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 ope-rador y área, características geológicas y reseña histórica.

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STAF

F Editor responsable y Dirección periodística:Daniel Barneda (danielbarneda@uolsinectis.com.ar)Gerencia Comercial:Gastón Salip (prensaenergetica@uolsinectis.com.ar)Diseño y Diagramación: Do-k producciones 0116-556-8761 Fotografía: Fernando Serani.

Editado en Buenos Aires, República Argentina.Miralla 626- PB 4, (CP 1440), telefax: 4644- 4311, 15-5463-8782. Registro de la propiedad intelectual en trámite.Las notas firmadas no necesariamente reflejan la opinión del editor.

Prohibida su reproducción parcial o total (Ley 11.723) –Copyright PE.Prensa Energética es una publicaciónde V&B Prensa y Comunicación.e-mail: prensanergetica@email.com,

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EDITORIAL

¿Sobran ideaS?

“Todos parecen dar por hecho que aumentos en la in-versión exploratoria nos devolverían los grandes y fre-cuentes 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 res-paldo 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 necesaria-mente la tecnología debe ser innovadora, puede que la misma sea convencional, pero la aplicación sea nove-dosa. Productos y sistemas de control de agua: pueden impactar fuertemente en estos yacimientos. Existen tec-nologías 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 pre-conceptos de trabajo son flexibilizados. La importancia del trabajo conjunto de la compañía operadora y de ser-vicio es clave. Canadá es un ejemplo de país donde mu-chas soluciones tecnológicas aptas para sus necesidades surgieron de la iniciativa privada entre operadoras y em-presas de servicios pequeñas, con apoyo del Estado. A veces la oferta de soluciones tecnológicas preestableci-das condiciona a recorrer el proceso no adecuado, acep-tar 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 Yaci-miento. De algo deberíamos estar seguros a esta altura: la existencia de compañías de menor tamaño y estruc-tura, facilitaría a su vez la reactivación de campos ma-duros y/o marginales que hoy se encuentran en la “cola” del portfolio de las empresas grandes.

SUMARIO

Nota de tapaFuturo energéticoEscenarios posibles (Por Eduardo Bobillo)

YacimiEntos argEntinos

informE EspEcial

tribuna abiErta

Es necesario abandonar la política de avestruz(Por Jorge Lapeña)

EfEméridEs

lEading casEbarrick y el primer generador eólico

imagEn Y EstratEgia

EvEntosrío oil & gas 2008

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 ne-

gra, 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.

crecimiento económico vs calentamiento global(Por Price Waterhouse Coopers)

escribe: gabriel E. soifer , socio director de la industria de Ener-

gía en Kpmg en argentina

un panorama del futuro inmediato del upstream desde la regulación(Por Laura Giumelli)

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Si 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 inten-sidad energética) o de consumo por habitante (en el caso del residencial y del comercial y público), mues-tra en todos los casos una tenden-

cia creciente de largo plazo (desde 1970, por lo menos).

Esto no quiere decir que tenga-mos 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 evi-tarlo, 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 vol-cada hacia el gas natural en parti-cular (51%) sólo superada por Ru-sia (principal productor mundial) y hacia los hidrocarburos en general (84%) donde somos comparables a Medio Oriente u otros grandes pro-

Futuro energético: escenarios posibles

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 econó-mico 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 pro-mover 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.

Nota de tapa

Por Eduardo Bobillo(*)

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ductores.También es sabido que nuestra

producción de hidrocarburos no es floreciente. La producción de gas se mantiene en los mismos niveles des-de hace 5 años, mientras la relación entre reservas comprobadas y pro-ducción declina permanentemente, y está hoy en poco más de 8 años.

La producción de petróleo cae desde hace 10 años, pese a lo cual la relación reservas/ producción se mantiene en igual nivel (10 años) desde hace casi 20 años. La produc-ción de hidrocarburos por pozo, mientras tanto, viene disminuyen-do desde hace 8 años.

