-
CCoonncceessiinn
OOccttaannss PPeeggaassoo
CCuueennccaa AAuussttrraall
CCeerrttiiffiiccaacciinn ddee RReesseerrvvaass ddee
HHiiddrrooccaarrbbuurrooss
aall 3311 ddee ddiicciieemmbbrree ddee 22000088
PPrreeppaarraaddoo ppaarraa
TToottaall AAuussttrraall SS..AA..
BBuueennooss AAiirreess,, mmaarrzzoo ddee 22000099
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INDICE
- Certificacin de Reservas y Recursos. Informe (pg. 3).
- Apndice I: Definiciones de Reservas y Recursos (pg. 10).
- Apndice II: Planillas 8, 9, 8 bis y 9 bis (pg. 17).
- Apndice III: Proyecciones y Clculos Econmicos (pg. 22).
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Buenos Aires, 20 de marzo de 2009 Sr. Gerente de Reservorios de
Total Austral S.A. Ing. Jorge Torres Moreno 877 P.20 Ciudad Autnoma
de Buenos Aires
Ref.: Certificacin de Reservas Concesin OCTANS PEGASO
De mi consideracin: A pedido de Total Austral S.A. se adjunta la
certificacin de reservas de hidrocarburos de la Concesin Octans
Pegaso, ubicada en la Cuenca Austral. Los clculos fueron realizados
al 31 de diciembre de 2008, segn lo dispuesto por la resolucin No.
324/2006 de la Secretara de Energa de la Nacin. La tabla presentada
a continuacin resume los valores de reservas certificados al
31-12-2008, hasta el abandono de la concesin, asumido para el 20 de
septiembre de 2031 en virtud de no haberse firmado an el contrato
de adjudicacin.
Probada Probable Posible Recursos Gas (millones m3) 0 2.579
5.263 0 Petrleo (miles m3) 0 17 131 0
Por su parte, las reservas hasta la finalizacin de la vida til
del proyecto son:
Probada Probable Posible Recursos Gas (millones m3) 0 2.579
5.263 0 Petrleo (miles m3) 0 17 131 0
Las reservas mencionadas corresponden a una participacin del 100
% y no se han efectuado deducciones por regalas provinciales o
nacionales, las que en Argentina son consideradas como gastos. Los
volmenes incluidos en el anlisis comprenden aquellas reservas
clasificadas como probadas, probables y posibles, como as tambin
los volmenes de hidrocarburos considerados como recursos
(contingentes), de acuerdo con las definiciones de la Secretara de
Energa (Anexo 1A de la mencionada resolucin SEE 324/2006) y dems
sociedades que regulan en la materia.
Esta evaluacin ha sido efectuada en nuestro carcter de
consultores independientes de la empresa operadora, siguiendo las
recomendaciones y estndares establecidos por la Society of
Petroleum Engineers (SPE) para la evaluacin de reservas de
hidrocarburos. Las definiciones utilizadas se adjuntan en el
Apndice I.
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Debe puntualizarse que, debido a la naturaleza de la informacin
disponible para efectuar la estimacin de reservas, los nmeros aqu
presentados reflejan la mejor estimacin, pero no deben
considerarse, de manera alguna, la verdad absoluta.
En el Apndice II se encuentran las Tablas 8, 8 bis, 9 y 9 bis
requeridas por la SEE.
GENERALIDADES
La Concesin posee una superficie total de 883 kilmetros
cuadrados. De ellos, aproximadamente un 60% estn ubicados en la
Provincia de Santa Cruz, mientras que los restantes se hallan en
jurisdiccin del Estado Nacional. Las profundidades mximas de agua
alcanzan los 70 metros.
CARACTERSTICAS DE LA CUENCA La Cuenca Austral ocupa gran parte
de la Provincia de Santa Cruz, el Estrecho de Magallanes, la
provincia chilena del mismo nombre, la Isla Grande de Tierra del
Fuego y una extensa superficie de la Plataforma Continental
Argentina.
El lmite nororiental es coincidente con el Macizo del Deseado,
en el continente, y se extiende al sur, en el Mar Argentino sobre
la Dorsal Ro Chico - Dungenes; limita al sur con los Andes
Patagnico-Fueguinos.
Tiene una extensin de 700 km en el sentido norte sur, mientras
que en el sentido este - oeste alcanza los 400 km, cubriendo una
superficie de aproximadamente 230.000 km2, de los cuales el 85 % se
encuentra en territorio de la Repblica Argentina.
La columna sedimentaria tiene un espesor aproximado de 8.000
metros, en el sector ms profundo, con desarrollo casi exclusivo de
rocas clsticas.
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En la evolucin de la Cuenca Austral se reconocen tres fases
principales:
1 Etapa distensiva inicial (rifting), de edad Jursica,
caracterizada por la formacin de hemigrbenes y extensas extrusiones
de material volcnico y piroclstico que conforman la Serie Tobfera,
substrato de la columna sedimentaria junto al basamento.
2 Un perodo Cretcico de subsidencia (sagging), que da inicio a
la cuenca sedimentaria profunda, en el oeste, y con una faja de
talud en su borde oriental, dispuesta en sentido noroeste-sureste.
Esta faja se contina en un amplio sector de plataforma hacia el
este. Este ltimo ambiente tectnico, cubre parte del continente y el
mar Argentino hasta el borde oriental de la Cuenca Austral,
abarcando en l, la mayora de los yacimientos de la Cuenca Austral y
todos los yacimientos de la Concesin CMA-1.
