importantes que las depetróleo.

• 1991. Se desregulan los mercados y se privatizan Yacimientos Petrolíferos Fiscales, que pasa a llamarse YPF S.A., y Gas del Estado.

• 2007. Se sanciona ley 26.197 que modifica ley 17.319, otorgándole a lasprovincias la administración de sus recursos.

• 2014. Se sanciona ley 27.007 que modifica ley 17.319, introduce concepto deexplotación no convencional.

CUENCAS SEDIMENTARIAS EN ARGENTINA

CUENCA NEUQUINA

Roca Madre

Rio Negro

HITOS EN PROVINCIA DEL NEUQUEN

Rio Negro

DIRECCION PROVINCIAL DE EXPLORACION, EXPLOTACION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS (DPEEyTH) Decreto Nº 1.342/19

DPEEyTH

Dir As Leg DGEyE

DIyT DEyE

DGIyT

DTIH DPyDI DSIyT

DGRyP

DR DP

DGCTO

DCTO DI

DGEyE: DIRECCION GENERAL DE EXPLORACION y EXPLOTACIONDIyT: DIRECCION DE INSTALACION y TRANSPORTEDEyE: DIRECCION DE EXPLORACION y EXPOTACION

DGIyT: DIRECCION GENERAL DE INFORMACION y TECNOLOGIADITH: DIRECCION DE INFORMACION TECNICA HIDROCARBURIFERADPyDI: DIRECCION DE PROGRAMACION y DESARROLLO INFORMATICODSIyT: DIRECCION DE SOPORTE INFORMATICO y TECNOLOGICO

DGRyP: DIRECCION GENERAL DE RESERVORIOS y PRODUCCIONDR: DIRECCION DE RESERVORIOSDP: DIRECCION DE PRODUCCION

DGCTO: DIRECCION GENERAL DE CONTROL TECNICO y OPERATIVODCTO: DIRECCION DE CONTROL TECNICO OPERATIVODI: DIRECCION DE INSPECCIONES

Dir As Leg: DIRECCION ASUNTOS LEGALES

TOTAL: 52 AGENTES A SEPTIEMBRE 2019

ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH

Desde la DGEyE, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:

• Análisis de las diferentes obras que se realizan en yacimientos: perforación, líneas de conducción, ramales, instalaciones superficiales, pozos

inyectores, etc.• Análisis de otorgamiento de concesiones de

transporte, • Seguimiento de Abandono de pozo, • Control de Informes de Monitoreo de Ambientales

Anuales,• Seguimiento y monitoreo de equipos de torre y

terminación• Seguimiento de Incidentes de la actividad

ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH

Desde la DGIyT, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:

• Administración de la Base de Datos de Información Primaria Hidrocarburífera (BDIPH, Res. MEAySP N° 119/12): 195 proyectos de sísmicas 3D cubriendo + 45.000 km2 , + de 70.000 km de sísmicas 2D, Legajos y perfiles de + de 14.500 pozos, + 1.500.000 documentos y archivos

• Base de datos geográfica (GIS con la cartografía oficial)Administración de infraestructura (servidores,

comunicaciones, respaldos y seguridad interna y perimetral)

• Desarrollo de aplicaciones para uso interno y externo (empresas)

• Sitios web oficiales de la subsecretaría• Soporte técnico y capacitación a usuarios

ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH

Desde la DGRyP, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:

• Evaluar la evolución de la producción convencional y no convencional

• Realizar análisis geológicos y geofísicos integrales de los reservorios convencionales y no convencionales explotados en la provincia del Neuquén

• Evaluar la potencialidad de reservorios aún no explotados en la provincia del Neuquén

• Proveer el soporte necesario a partir de modelos de reservorio para analizar y evaluar la actividad relacionada a los permisos exploratorios, lotes bajo evaluación, Concesiones de explotación convencional o no convencional

• Seguimiento de Aventamientos

ACTIVIDADES DE CONTROL DESDE LA DPEEyTH

Desde la DGCTO, se realizan entre otras las siguientes tareas de contralor:

• Inspección y Control de: pozos, baterías de petróleo, unidades de separación de gas, tendidos de oleoductos/ gasoductos, plantas de tratamiento de crudo, plantas de tratamiento de gas, plantas de tratamiento de agua.

• Inspección de Equipos de Perforación y Terminación.

• Control de la producción operativa de los yacimientos petroleros.

