Aspectos t\u00e9cnicos, estrat\u00e9gicos y econ\u00f3micos de la exploraci\u00f3n y producci\u00f3n de hidrocarburos.pdf - IAPG | Aspectos t\u00e9cnicos estrat\u00e9gicos y

Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos.pdf

This preview shows page 1 out of 260 pages.

You've reached the end of your free preview.

Want to read all 260 pages?

Unformatted text preview: IAPG | Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos Editor Corrección técnica Diseño y Producción Impresión Víctor Casalotti Enrique Kreibohm Cruz Arcieri & Asociados Talleres Trama La fotografía de la portada es un aparato individual de bombeo, del Área Cerro Dragón (Chubut y Santa Cruz). Gentileza de Banco de imágenes de Pan American Energy © 2012. Agradecemos a las empresas socias que facilitaron las imágenes que ilustran este libro. © Instituto Argentino del Petróleo y del Gas Queda hecho el depósito que previene la ley 11.723 Reservados todos los derechos. Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos / Luis Stinco ... [et.al.]. - 1a ed. - Buenos Aires : Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, 2013. 260 p. : il. ; 20x28 cm. ISBN 978-987-9139-63-9 1. Hidrocarburos. I. Stinco, Luis CDD 661.81 Fecha de catalogación: 13/03/2013 Esta edición de 3.000 ejemplares, se terminó de imprimir en Talleres Trama, en abril, 2013. Impreso en la Argentina. |4 Agradecimientos | Agradecimientos Este libro ha sido posible gracias al apoyo de las siguientes empresas: Bolland & Cía. S.A. Camuzzi Gas Pampeana S.A. Chevron Argentina S.R.L. Compañía General de Combustibles S.A. Constructora Norberto Odebrecht S.A. Distribuidora de Gas Centro - Cuyo S.A. (Ecogas) Gas Natural BAN S.A. Gas Nor S.A. Genneia Litoral Gas S.A. Metrogas S.A. Occidental Argentina Exploration & Production Inc. Pan American Energy LLC. Petrobras Argentina S.A. Pluspetrol S.A. Rafael G. Albanesi S.A. Tecna Tecpetrol S.A. Tenaris (Siderca S.A.) Total Austral S.A. Transportadora de Gas del Norte S.A. Transportadora de Gas del Sur S.A. Wintershall Energía S.A. YPF S.A. IAPG | Instituto Argentino del Petróleo y del Gas 5| IAPG | Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos Prólogo A pesar de los esfuerzos puestos en la búsqueda de recursos sustitutos y en el desarrollo de otros recursos energéticos, la humanidad continuará dependiendo de los hidrocarburos para satisfacer sus necesidades energéticas por muchos años más. El World Energy Outlook (2012) de la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) prevé que la demanda mundial de petróleo crecerá de 87,4 mb/d (millones de barriles por día) en 2011, a 99,7 mb/d en el año 2035; es decir, de 5.072 a 5.785 millones de m3 por año. Esta previsión corresponde al escenario que la IEA define como New Policies Scenario, basado en la efectiva adopción de un conjunto de políticas gubernamentales para promover el uso eficiente de la energía y supone precios más elevados para los hidrocarburos. En caso de continuarse con las actuales políticas y no lograrse estos propósitos, la demanda de petróleo en el 2035 treparía a 108,5 mb/d. Respecto al gas natural, la Agencia estima que su consumo aumentará de 2800 Mtep (millones de toneladas equivalentes de petróleo) a 4106 Mtep entre los mismos años. Esto representa un incremento del 47% en el período, que supera ampliamente el crecimiento del 32% estimado para el conjunto de los distintos suministros energéticos (carbón, petróleo, gas, nuclear, hidroelectricidad, bioenergía y otros). De este modo, la participación del gas natural en el conjunto de los suministros subirá del 22% actual al 24% en el año 2035. El mismo trabajo estima que el total de las inversiones mundiales en el upstream para petróleo y gas, alcanzará 619 mil millones de dólares solamente en el año 2012, cinco veces el nivel del año 2000; y se mantendrá aproximadamente en ese nivel durante todo el período mencionado. En lo que respecta a la Argentina, hubo en los últimos cuarenta años una gradual sustitución de petróleo por gas natural. Los hidrocarburos en conjunto aportaron