El relleno sedimentario resultante es una cua sedimentaria que
se inicia con depsitos de areniscas proximales, primero
continentales y luego marino - costeros, que gradan a marinos, e
integran la Formacinm Springhill. Estos depsitos proximales
representan en general una arenisca transgresiva basal, aunque
analizados en detalle son diferentes secuencias complejas, que estn
compuestas de intervalos progradantes. Son ms jvenes a medida que
traslapan los bordes de cuenca hacia el este y engranan
lateralmente; adems son cubiertas con pelitas distales, lagunares y
de mar abierto, de la Formacin Palermo Aike.
3 Finalmente, durante el Cretcico Superior y Terciario,
sobreviene una prolongada etapa compresiva que da lugar a la
formacin de una faja fallada y plegada al oeste y sur e instaura
una cuenca de antepas hacia el este y norte, donde se deposita la
secuencia sedimentaria Terciaria.
La compresin se manifiesta en forma intensa en los extremos
oeste y sur de la cuenca y est muy atenuada en la zona de
plataforma. Regionalmente la columna sedimentaria en la zona de
plataforma, tiene un espesor que oscila entre 1.600 y 2.000
metros.
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El principal sistema petrolero de la cuenca, con injerencia en
la zona de plataforma y en particular en la Concesin CMA-1, es el
integrado por las formaciones Springhill Inoceramus inferior
(Formacin Palermo Aike), que tienen una relacin de engranaje
lateral.
La Formacin Palermo Aike y sus equivalentes laterales,
Inoceramus inferior y Lago San Martn, son las formaciones donde se
desarrolla la principal roca generadora de hidrocarburos. Estn
depositadas en un ambiente marino abierto hasta lagunar costero, en
este ltimo caso con participacin de materia orgnica terrgena con
tendencia a la generacin de gas.
Estas formaciones pueden complementarse, tanto en su condicin de
roca generadora como de roca sello, por la unidad superpuesta,
denominada en esta posicin de la cuenca, Formacin Margas
Verdes.
La posicin de las arenas de la Formacin Springhill, aisladas
entre las rocas impermeables del basamento y/o de la Serie Tobfera
y las pelitas de la Formacin Palermo Aike (Inoceramus Inferior -
Margas Verdes) facilitan el entrampamiento estructural y
estratigrfico de las mismas.
CONCESIN OCTANS PEGASO En las figuras adjuntas puede verse la
ubicacin de la concesin y los pozos perforados
en la misma (GGH6. x-1, GBB9. x 1, GHA. 4 x 1, GHF2. X 1 y GIA5.
X 1) y las estructuras existentes (Octans North, Octans South,
Pegaso North, Pegaso South y Pegaso South II).
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El rea no ha entrado an en la fase de produccin, al no estar
firmado todava, con
las autoridades, el contrato correspondiente.
DESCRIPCIN DE RESERVORIO
Las areniscas de la Formacin Springhill constituyen el principal
reservorio donde se desarrollan las secuencias Carina y Paloma.
RESERVAS
Las reservas certificadas en este informe estn basadas en los
siguientes criterios
tcnicos y merecen estas aclaraciones:
Dadas las incertidumbres existentes, tanto tcnicas como de
mercado, no se asignaron reservas comprobadas a la concesin.
Las reservas probables y posibles fueron inicialmente estimadas
en base a los clculos
volumtricos, realizados a partir de los mapas ssmicos
estructurales, isopquicos y de modelos geolgicos de distribucin de
facies; los espesores netos, porosidades y contactos de fluidos,
fueron asumidos a partir de los datos obtenidos en los pozos
perforados. Los valores de gas y condensado in-situ obtenidos, se
utilizaron como datos de entrada al balance de materia, del cual se
obtuvieron los pronsticos de produccin de las distintas corridas
realizadas.
Las reservas a fin de la concesin coinciden con las estimadas al
fin de la vida til. No
existen recursos contingentes en el rea.
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INFORMACIN UTILIZADA
Para realizar la presente certificacin se cont con la siguiente
informacin:
Planillas resumen de reservas probables y posibles al
31/12/2008.
Certificaciones anteriores.
Presentacin resumen con los valores de reservas por zona y con
los datos para el clculo de las mismas, como as tambin de los
hidrocarburos in situ.
Planillas Excel con el detalle de los clculos efectuados.
Planos estructurales de los distintos horizontes
productivos.
Perfiles de pozos representativos.
Propiedades del hidrocarburo de los distintos horizontes.
Seccin Ssmica con pozos colgados.
Resultado de los pozos perforados hasta la fecha.
CLCULOS ECONMICOS
En el Apndice III se presentan los pronsticos de produccin y los
clculos econmicos correspondientes. Los precios, costos, montos de
inversiones y dems parmetros e hiptesis de clculo fueron
suministrados por Total Austral S.A., no habiendo sido verificados
los mismos por los certificadores, aunque s se analiz su
razonabilidad.
Las evaluaciones econmicas fueron realizadas con el nico
propsito de verificar el
requisito de la economa establecido por las definiciones de
reservas y no con el objeto de determinar sus valores de
mercado.
CONCILIACIN CON CERTIFICACIN 2007
No existen diferencias entre los valores de reservas de esta
certificacin y los
correspondientes a diciembre de 2007.