El “futuro probable” que confi-gura el escenario base de nuestro ejercicio, se basa en un supuesto de crecimiento económico optimis-ta pero moderado, que se expresa en una tasa de crecimiento anual 2008/2025 del 1.6% para el PBI per Cápita, que representa 2.5% para el PBI total.

La tasa de crecimiento media de nuestro PBI per cápita 1900/2005 para períodos de 20 años fue de 0.8%, de modo que estamos to-mando el doble. La máxima fue del 1.96% en 1917/37. Con estas tasas y debido a lo realizado desde el 2003, estaríamos alcanzando tasas veinte-ñales superiores a ese 1.96% (de 2 hasta 3.3%aa) desde el 2008 hasta el 2025.

Pese a nuestra moderada proyec-ción del consumo, una considerable incorporación de energía hidráulica y nuclear y nuestra optimista pro-

yección de la producción de hidro-carburos, el balance entre demanda y oferta interna resultante muestra un balance crecientemente negati-vo.

El gráfico 1 exhibe las consecuen-cias de esa evolución con déficit cre-ciente, en el campo de los hidrocar-buros, donde se manifiesta con más fuerza. A la izquierda comparamos el balance físico de hidrocarburos observado en el año 2005, con el proyectado para el 2025. Como se ve, en ese año la importación de hi-drocarburos estaría alcanzando un nivel comparable a la totalidad del consumo actual.

A la derecha valorizamos las im-portaciones y exportaciones de cada uno de esos años, a los precios uni-tarios reales (CIF y FOB) registra-dos durante el 2007, cuando el WTI no llegaba a 90 US$/barril

Como se ve, en el 2025 el sal-do 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 combus-tibles en el 2007.

Pero para adquirir una idea ca-bal de la magnitud de este número, el saldo de la balanza comercial de Argentina en el año 2002, el más alto de los últimos 100 años, fue de 16,600 MMUS$.

Y todo esto en un mundo donde probablemente la escasez energéti-ca será general y el precio del petró-leo mayor.

Si analizamos todo el período 2008/25, el total de saldos negati-vos acumulados de esta balanza su-maría 160 mil millones de US$, es decir la deuda externa de Argentina cuando caímos en default.

Dicho así el número suena algo tremendista, pero lo consideramos una referencia útil para jugar con los modelos y medir de manera rá-pida y sencilla el efecto económico de escenarios alternativos, de otros “futuros posibles.

Una alternativa sería la de in-crementar nuestra producción de hidrocarburos, para lo cual se ha medido separadamente el efecto de ampliar la producción de gas, la de

BALANCE DE HIDROCARBUROS (106 tep) EXPORTACION E IMPORTACION (109 US$ a Precios 2007)

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10Exportación

Consumo Local

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2005 Real 2025 Proy.

Exportación a Precio FOB

Importación a Costo CIF

Saldo Neto200 202graf1

INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:GAS NATURAL PETROLEO TOTAL HIDROCARBUROS

10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo

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10 MMm3/díadesde 2010

10 MMm3/díadesde 2010 y 10más desde 2020

10 MMm3/díadesde 2010 y 10más en 2015 y

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Aumento de la Producción

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Aumento de la Producción

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REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:

INCORPORACIONES 2008/2025PREVISTAS EN ESCENARIO BASE

Tipo de Central Potencia GeneraciónMW GWh/año

Térmica Convencional 13,700 50,000Hidroeléctrica 12,500 58,200Nuclear 2,100 15,200Eólica y Solar 3,500 11,300

Total 31,800 134,700

5000 GWh/año equivalen a:

1 CC como Genelba

o 1 Nuclear como Atucha II

o 1 Hidro como Piedra del Aguila

o 14 eólicas

5000 GWh representan 5% de laGeneración Térmica Anual Actual

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5,000 GWh/añodesde 2011

15,000 GWh/año (5,000 desde 2011,

2016 y 2021)

25,000 GWh/año (5,000 desde 2011 y

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Generación Térmica Sustituida