más del 85% de la matriz energética del país durante esos años. En el futuro, si bien es previsible un aumento en la participación de otras fuentes energéticas, la demanda de petróleo y gas seguirá creciendo, acompañando el incremento general del consumo, y la matriz energética continuará basada, fundamentalmente, en los hidrocarburos. Esta realidad representa un gran desafío para la actividad de exploración y producción (E&P) del país. Los actuales yacimientos de hidrocarburos en producción se encuentran en un avanzado estado de madurez. Se trata de yacimientos con varias décadas de explotación, que ya han alcanzado su pico de producción y ahora están declinando la productividad promedio por pozo, que pasó de 9,6 m3/d en 1998 a 4,0 m3/d en la actualidad, en el caso del petróleo; y de 143 mil m3/día a 61 mil m3/d en los pozos de gas, en el mismo período. Ello implica que se necesita más del doble de pozos en producción efectiva para mantener los niveles de producción. |6 Prólogo | Sin duda, el petróleo fácil será cada vez más escaso. Los hidrocarburos por extraer en el futuro provendrán de estos yacimientos cada vez más maduros, o de los llamados reservorios no convencionales, conformados por rocas de baja permeabilidad/arenas compactas. La tecnología de producción de estos reservorios es compleja, y los costos de producción, significativamente más elevados. Sin embargo, todo ello importa una oportunidad para la industria de E&P en la Argentina, que parece estar ante una nueva etapa de su desarrollo, y cuya historia recién comienza a escribirse. Por un lado, el reciente desarrollo y la aplicación de nuevas tecnologías para mejorar el factor de recuperación de los hidrocarburos in situ permiten vislumbrar una importante incorporación de reservas y de producción por este medio, en yacimientos convencionales. Por otra parte, aun cuando falta la evaluación cuantitativa definitiva, el país se encuentra bien posicionado respecto a la posibilidad de explotar los recursos hidrocarburíferos provenientes de los antes citados reservorios no convencionales. En los últimos años se han mejorado las tecnologías y se han incorporado experiencias, que abren favorables expectativas al respecto. Como vemos, el futuro es desafiante, pero prometedor. El aprovechamiento de estas oportunidades puede significar un verdadero salto para esta industria. Estas circunstancias han motivado al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas para encargar la edición de este nuevo libro. El propósito es describir para el lector no especializado en el tema, los aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la actividad de exploración y producción de hidrocarburos, como asimismo, las consideraciones estratégicas de una empresa de E&P al momento de tomar una decisión, como desarrollar reservas, licitar por una nueva área, evaluar inversiones, planificar nuevos desarrollos, etc. Continuamos de este modo con la tarea que iniciamos con la edición del primer libro de esta serie, sobre la refinación del petróleo, en el año 2011. Se ha tratado de mantener un lenguaje simple, de fácil entendimiento, ya que el libro está destinado a todas aquellas personas que deseen comprender la problemática y la lógica asociadas a las decisiones y sus consecuencias en la actividad de E&P. Específicamente está dirigido a profesionales de otras disciplinas que deseen interiorizarse de forma general en estos aspectos, a estudiantes y al público interesado en esta materia. Es mi deseo que su lectura resulte amena e ilustrativa para tal fin. Cierro este prólogo con un reconocimiento especial a los autores que aportaron su conocimiento en cada tema y con ello hicieron posible la publicación de este libro. A todos ellos, muchas gracias. Ernesto A. López Anadón Presidente del IAPG IAPG | Instituto Argentino del Petróleo y del Gas 7| IAPG | Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos Introducción E n este libro se exponen de manera conceptual los aspectos técnicos y económicos vinculados a la exploración y producción de