CONSIDERACIONES FINALES Se reitera que los valores de reservas
contenidos en este informe se basan en la
informacin suministrada por la empresa. Se ha empleado el mejor
criterio profesional para obtener los resultados y conclusiones que
se presentan en este informe; sin embargo, no se garantiza la
exactitud de los resultados, debido a que todas las evaluaciones
son opiniones basadas, casi siempre, en inferencias indirectas. En
ningn caso se debern considerar las evaluaciones como nica base
para tomar decisiones concernientes a las operaciones de
perforacin, produccin o de cualquier otro tipo. Por ello, se
rechaza expresamente toda responsabilidad por demandas, prdidas,
costos, daos o gastos de cualquier tipo que resulten de la
confianza depositada en las evaluaciones contenidas en el presente
informe.
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Asimismo, se declara que ni la Universidad Nacional de la
Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), ni los consultores asociados,
tienen intereses de ningn tipo respecto a los bienes evaluados.
Se espera que esta certificacin y auditora contemple los
requerimientos de la
empresa, quedando a su disposicin para responder a cualquier
pregunta que pueda surgir de la misma.
Lo saludamos muy atentamente,
Jorge Manuel Gil Juan Rosbaco Jorge Cerdn UNPSJB J @ R
Consultora OPSEIS S.A.
Rector
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AAPPNNDDIICCEE II
DDeeffiinniicciioonneess ddee RReesseerrvvaass yy ddee
RReeccuurrssooss
SSPPEE--WWPPCC,, 11999977 -- SSPPEE--WWPPCC--AAAAPPGG,,
22000011
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a) RESERVAS DEFINICIONES DE RESERVAS [1] El directorio de la
Society of Petroleum Engineers (SPE) aprob recientemente la revisin
de definiciones de reservas presentada por su Comit de Reservas de
Petrleo y Gas. Las revisiones de las definiciones realizadas por
los grupos de trabajo" de la SPE y del World Petroleum Congress
(WPC) son el resultado de muchos aos de colaboracin entre sus
miembros, con participacin de otras organizaciones y compaas y
profesionales independientes. La SPE y el WPC enfatizan que estas
nuevas definiciones intentan establecer guas generales normalizadas
para la clasificacin de reservas, que permitan una mejor comparacin
de las cantidades, sobre una base de aplicacin mundial. Las
definiciones, con la excepcin de partes del prembulo, se presentan
a continuacin. PREMBULO La terminologa usada para clasificar los
hidrocarburos[2] y sus varias categoras de reservas ha sido objeto
de prolongado estudio y discusin durante muchos aos. Los intentos
de normalizar la terminologa de reservas comenzaron a mediados de
los aos 1930 cuando el American Petroleum Institute (API) estudi la
clasificacin de hidrocarburos y las definiciones de varias
categoras de reservas. Desde entonces, la evolucin de la tecnologa
ha brindado mtodos de ingeniera ms precisos para determinar
reservas y se ha intensificado la necesidad de mantener una
nomenclatura mejorada para lograr consistencia entre los
profesionales que trabajan con la terminologa de reservas. La SPE y
el WPC, trabajando totalmente por separado, produjeron juegos
similares de definiciones de reservas de hidrocarburos para
acumulaciones conocidas, que fueron presentadas en el inicio de
1987. stas se convirtieron en las normas preferidas para la
clasificacin de reservas en toda la industria. Poco tiempo despus,
ambas organizaciones se dieron cuenta que las dos clasificaciones
podran ser combinadas en un solo juego de definiciones que pudiera
ser utilizado por toda la industria, a nivel mundial. Los contactos
entre representantes las dos organizaciones comenzaron en 1987,
poco tiempo despus de la publicacin de ambos juegos de
definiciones. Durante el Congreso Mundial del Petrleo en junio de
1994, se reconoci que, mientras que cualquier revisin de las
definiciones existentes requerira la aprobacin de las respectivas
juntas directivas, el esfuerzo por establecer una nomenclatura
mundial debera ser intensificado. Una nomenclatura comn mejorara
las oportunidades de su aceptacin y planteara una postura comn y
nica sobre esta cuestin tcnica y profesional, esencial frente a la
industria internacional del petrleo. Como un primer paso en el
proceso, ambas organizaciones emitieron una declaracin conjunta,
estableciendo un extenso abanico de principios sobre los que
deberan basarse las definiciones y estimaciones de reservas. Los
directorios de la SPE y el WPC establecieron un grupo de [1]
Traduccin Libre de la Publicacin "SPE/WPC Reserves Definitions
Approved" - JPT, mayo 1997, 527- 528
Gentileza de VyP. [2] Referidos generalmente como "Petroleum" en
la terminologa inglesa. En la Argentina se utiliza el trmino
"hidrocarburos" para hacer referencia a una mezcla de hidrocarburos
propiamente dichos y otros compuestos no hidrocarbonados que se
encuentran naturalmente como lquidos (petrleo) y/o gases.