• Inspección de evaluación de puntos de medición de petróleo/gas en distintos yacimientos. Inspección de venteos de gas natural en los distintos yacimientos.

INFORMACION DE LA ACTIVIDAD

RECURSOS SHALE GAS - OIL

DESCRIPCION GENERAL

197 Áreas

61.000 Km

2

14.500 Pozos

42.620 Km de Ductos

369 Instalaciones Superficiales

EVOLUCION DE EQUIPOS

EVOLUCION POZOS PERFORADOS

A julio

CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONAL DE HIDROCARBUROS - EVOLUCIÓN DE CONTRATOS

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

CENCH por año CENCH total

36 CENCH otorgadas desde 2012 a

agosto de 2019

ESTIMULACION HIDRAULICA

La primera FracturaHidráulica en Argentinafue realizada por YPF SE enel año 1959. Desdeentonces se ha utilizadoeste método deestimulación para todotipo de reservorios.

En la actualidad como consecuencia de la explotación no convencional, ennuestra provincia, se realizan locaciones de múltiples pozos, promediocuatro pozos horizontales, con una rama horizontal entre 2.500 a 3.000 m,cada etapa consume 1.600 m3 de agua, requiere una presión por etapa defractura de 10.500 psi, 4.550 bolsas de agente de sostén (aproximadamente45 kg cada bolsa), distanciamiento de 80 m entre boca de pozo.

FORMACIÓN VACA MUERTAEVOLUCIÓN DE POZOS PERFORADOS

1266 pozos perforados con

objetivo en la Formación VacaMuerta desde 2012 a agosto de2019

127 pozos verticales

375 pozos dirigidos

764 pozos horizontales

FORMACIÓN VACA MUERTAPERFORACIÓN Y TERMINACIÓN

AÑOLong. Rama

Horizontal (m)# Etapas

de Fractura

2012 900 8

2013 1030 11

2014 1200 15

2015 1250 15

2016 1500 20

2017 2000 25

2018 2300 30

2019 2500 33 60

21

10

10

05

27

64

81

44

01

13

15

08

46

94

97

98

99

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Tipo de pozo perforado por año

vertical dirigido horizontal

PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

19

20

19

22

19

24

19

26

19

28

19

30

19

32

19

34

19

36

19

38

19

40

19

42

19

44

19

46

19

48

19

50

19

52

19

54

19

56

19

58

19

60

19

62

19

64

19

66

19

68

19

70

19

72

19

74

19

76

19

78

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

Pro

du

cció

n a

nu

al d

e p

etr

óle

o,

Mm

3

Convencional Shale

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

Pro

du

cció

n a

nu

al (

Mm

3)

De. Prom 8%/año

+12 %De. Prom 2%/año

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES

134,46 Mbbl/d

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1920

1922

1924

1926

1928

1930

1932

1934

1936

1938

1940

1942

1944

1946

1948

1950

1952

1954

1956

1958

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Pro

du

cció

n a

nu

al d

e g

as, M

Mm

3

Convencional Tight Shale

De. Prom. 8 %/año

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

De. Prom. 8 %/año

De. Prom. 6 %/año

+ 6 %/año prom.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES

Volumen récord de losúltimos 13 años en laProvincia durante junio de2019

PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO – INFLUENCIA DE LOS NO CONVENCIONALES

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Ene-Jun 2018 Ene-Jun 2019

Producción acumulada de petróleo

Pet, Mm³ + 22,34 %

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Ene-Jun 2018 Ene-Jun 2019

Producción acumulada de gas

Gas, MMm³+ 11,23 %

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GASPARTICIPACIÓN POR PROVINCIA

Petróleo Gas

PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO VIAS DE EVACUACIÓN

Capacidad de evacuación total

Petróleo: 33,6 Km3/dGas: 84,85 Mm3/d

PRODUCCIÓN DE GAS Y PETRÓLEO VIAS DE EVACUACIÓN

Capacidad evacuación mercado interno:

Gas Natural: 76 Mm3/dEn 2018 se inyectaron 67 Mm3/dPetróleo: 260 Kbbl/d

Capacidad evacuación mercado externo:

Gas Natural a Chile: 13,5 Mm3/d. En primer

cuatrimestre 2019 las exportaciones alcanzaron picos

de 6 Mm3/d. Gas Natural a Brasil: 2,8 Mm3/dGas Natural a Uruguay: 6 Mm3/dPetróleo a Chile: 100 Kbbl/d