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RACIONALIZANDO EL CONSUMO FINAL DE:HIDROCARBUROS ELECTRICIDAD TOTAL ENERGIA

10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:4.5 Millones de tep de Hidrocarburos 1 Millón de tep de Electricidad 5.5 Millones de tep de Energía

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5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

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Disminución del Consumo

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Disminución del Consumo

ACTUANDO SIMULTANEAMENTE SOBRE CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION

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Escenario Mínimo Escenario Medio Escenario Máximo

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BALANCE DE HIDROCARBUROS (106 tep) EXPORTACION E IMPORTACION (109 US$ a Precios 2007)

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Consumo Local

Importación

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Exportación a Precio FOB

Importación a Costo CIF

Saldo Neto200 202graf1

INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:GAS NATURAL PETROLEO TOTAL HIDROCARBUROS

10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo

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10 MMm3/díadesde 2010

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Aumento de la Producción

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Aumento de la Producción

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REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:

INCORPORACIONES 2008/2025PREVISTAS EN ESCENARIO BASE

Tipo de Central Potencia GeneraciónMW GWh/año

Térmica Convencional 13,700 50,000Hidroeléctrica 12,500 58,200Nuclear 2,100 15,200Eólica y Solar 3,500 11,300

Total 31,800 134,700

5000 GWh/año equivalen a:

1 CC como Genelba

o 1 Nuclear como Atucha II

o 1 Hidro como Piedra del Aguila

o 14 eólicas

5000 GWh representan 5% de laGeneración Térmica Anual Actual

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15,000 GWh/año (5,000 desde 2011,

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RACIONALIZANDO EL CONSUMO FINAL DE:HIDROCARBUROS ELECTRICIDAD TOTAL ENERGIA

10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:4.5 Millones de tep de Hidrocarburos 1 Millón de tep de Electricidad 5.5 Millones de tep de Energía

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Disminución del Consumo

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Disminución del Consumo

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Nota de tapa

petróleo y la de ambos hidrocarbu-ros (figura 2)

Para el gas, como para los restan-tes análisis del ejercicio, se compara-ron 3 escenarios: uno bajo, con una ampliación de sólo 10 MMm3/d a partir del 2010 sobre nuestro esce-nario base, otro medio, con una am-pliación total de 20 MMm3/d, 10 en 2010 y 10 en 2020, y otro alto, con 30 MMm3/d adicionales (es decir un Loma de la Lata adicional). Y cada uno reduce el saldo negativo acu-mulado de 160 mil millones de US$ en 26, 39 y 58 mil millones de US$, respectivamente.

Para el petróleo, los volúmenes adicionales tienen una magnitud elegida ex-profeso para hacerlos comparables con los escenarios de gas, de poder calorífico equivalen-te. Lo que llama la atención, en con-secuencia, es que la reducción del saldo negativo es inferior, en los 3 escenarios, a la del gas.

Nuestros modelos probablemen-te exageran, por su simplicidad, la diferencia. Pero la misma tiene una razón lógica: Al producir más gas, éste resulta destinado marginal-mente a las usinas, reemplazando primordialmente importaciones de gas oil, de alto costo. Al producir más petróleo nuestros modelos lo destinan a refinación (como sucede-ría en la realidad), evitando impor-

taciones de gas oil, pero también de petróleo y otros productos de me-nor costo de importación.

El efecto conjunto de una mayor producción de hidrocarburos mues-tra que valdría la pena el esfuerzo. Pero sólo el escenario máximo de producción adicional implicaría un aporte sustancial a la solución del problema. Los más probables esce-narios bajo y medio sólo son parte de la solución.

Lo mismo sucede con otra de las alternativas analizadas: la de reem-plazar generación térmica por fuen-tes alternativas (ver Figura 3).

Los 3 escenarios analizados re-

emplazan, respectivamente, 5, 15 y 25 mil GWh/año de generación térmica convencional, que, según se aprecia en el lado derecho, equiva-len a 5, 15 y 25% de la generación térmica actual, o a reemplazar 1,3 o 5 centrales térmicas como Genelba por un mismo número, por ejemplo, de centrales nucleares como Atucha II.