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trabajo para desarrollar un sistema comn de definiciones,
basadas en aquella declaracin de principios. Se realiz un esfuerzo
consciente para mantener la terminologa recomendada lo ms parecida
posible a la comn y corriente, con el objeto de minimizar el
impacto sobre los volmenes previamente informados y los cambios
requeridos para producir una amplia aceptacin. La terminologa
propuesta no intenta ser un sistema preciso de definiciones y
procedimientos de evaluacin que satisfagan todas las situaciones;
debido a las mltiples formas de ocurrencia de los hidrocarburos, el
amplio rango de caractersticas, la incertidumbre asociada con el
contexto geolgico y la constante evolucin de las tcnicas de
evaluacin, no resulta prctico contar con un sistema preciso de
clasificacin. Adems, la complejidad requerida por un sistema
preciso podra desvirtuar el entendimiento de aquellos que trabajan
en temas relacionados con los hidrocarburos. Como resultado, las
definiciones recomendadas no representan un cambio mayor respecto
de las definiciones existentes de la SPE y el WPC, que se han
convertido en norma en toda la industria. Se espera que la
terminologa recomendada integre los dos de definiciones y se logre
mayor consistencia en la informacin de datos de reservas en toda la
industria internacional. Las reservas determinadas bajo estas
definiciones descansan en la integridad, habilidad y el juicio del
evaluador y son afectadas por la complejidad geolgica, el estado
del desarrollo, el grado de agotamiento de los reservorios, y la
cantidad de datos disponibles. El uso de estas definiciones debera
intensificar la distincin entre las distintas categoras y dotar de
mayor consistencia al informe de reservas. DEFINICIONES Reservas
son aquellas cantidades de hidrocarburos que se prev recuperar
comercialmente de acumulaciones conocidas a partir de una
determinada fecha. Toda estimacin de reservas tiene algn grado de
incertidumbre; sta depende principalmente de la cantidad de datos
confiables de geologa e ingeniera disponibles al momento de la
estimacin y de la interpretacin de esos datos. El grado relativo de
incertidumbre puede llevar a ubicar las reservas en una de dos
categoras principales: probadas o no probadas (comprobadas y no
comprobadas). Las reservas no probadas tienen menor certeza de ser
recuperadas que las reservas probadas y pueden luego ser
sub-categorizadas como reservas probables y posibles, para denotar
la progresiva y creciente incertidumbre de su recuperabilidad. El
intento de la SPE y el WPC de aprobar una clasificacin con
categoras adicionales ms all de las reservas probadas (comprobadas)
es para facilitar la consistencia entre los profesionales que
utilizan tales trminos. Al presentar estas definiciones, ninguna de
estas dos organizaciones recomienda que las reservas categorizadas
como no probadas sean divulgadas pblicamente; esto queda a criterio
de las compaas y los pases interesados en realizarla. La estimacin
de reservas se hace en condiciones de incertidumbre. El mtodo de
estimacin se denomina determinstico, cuando la mejor y nica
estimacin de reservas se realiza sobre la base de datos conocidos
de geologa, ingeniera y econmicos. El mtodo de estimacin se
denomina probabilstico cuando se utilizan los datos de geologa,
ingeniera y econmicos para generar un rango de estimaciones y sus
probabilidades asociadas. La identificacin de reservas como
probadas, probables y posibles ha sido el mtodo de clasificacin ms
frecuente y otorga una indicacin de la probabilidad de recuperacin.
Por causa de las diferencias potenciales en las incertidumbres, se
debe tener especial precaucin al sumar reservas de diferentes
categoras.
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Las estimaciones de reservas sern generalmente revisadas, a
medida que se disponga de nueva informacin de geologa e ingeniera o
cuando cambien las condiciones econmicas. Las reservas no deben
incluir cantidades de hidrocarburos retenidos como inventario y
pueden ser disminuidas por utilizacin o prdidas de proceso, si ello
fuera requerido para informes financieros. Las reservas pueden
provenir de la energa natural o mediante mtodos de recuperacin
asistida. Los mtodos de recuperacin asistida incluyen todos
aquellos empleados con el objetivo de complementar la energa
natural o alterar las fuerzas naturales en el reservorio, a fin de
incrementar la recuperacin final. Ejemplos de estos mtodos son:
mantenimiento de presin, reciclado, inyeccin de agua, mtodos
trmicos, mtodos qumicos y desplazamiento de fluidos miscibles e
inmiscibles. Con la tecnologa en evolucin permanente, en el futuro
podrn desarrollarse otros mtodos de recuperacin asistida. RESERVAS
PROBADAS (COMPROBADAS) Reservas probadas son aquellas cantidades de
hidrocarburos que, con certeza razonable derivada del anlisis de
datos geolgicos y de ingeniera, se estima que sern comercialmente
recuperables de reservorios conocidos, a partir de una determinada
fecha, bajo las condiciones econmicas, mtodos de operacin y
legislacin vigentes a dicha fecha. Las reservas probadas pueden ser
categorizadas como desarrolladas y no desarrolladas. Si se usan
mtodos determinsticos, el trmino certeza razonable intenta expresar
el alto grado de confianza de que las cantidades sern efectivamente
recuperadas. Si se usan mtodos probabilsticos, deber haber por lo
menos una probabilidad del 90% de que las cantidades realmente
recuperadas sean iguales o excedan lo estimado. Al establecer las
condiciones econmicas actuales, deben incluirse los precios
relevantes e histricos de los hidrocarburos y los costos asociados,
y se pueden considerar promedios de perodos que estn en lnea con el
propsito para el que se efecta la estimacin de reservas, las
obligaciones contractuales, los procedimientos corporativos y la
legislacin relacionada con la informacin de dichas reservas. En
general, se consideran reservas probadas (o comprobadas) si la
producibilidad comercial del reservorio es avalada por produccin
real o ensayos de formacin. En este contexto, el trmino probado se
refiere a las cantidades reales de reservas de petrleo y no slo a
la productividad del pozo o reservorio. En ciertos casos, las
reservas probadas pueden ser asignadas sobre la base de perfiles de
pozos y/o anlisis de testigos que indiquen que en dicho reservorio
hay presencia de hidrocarburos y es anlogo a otros reservorios
dentro de la misma rea y que estn en produccin, o cuya capacidad de
produccin hubiera sido probada mediante ensayos de formacin. El rea
del reservorio considerada como probada incluye: (1) el rea
delimitada por perforacin y definida por el contacto entre fluidos,
si fuera el caso, y (2) las porciones del reservorio no atravesadas
que, sobre la base de datos disponibles de geologa e ingeniera,
pudieran razonablemente juzgarse como comercialmente productivas.