hidrocarburos, actividad que usualmente se la conoce como E&P. El propósito es presentar en forma simple los parámetros esenciales que definen la actividad y orientar conceptualmente al lector, no especialista en el tema, sobre los mecanismos de decisión que una empresa de E&P utiliza al momento de perforar un pozo, llevar adelante un proyecto de desarrollo de un yacimiento, invertir en exploración, etcétera. A diferencia de una industria manufacturera, cuyo principal activo es la fábrica, que no se consume mientras la empresa produce sus bienes, el principal valor de una empresa de E&P son sus reservas de petróleo y gas que irá consumiendo a medida que desarrolla su producción. Por ello, el principal objetivo de toda empresa de E&P será reponer las reservas que año tras año produzca, de modo que estas no se agoten y la empresa no se achique. Por el contrario, si es posible, aumentar las reservas para poder crecer. Así, la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo o gas) son actividades que irán intrínsecamente unidas. Por un lado, la empresa procurará maximizar el volumen de su producción, tanto como sea compatible con el cumplimiento de las reglas del buen arte para asegurar la mayor recuperación final de hidrocarburos, preservando los reservorios de eventuales daños y cumpliendo con las normas y disposiciones regulatorias, ambientales y de seguridad. A través de la producción obtiene el flujo de caja que la empresa necesita para mantener su actividad. Las reservas, en tanto, constituyen el soporte de su producción y la base con la que se medirá su potencial para crecer, el valor de su acción, su capacidad para acceder al mercado de capitales, lo que le permitirá llevar adelante sus proyectos, aumentar su patrimonio, asegurar su subsistencia y expansión futura. Como se detalla en el Capítulo 4, se consideran reservas comprobadas a aquellas cantidades de hidrocarburos que se estima pueden ser recuperadas en forma económica, de acumulaciones conocidas, con razonable certeza (no menor del 90%), en forma y con las técnicas hoy existentes. Diversos organismos internacionales han definido con precisión la información que debe ser usada para evaluar las reservas comprobadas; entre ellos, la Securities and Exchange Commission (SEC), obligatorio para las empresas que coticen en mercados de los Estados Unidos. También la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologist (AAPG) y el World Petroleum Congress (WPC) han establecido parámetros precisos al respecto. Como dijimos, las empresas necesitan reponer las reservas que produzcan, y para ello cuentan con diversos mecanismos: | 14 | 1) Incorporación de reservas para exploración. 2) Incorporación de reservas probables y posibles en yacimientos en producción por mayor conocimiento o mejora tecnológica. 3) Incorporación de reservas por aplicación de técnicas de recuperación secundaria y asistida. 4) Adquisición de reservas de terceros. 1) Incorporación de reservas para exploración De los mecanismos citados, este es el que conlleva mayor riesgo para la empresa de E&P, ya que implica asumir elevadas inversiones en exploración, con el riesgo de no lograr ningún descubrimiento comercial, lo que la llevará a enviar esas inversiones a pérdida en el ejercicio en que fueron realizadas. De más está indicar que, por su naturaleza de alto riesgo, estas inversiones no son financiables con recursos externos a la empresa, por lo cual esta deberá afrontarlas con recursos propios. Este riesgo será mayor si se trata de áreas de frontera, aún no exploradas o áreas en las que se efectuaron ya algunas actividades, pero sin éxito exploratorio. Ejemplo de estas áreas de frontera, en nuestro país, serían la Cuenca Chaco-Paranaense o las cuencas de la plataforma marítima de Malvinas Este, San Julián, Rawson, Península de Valdés, Colorado, Claromecó, Salado, Punta del Este, en las cuales se han llevado a cabo campañas sísmicas y perforación de pozos sin resultados positivos y sin haberse podido demostrar hasta el presente la existencia de un sistema petrolero. Por