En ausencia de informacin del contacto entre fluidos, el lmite
probado con hidrocarburos es el definido por el nivel inferior con
hidrocarburos comprobados, salvo que alguna otra informacin
definitiva de geologa, de ingeniera o de comportamiento de
produccin indicara lo contrario. Las reservas pueden clasificarse
como probadas si las instalaciones de superficie para su
procesamiento y transporte al mercado estuvieran en operacin al
momento de la estimacin o
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si hubiera una expectativa razonable de que ello ocurra. Las
reservas correspondientes a pozos ubicados en zonas no
desarrolladas pueden clasificarse como probadas no desarrolladas en
las siguientes condiciones: (1) cuando dichos pozos se encuentren
en la zona adyacente inmediata de pozos con produccin comercial
demostrada en la formacin objetivo, (2) cuando hubiera seguridad
razonable de que la zona de dichos pozos estuviera dentro de los
lmites productivos conocidos comprobados de la formacin objetivo,
(3) cuando los pozos cumplieran con la reglamentacin vigente sobre
distanciamiento entre pozos, y (4) cuando hubiera seguridad
razonable de que las zonas sern desarrolladas. Las reservas de
otras regiones se categorizan como probadas no desarrolladas slo
all donde la interpretacin de los datos geolgicos y de ingeniera de
los pozos indicara con razonable certeza que la formacin objetivo
tiene continuidad lateral y contiene hidrocarburos comercialmente
recuperables en regiones situadas ms all de los pozos inmediatos.
Las reservas a recuperar por mtodos ya establecidos de recuperacin
asistida pueden ser incluidas en la categora de probadas cuando:
(1) se contara con un ensayo exitoso de algn proyecto piloto o con
la respuesta favorable de un proyecto en marcha en el mismo
reservorio, o en uno anlogo donde las propiedades de la roca y de
los fluidos avalaran el anlisis en base al cual se elabor el
proyecto, y (2) que sea razonablemente seguro que el proyecto se
implementar. Las reservas a recuperar por aquellos mtodos de
recuperacin asistida cuya aplicacin comercial deba ser establecida
por sucesivas aplicaciones exitosas sern incluidas en la categora
de probadas solamente: (1) despus de una respuesta favorable de
produccin del reservorio estudiado, ya sea (a) por un proyecto
piloto representativo o (b) por un proyecto en marcha cuya
respuesta avalara el anlisis en que se bas el proyecto, y (2) si
fuera razonablemente seguro que el proyecto ser implementado.
RESERVAS NO PROBADAS Las reservas no probadas se basan en datos de
geologa y/o ingeniera, similares a los usados para la estimacin de
reservas probadas, pero existen incertidumbres tcnicas,
contractuales, econmicas o legales que excluyen a estas reservas de
la categora de probadas. Las reservas no probadas pueden ser
clasificadas como reservas probables y reservas posibles. Las
reservas no probadas pueden ser estimadas suponiendo condiciones
econmicas futuras diferentes de las vigentes al momento de la
estimacin. El efecto de mejoras futuras de las condiciones
econmicas y de los desarrollos tecnolgicos pueden ser expresados
poniendo cantidades apropiadas de reservas en las categoras de
probables y posibles. RESERVAS PROBABLES Son aquellas reservas no
probadas que, de acuerdo a lo que sugieren los anlisis de datos
geolgicos o de ingeniera, son ms factibles de ser recuperables que
de no serlo. En este contexto, cuando se utilizan mtodos
probabilsticos, debera haber por lo menos un 50% de probabilidad de
que las cantidades realmente recuperadas igualen o excedan la suma
de las reservas estimadas como probadas ms las probables. En
general, las reservas probables pueden incluir: (1) aqullas que se
prev verificar por medio de la perforacin convencional de pozos de
avanzada en zonas para las cuales el control del subsuelo no es
todava suficiente como para categorizar a las reservas como
probadas, (2) aquellas reservas de formaciones que parecen ser
productivas en base a las caractersticas de perfiles de pozo, pero
que carecen de ensayos de testigos o ensayos definitivos y que
adems no son anlogas a las que producen en los reservorios probados
del rea, (3) los incrementos
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de reservas atribuibles a perforaciones de relleno (infill) que
podran categorizarse como probadas si las reglamentaciones
existentes permitieran un menor distanciamiento entre pozos a la
fecha de la estimacin, (4) reservas atribuibles a mtodos de
recuperacin asistida cuyo xito comercial ha sido comprobado en
forma reiterada, cuando (a) exista el plan para un proyecto piloto,
aunque todava no est en operacin, y (b) cuando las caractersticas
de roca, fluidos y reservorio parecieran favorables para aplicacin
comercial, (5) reservas provenientes de una zona de la formacin que
pareciera estar separada del rea probada por fallas, en donde la
interpretacin geolgica indica que se halla estructuralmente ms alta
que el rea probada, (6) reservas atribuibles a futuras
reparaciones, tratamientos, retratamientos, cambio de equipamiento
u otros procedimientos mecnicos, cuando los mismos no hubieran sido
probados con xito en pozos con comportamiento similar en
reservorios anlogos, y (7) incrementos de reservas en reservorios
probados, donde una interpretacin alternativa del desempeo o de los
datos volumtricos indicaran un nmero de reservas mayor que las que
puedan asignarse a la categora de probadas. RESERVAS POSIBLES Las
reservas posibles son aquellas reservas no probadas que, segn lo
sugieren los anlisis de datos geolgicos y de ingeniera, son menos
factibles de ser recuperables que las reservas probables. En este
contexto, cuando se utilizan mtodos probabilsticos, debera haber
por lo menos un 10% de probabilidad de que las cantidades realmente
recuperadas igualen o excedan la suma de las reservas estimadas
como probadas ms las probables ms las posibles. En general, las
reservas posibles pueden incluir: (1) aquellas reservas que,
basadas en interpretaciones geolgicas, posiblemente existan ms all
de reas categorizadas como probables, (2) aquellas reservas en
formaciones que aparentan contener hidrocarburos, segn lo indicado
por perfiles y anlisis de testigos, que pudieran no ser productivos
en caudales o cantidades comerciales, (3) incrementos de reservas
atribuidas a perforaciones de relleno (infill) sujetas a
incertidumbres tcnicas, (4) las reservas atribuidas a mtodos de
recuperacin asistida cuando (a) existe el plan para un proyecto o
proyecto piloto pero no est en operacin, y (b) cuando las
caractersticas de roca, fluido y reservorio son tales que existe
duda razonable de que el proyecto sea comercial, y (5) las reservas
en una zona de la formacin que pareciera estar separada del rea
probada por fallas, y que la interpretacin geolgica indica que se
halla estructuralmente ms baja en relacin con el rea probada.