eso, el tamaño de cada empresa determinará en qué aventuras exploratorias se podrá embarcar sin poner en riesgo sus recursos económico-financieros y, por ende, a la empresa misma. Para aumentar las chances de éxito y no exigirse financieramente más allá de sus límites, las empresas de E&P generalmente llevan a cabo este tipo de emprendimientos mediante asociaciones con otras empresas, asociaciones que se conocen como joint ventures. Esto les permite a las empresas, dentro de sus límites financieros, participar en un mayor número de proyectos, aumentando sus posibilidades de obtener algún descubrimiento comercial. A esto se lo llama el portafolio exploratorio de cada empresa. Este portafolio de proyectos exploratorios aumenta la chance estadística de descubrir alguna acumulación de hidrocarburos que pueda ser explotada comercialmente. Aparte de los aspectos financieros, ¿qué aspectos tendrá en cuenta una empresa de E&P para encarar un proyecto de exploración? En primer lugar, mirará la geología del área y su ubicación, evaluará los riesgos que a priori presenta la cuenca y los premios (descubrimientos) que se podrían obtener de ella y luego, definirá si esto enriquece su portafolio de proyectos exploratorios o no. De considerar el área de interés, procederá a adquirir toda la información que estuviera disponible sobre ella. De ese modo, podrá prepararse para concursar y, eventualmente, obtener los derechos para realizar las tareas exploratorias en el bloque en cuestión. IAPG | Instituto Argentino del Petróleo y del Gas 15 | IAPG | Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos Una vez que haya obtenido el permiso exploratorio, completará la información existente con los estudios de relevamiento superficial, gravimétricos, magnetométricos, geoquímicos, entre otros. Si considera que el área tiene mérito, encarará un estudio sísmico que le permitirá contar con una mejor evaluación del subsuelo. En cada paso, irá decidiendo si el proyecto continúa siendo de interés o, por el contrario, si decide abandonarlo y absorber como pérdida lo invertido hasta ese momento. De considerar propicios los resultados logrados, la empresa deberá tomar la decisión más importante en esta aventura exploratoria, que es la de perforar o no un pozo. Para ello tiene que haber delineado algún prospecto con posibilidades de haber acumulado hidrocarburos (fenómenos de migración, porosidad, permeabilidad y sello, ver capítulos 1, 2 y 4). Asimismo, deberá realizar un cálculo del valor esperado del proyecto. Si los datos ameritasen asumir el riesgo, el directorio de la empresa deberá aprobar la perforación del pozo. Si el pozo resultase descubridor de petróleo o gas, probablemente se perforen otros pozos, llamados de avanzada, para cuantificar la magnitud y extensión del eventual descubrimiento y planificar su desarrollo inicial. Como se verá más adelante en este libro, todo este proceso de estudio, realización de trabajos, toma de decisiones y perforación, lleva largos plazos de ejecución. Por ello, en general los permisos de exploración se otorgan divididos en varios períodos, siendo el primer período con tiempos que normalmente van de los cuatro a cinco años. Al segundo período se accede comprometiendo nuevos trabajos de exploración y, su duración, en general, es de un año menos que el anterior, debiendo el permisionario devolver algún porcentaje prestablecido del área total. Lo mismo ocurre para el tercer período, si lo hubiera. Otro aspecto para tener en cuenta es la ubicación del área. Este es un dato fundamental, ya que no es lo mismo encarar una explotación en áreas con facilidades logísticas cercanas ya existentes (transporte, almacenaje, comunicaciones, puertos, etc.), que en áreas remotas, alejadas de estas infraestructuras o en ambientes complejos, como ser costa afuera, selvas o zonas de montaña. En estos casos habrá que prever la construcción de estas costosas estructuras productivas y logísticas, lo que podría ocasionar que descubrimientos rentables en otras condiciones se tornen antieconómicos en tales circunstancias. 