CATEGORAS DE ESTADO DE DESARROLLO DE LAS RESERVAS Las categoras de
estado de desarrollo de las reservas definen el estado de
desarrollo y de produccin de pozos y reservorios. Desarrolladas Las
reservas desarrolladas son las que se espera recuperar de pozos
existentes, incluyendo las de intervalos sin terminacin (detrs de
la caera de entubacin o detrs del casing). Las reservas por
recuperacin asistida se consideran desarrolladas solamente despus
de la instalacin del equipamiento necesario o cuando los costos
para ello son relativamente menores. Las reservas desarrolladas
pueden ser sub-categorizadas como reservas en produccin y reservas
que no estn produccin. Reservas en produccin: son las que se espera
recuperar de intervalos terminados que estn abiertos y en produccin
a la fecha de la estimacin. Las reservas de recuperacin
asistida
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solamente se consideran en produccin luego de que el proyecto de
recuperacin asistida estuviera en operacin. Reservas que no estn en
produccin: incluyen las reservas en pozos cerrados (que podran
producirse de abrirse los pozos) y las que estn detrs del casing.
Las reservas en pozos cerrados son las que se espera recuperar de
(1) intervalos terminados abiertos a la fecha de la estimacin pero
que no comenzaron a producir, (2) pozos cerrados en razn de
condiciones de mercado o conexin a ductos, o de (3) pozos que no
pueden producir por razones mecnicas. Las reservas detrs del casing
son las que se espera recuperar de otros reservorios de pozos
existentes, los que requieren trabajos adicionales de terminacin o
futuras reterminaciones previo a su puesta en produccin. Reservas
no Desarrolladas Las reservas no desarrolladas son las que se
espera recuperar: (1) de nuevos pozos o de extensiones no
perforadas, (2) de profundizaciones de pozos existentes a un
reservorio diferente o (3) como consecuencia de un gasto
relativamente importante para (a) la re terminacin de un pozo
existente o (b) para las instalaciones de produccin y transporte,
tanto para proyectos de desarrollo primario como para los de
recuperacin asistida. b) RECURSO
Histricamente, se ha denominado recurso a aquellas cantidades de
hidrocarburos inicialmente in situ en el yacimiento. Sin embargo,
algunos usuarios consideran recurso slo a la porcin de
hidrocarburos recuperable. En estas definiciones, la totalidad del
hidrocarburo existente en el yacimiento antes de comenzada su
explotacin se denomina Hidrocarburo Original In Situ, mientras que
las porciones recuperables reciben el nombre de Reserva, Recurso
Contingente o Recurso Prospectivo, segn corresponda. Reserva:
cantidades de hidrocarburos que se estiman econmicamente
recuperables, a partir de la fecha, de acumulaciones conocidas.
Recurso Contingente: cantidades de hidrocarburos que, a una fecha
determinada, se estiman potencialmente recuperables de
acumulaciones conocidas pero que, hoy, no resultan comercialmente
recuperables. Recurso Prospectivo: cantidades de hidrocarburos que,
a una fecha dada, se estiman potencialmente recuperables de
acumulaciones no descubiertas.
-
UNPSJB
17
AAPPNNDDIICCEE IIII
PPllaanniillllaass 88,, 99,, 88 bbiiss yy 99 bbiiss
((SSEEEE))
-
UNPSJB
18
RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE PETRLEO
y CONDENSADO HASTA EL FIN DE LA CONCESIN (en miles de m y sin
decimales) Al 31-12-2008
Planilla N 8 de la Resolucin 324/06
Probables Posibles RecursosProvincia Concesion Yacimiento Total
Original Original Original
Original Extraido Remanente Original Extraido Remanente
remanente Recuperable Recuperable RecuperableSanta Cruz Octans
Pegaso Pegaso Sur 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Santa Cruz Octans Pegaso
Pegaso Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Santa Cruz Octans Pegaso
Octans Norte 0 0 0 0 0 0 0 17 67 00 0 0 0 0 0 0 17 67 0
Estado Nacional Octans Pegaso
Octans Sur 0 0 0 0 0 0 0 0 64Estado Nacional Octans Pegaso
Octans Sur II 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 64 0
0 0 0 0 0 0 0 17 131 0
Reparticion entre Provincia y estado segun linea de 12 millas
nauticas
TOTAL CUENCA
ComprobadasPrimaria recuperable Secundaria recuperable
TOTAL PCIA.
TOTAL E.NAC
-
UNPSJB
19
RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE GAS
HASTA EL FIN DE LA CONCESIN
(en millones de m y sin decimales) Al 31-12-2008
Planilla N 9 de la Resolucin 324/06
Probables Posibles RecursosProvincia Concesion Yacimiento Total
Original Original Original
Original Extraido Remanente Original Extraido Remanente
remanente Recuperable Recuperable RecuperableSanta Cruz Octans
Pegaso
Pegaso Sur 0 0 0 0 0 0 0 636 0 0
Santa Cruz Octans Pegaso
Pegaso Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Santa Cruz Octans Pegaso
Octans Norte 0 0 0 0 0 0 0 674 2699 0
0 0 0 0 0 0 0 1310 2699 0
Estado Nacional Octans Pegaso
Octans Sur 0 0 0 0 0 0 0 1269 2564 0Estado Nacional Octans
Pegaso
Octans Sur II 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 1269 2564 0
0 0 0 0 0 0 0 2579 5263 0
Reparticion entre Provincia y estado segun linea de 12 millas
nauticas
Comprobadas
TOTAL PCIA.
TOTAL E.NAC
TOTAL CUENCA
Gas libre Gas disuelto
-
UNPSJB
20
RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE PETRLEO
y CONDENSADO HASTA EL FIN DE LA VIDA TIL
(en miles de m y sin decimales) Al 31-12-2008
Planilla N 8 bis de la Resolucin 324/06
Probables Posibles RecursosProvincia Concesion Yacimiento Total
Original Original Original
Original Extraido Remanente Original Extraido Remanente
remanente Recuperable Recuperable RecuperableSanta Cruz Octans
Pegaso
Pegaso Sur 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Santa Cruz Octans Pegaso
Pegaso Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Santa Cruz Octans Pegaso
Octans Norte 0 0 0 0 0 0 0 17 67 0
0 0 0 0 0 0 0 17 67 0
Estado Nacional Octans Pegaso
Octans Sur 0 0 0 0 0 0 0 0 64 0Estado Nacional Octans Pegaso
Octans Sur II 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 64 0
0 0 0 0 0 0 0 17 131 0
Reparticion entre Provincia y estado segun linea de 12 millas
nauticas
Comprobadas
TOTAL PCIA.
TOTAL E.NAC
TOTAL CUENCA
Primaria recuperable Secundaria recuperable
-
UNPSJB
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RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE GAS
HASTA EL FIN DE LA VIDA TIL (en millones de m y sin decimales) Al
31-12-2008
Planilla N 9 bis de la Resolucin 324/06
Probables Posibles RecursosProvincia Concesion Yacimiento Total
Original Original Original
Original Extraido Remanente Original Extraido Remanente
remanente Recuperable Recuperable RecuperableSanta Cruz Octans
Pegaso
Pegaso Sur 0 0 0 0 0 0 0 636 0 0
Santa Cruz Octans Pegaso
Pegaso Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Santa Cruz Octans Pegaso
Octans Norte 0 0 0 0 0 0 0 674 2699 0
0 0 0 0 0 0 0 1310 2699 0
Estado Nacional Octans Pegaso
Octans Sur 0 0 0 0 0 0 0 1269 2564 0Estado Nacional Octans
Pegaso
Octans Sur II 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 1269 2564 0
0 0 0 0 0 0 0 2579 5263 0
Reparticion entre Provincia y estado segun linea de 12 millas
nauticas
TOTAL CUENCA
TOTAL E.NAC
TOTAL PCIA.
Gas libre Gas disueltoComprobadas
-
UNPSJB
22
AAPPNNDDIICCEE IIIIII
PPrrooyyeecccciioonneess yy CCllccuullooss
EEccoonnmmiiccooss
-
UNPSJB
23
Proyecciones de Produccin
Los pronsticos de produccin que se exponen a continuacin
resultan de la conjuncin de factores tanto tcnicos y econmicos,
como de mercado. En tal sentido el escenario potencial de produccin
depender de la respuesta de los yacimientos a desarrollar y de la
ubicacin costa afuera de cada uno de ellos. Pronstico de Produccin
segn las reservas probables (P2)
0
1
1
2
2
3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ga
s R
ate
[Ms
m3
/d]
year
Gas P2 P rofile
Octans Norte
Octans Sur
Pegaso Sur
0
5
10
15
20
25
30
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Co
nd
. Rat
e [m
3/d
]
year
Condensate P2 P rofile
Octans Norte
Octans Sur
-
UNPSJB
24
Pronstico de Produccin segn las reservas posibles (P3)
0
1
1
2
2
3
3
4
4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ga
s R
ate
[Ms
m3/
d]
year
Gas P3 Profile
Octans Norte
Octans Sur
Pegaso Sur
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Co
nd
. Rat
e [m
3/d
]
year
Condensate P 3 P rofile
Octans Norte
Octans Sur
-
UNPSJB
25
Consideraciones Econmicas
Se transcriben las consideraciones hechas por la empresa TOTAL
AUSTRAL S.A.: Las estimaciones de Flujos de fondos futuros tienen
en cuenta la situacin actual del sector energtico argentino que se
caracteriza por: - una alta demanda de gas en Argentina y un
continuo crecimiento de la misma, lo cual garantiza el pleno
consumo de los volmenes extrados de los campos argentinos. - una
capacidad de transporte de gas que se beneficia de los proyectos de
ampliaciones del Gobierno nacional y de la declinacin natural de
los campos maduros, reduciendo paulatinamente los cuellos de
botella que puedan existir.