2) Incorporación de reservas probables y posibles en yacimientos en producción por mayor conocimiento o mejora tecnológica Cuando se comienza el desarrollo de un descubrimiento, poco se conoce de sus características o de su extensión. A medida que avanza la perforación y la explotación, se va obteniendo un mayor conocimiento y control sobre él. Seguramente se cubrirá el área del yacimiento con sísmica 3D que, sumada a la información de los pozos, permi- | 16 | tirá detectar nuevas zonas que no son drenadas por los pozos existentes. Ello permitirá evaluar posibilidades de mejoras, tales como perforar nuevos pozos para reducir el espaciamiento entre ellos y así aumentar el drenaje del reservorio, aplicar mejores técnicas de perforación y de terminación para controlar mejor el daño a la formación, mejorar los tratamientos (ácidos, fracturas, etc.), mejorar los sistemas de extracción, etcétera. Asimismo, a medida que la tecnología avanza, permitirá explotar zonas del reservorio de baja permeabilidad o con otros condicionamientos que hacían inviable su explotación en el pasado. Todo esto permite al productor ir incorporando reservas a sus proyectos a medida que la explotación avanza. 3) Incorporación de reservas por aplicación de técnicas de recuperación secundaria y asistida La llamada recuperación secundaria es un barrido del reservorio con agua no potable, generalmente de reciclo del propio reservorio, que se inyecta mediante pozos perforados o convertidos en inyectores para tal efecto. La recuperación secundaria fue el mecanismo que más contribuyó al aumento y mantenimiento de la producción en la Argentina y también en el mundo. En nuestro país, aporta actualmente más del 40% de la producción total de petróleo, y la magnitud del esfuerzo puesto en ella se pone de manifiesto en el volumen de agua inyectada (24 m3 de agua por cada m3 de petróleo producido por este método). Usualmente, la producción primaria de petróleo solo permite recuperar 20 o 25% del total del petróleo original existente en el yacimiento; el 80 o 75% restante permanecerá en el subsuelo. La inyección de agua puede llevar la recuperación final a valores entre un 30 o 35%. Otro método conocido como EOR por sus siglas en inglés (Enhanced Oil Recovery) se basa en el agregado de productos químicos (polímeros y surfactantes) al agua de inyección en los yacimientos explotados con recuperación secundaria, para mejorar el barrido de los hidrocarburos; también se emplean métodos basados en la inyección de CO2, vapor o solventes diversos para disminuir la viscosidad de los crudos y facilitar su desplazamiento desde el reservorio. Estas operaciones son particularmente interesantes ya que trabajan sobre recursos conocidos; de esa forma acotan el riesgo geológico y permiten recuperar interesantes volúmenes adicionales. La contrapartida es que estos métodos no resultan aplicables en todos los yacimientos, y los costos operativos asociados a este tipo de operaciones son elevados, lo que puede atentar contra la economicidad del proyecto. Para medir la potencialidad de estos métodos basta decir que por cada 1% (como valor promedio) de mejora en la recuperación final del petróleo in situ, aplicado a los principales yacimientos argentinos, representaría un aumento de reservas equivalente al consumo interno de uno o dos años. IAPG | Instituto Argentino del Petróleo y del Gas 17 | IAPG | Aspectos técnicos, estratégicos y económicos de la exploración y producción de hidrocarburos 4) Adquisición de reservas de terceros Es esta una práctica común y extendida en la industria petrolera en el mundo. Por diferentes razones, por ejemplo, necesidad de financiar inversiones de desarrollo en otros yacimientos de su portafolio, o porque el nivel de producción de un yacimiento es considerado marginal, las empresas venden la totalidad o partes de sus yacimientos. Una empresa que desee invertir en ...
View Full Document

  • Left Quote Icon

    Student Picture

  • Left Quote Icon

    Student Picture

  • Left Quote Icon

    Student Picture