En este marco, los desarrollos de las reservas de CAM-1 se
realizarn en forma secuencial, asociados con los desarrollos de
CMA-1 que permiten sinergias, de manera de aumentar la produccin
hasta un plateau de produccin que garantice el abastecimiento de la
demanda actual durante un perodo suficiente de tiempo. Hiptesis de
precios de productos. Gas: 1,2 US$/mbtu Oil: 47 US$/bbl Para el
petrleo se consider un precio constante de 47 US$/b debido a la
aplicacin de la Resolucin 394/2007.
Para el gas, es razonable suponer que los precios del gas
natural se alineen con los precios de mercado de las energas
alternativas, pero este proceso debera producirse en un perodo de
tiempo que hoy no se conoce con precisin. Por lo tanto, para el
clculo de los flujos de fondos se hizo referencia al marco
regulatorio argentino, computando el precio promedio del portafolio
de un productor de gas de la Cuenca Austral:
USD/MbtuR1/R2 0.3R3 0.7GNC 0.7PG 1.6IND 1.5EXPORTSAverage
1.2
Dec'08
Para el precio a industrias se tom el precio publicado por el
MEG para el mes de diciembre de 2008. En consecuencia, el precio
promedio resulta en 1,2 US$/MBtu para Tierra del Fuego
(Tauro-Sirius) y Santa Cruz (Octans-Pegaso).
En resumen, se consider que las ventas se realizaran sobre la
base de un precio nico, promedio de lo abastecido por un productor
de Tierra del Fuego y Santa Cruz.
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UNPSJB
26
FLUJOS de FONDOS - CONCESION CUENCA AUSTRAL MARINA (CAM-1) -
Octans-Pegaso Operador TOTAL AUSTRAL
Socios: Wintershall, ENI
CAM-1 Octans-Pegaso : no hay reservas P1 certificadas
CAM-1 Octans-Pegaso: Reservas Probables (P2) @ 100% 2009 2010
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036
2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047
Produccion de gas Mm3/d 2,6 Gm3 0,0 0,0 0,0 1,0 0,6 2,2 1,7 0,9
0,5 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Ventas de
gas @9300 Mm3/d 2,6 Gm3 0,0 0,0 0,0 1,0 0,6 2,2 1,7 0,9 0,5 0,2 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Produccion liquidos m3/d
0,1 Mb 0 0 0 0 0 25 18 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Precio gas $/Mbtu 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20
1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20
1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20
1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20Precio liquidos $/b 47 47 47 47
47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47,0
47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0
47,0Ingresos M$ 60 0 0 0 8 5 19 15 8 4 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Regalias y otros impuestos M$ 8 0 0
0 1 1 2 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0Costos operativos e Inversiones M$ 265 15 39 48 74 29 13 12 11
24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo
de Fondos (antes de IG) M$ -213 -15 -39 -48 -67 -25 4 1 -4 -20 1 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
CAM-1 Octans-Pegaso: Reservas Posibles (P3) @ 100% 2009 2010
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036
2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047
Produccion de gas Mm3/d 5,3 Gm3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,0 3,3 3,5
2,1 1,3 0,8 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Ventas de
gas @9300 Mm3/d 5,3 Gm3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,0 3,3 3,5 2,1 1,3 0,8
0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Produccion liquidos m3/d
0,8 Mb 0 0 0 0 0 75 82 87 53 34 21 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Precio gas $/Mbtu 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20
1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20
1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20
1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20Precio liquidos $/b 47 47 47
47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47,0
47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0
47,0Ingresos M$ 27 0 0 0 0 0 6 6 7 4 3 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Regalias y otros impuestos M$ 4 0 0 0
0 0 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0Costos operativos e Inversiones M$ 39 0 0 8 10 7 1 1 1 -1 3 3 5
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Flujo de
Fondos (antes de IG) M$ -15 0 0 -8 -10 -7 4 4 4 5 -1 -2 -4 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Hipotesis Moneda: Dolares US - sin inflacion
Precio de gas (2009 en adelante): Es razonable suponer que los
precios del gas natural se alien con los precios de mercado de las
energias alternativas. Este proceso deberia producirse en un
periodo de tiempo que hoy no se conoce con precisin. Por lo tanto,
para el calculo de los flujos de fondos se hizo referencia al marco
regulatorio argentino, computando el precio promedio del portafolio
de un productor de gas del Austral: 1.2 US$/MMBtu
Precio de liquidos (2009 en adelante): De acuerdo con la
Resolucion 394 el precio no podra superar el 47 US$/b Produccion de
gas: Produccion de gas tratado (pre extraccion LPG)Flujos de Fondos
: antes de Impuesto a las Ganancias y toman en cuenta la
probabilidad de las reservas segn la definicion de la SPE
(1P=90%; P2=50%; P3=10%). Los flujos fueron expresados sin
actualizacinRetenciones a las exportaciones No se aplican porque no
hay exportaciones de crudo o de gas.