Como se ve, la reducción resul-tante de cada escenario en el saldo negativo acumulado de 160 mil mi-llones de US$ del escenario base es de 8, 16 y 23 mil millones de US$, respectivamente. Parece poco, pero debemos pensar que sólo estamos midiendo cambios adicionales, so-bre un Escenario Base que ya pre-vé un crecimiento significativo de la generación no térmica. Si no se cumpliera con las incorporaciones de ese escenario base, el saldo ne-gativo de hidrocarburos sería de-sastroso.

De cualquier manera se trata de montos que seguramente justifican plenamente la inversión necesaria, y sería absurdo limitar el análisis a esta visión tan simplista, porqué resulta indispensable desarrollar fuentes alternativas, desde el pun-to de vista económico, técnico, am-biental, etc.

Sin embargo vemos que incorpo-rar, por ejemplo, cada 3 años desde

BALANCE DE HIDROCARBUROS (106 tep) EXPORTACION E IMPORTACION (109 US$ a Precios 2007)

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Consumo Local

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INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:GAS NATURAL PETROLEO TOTAL HIDROCARBUROS

10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo

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REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:

INCORPORACIONES 2008/2025PREVISTAS EN ESCENARIO BASE

Tipo de Central Potencia GeneraciónMW GWh/año

Térmica Convencional 13,700 50,000Hidroeléctrica 12,500 58,200Nuclear 2,100 15,200Eólica y Solar 3,500 11,300

Total 31,800 134,700

5000 GWh/año equivalen a:

1 CC como Genelba

o 1 Nuclear como Atucha II

o 1 Hidro como Piedra del Aguila

o 14 eólicas

5000 GWh representan 5% de laGeneración Térmica Anual Actual

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15,000 GWh/año (5,000 desde 2011,

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RACIONALIZANDO EL CONSUMO FINAL DE:HIDROCARBUROS ELECTRICIDAD TOTAL ENERGIA

10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:4.5 Millones de tep de Hidrocarburos 1 Millón de tep de Electricidad 5.5 Millones de tep de Energía

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Disminución del Consumo

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Disminución del Consumo

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10Exportación

Consumo Local

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INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:GAS NATURAL PETROLEO TOTAL HIDROCARBUROS

10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo

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Aumento de la Producción

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REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:

INCORPORACIONES 2008/2025PREVISTAS EN ESCENARIO BASE

Tipo de Central Potencia GeneraciónMW GWh/año

Térmica Convencional 13,700 50,000Hidroeléctrica 12,500 58,200Nuclear 2,100 15,200Eólica y Solar 3,500 11,300

Total 31,800 134,700

5000 GWh/año equivalen a:

1 CC como Genelba

o 1 Nuclear como Atucha II

o 1 Hidro como Piedra del Aguila

o 14 eólicas

5000 GWh representan 5% de laGeneración Térmica Anual Actual

816

23

5,000 GWh/añodesde 2011

15,000 GWh/año (5,000 desde 2011,

2016 y 2021)

25,000 GWh/año (5,000 desde 2011 y

c/3 años)

Generación Térmica Sustituida

Red

ucci

ón e

n Im

port

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eta

2008

/25

(10^

9 U

S$)

RACIONALIZANDO EL CONSUMO FINAL DE:HIDROCARBUROS ELECTRICIDAD TOTAL ENERGIA

10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:4.5 Millones de tep de Hidrocarburos 1 Millón de tep de Electricidad 5.5 Millones de tep de Energía

28

43

70

5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

en 2025

desde 5% en2010 hasta 20%

en 2025

Disminución del Consumo

Red

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port

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n N

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2008

/25

(10^

9 U

S$)

18

32

53

5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

en 2025

desde 5% en2010 hasta 20%

en 2025

Disminución del Consumo

46

74

116

5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

en 2025

desde 5% en2010 hasta 20%

en 2025

Disminución del Consumo

ACTUANDO SIMULTANEAMENTE SOBRE CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION

92

142

202

Escenario Mínimo Escenario Medio Escenario Máximo

Red

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n Im

port

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2008

/25

(10^

9 U

S$)

99

10

Nota de tapa

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 in-dudablemente necesaria de la solu-ción, 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-

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 equivalen-cia 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 nues-tro modelo exagere, pero la expli-cación de esta diferencia es que la generación de electricidad que-mando hidrocarburos implica una pérdida de energía del orden del 55%, de modo que reducir el con-sumo 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 se-ría 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 con-sumo de hidrocarburos. Y resulta-ría desaconsejable la actual ten-dencia a sustituir consumos finales de hidrocarburos por electricidad, salvo que la eficiencia relativa de los artefactos eléctricos supere la ineficiencia de la generación térmi-ca 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 permi-te evaluar los esfuerzos, tiempos e inversiones asociados a cada uno.

En este último gráfico (ver figura 5) mostramos los resultados de ac-tuar simultáneamente en todos los frentes analizados, es decir que el escenario bajo muestra el efecto de aumentar la producción de hidro-carburos, reemplazar generación térmica y reducir el consumo de energía, en las hipótesis más bajas adoptadas para cada ítem en los sli-des 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 incorpo-rar, 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 in-dudablemente necesaria de la solu-ción, 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-

BALANCE DE HIDROCARBUROS (106 tep) EXPORTACION E IMPORTACION (109 US$ a Precios 2007)

6376

62

45

12821

3

10Exportación

Consumo Local

Importación

Producción

7.5

4.4

-1.1

-24.4

6.4

-20.1

2005 Real 2025 Proy.

Exportación a Precio FOB

Importación a Costo CIF

Saldo Neto200 202graf1

INCREMENTANDO LA PRODUCCION DE:GAS NATURAL PETROLEO TOTAL HIDROCARBUROS

10 Millones m3/día de Gas Natural equivalen aproximadamente a 3 Millones t/año de Petróleo

26

39

58

10 MMm3/díadesde 2010

10 MMm3/díadesde 2010 y 10más desde 2020

10 MMm3/díadesde 2010 y 10más en 2015 y

2020

Aumento de la Producción

Red

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port

ació

n N

eta

2008

/25

(10^

9 U

S$)

1421

32

3 MMtep/añodesde 2010

3 MMtep/añodesde 2010 y 3

más desde 2020

3 MMtep/añodesde 2010 y 3más en 2015 y

2020

Aumento de la Producción

41

60

90

6 MMtep/añodesde 2010

6 MMtep/añodesde 2010 y 6

más desde 2020

6 MMtep/añodesde 2010 y 6más en 2015 y

2020

Aumento de la Producción

graf2

graf3

graf4

graf5

REEMPLAZANDO GENERACION TERMICA CONVENCIONAL POR OTRAS FUENTES:

INCORPORACIONES 2008/2025PREVISTAS EN ESCENARIO BASE

Tipo de Central Potencia GeneraciónMW GWh/año

Térmica Convencional 13,700 50,000Hidroeléctrica 12,500 58,200Nuclear 2,100 15,200Eólica y Solar 3,500 11,300

Total 31,800 134,700

5000 GWh/año equivalen a:

1 CC como Genelba

o 1 Nuclear como Atucha II

o 1 Hidro como Piedra del Aguila

o 14 eólicas

5000 GWh representan 5% de laGeneración Térmica Anual Actual

816

23

5,000 GWh/añodesde 2011

15,000 GWh/año (5,000 desde 2011,

2016 y 2021)

25,000 GWh/año (5,000 desde 2011 y

c/3 años)

Generación Térmica Sustituida

Red

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2008

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S$)

RACIONALIZANDO EL CONSUMO FINAL DE:HIDROCARBUROS ELECTRICIDAD TOTAL ENERGIA

10% del Consumo Final actual equivale aproximadamente a:4.5 Millones de tep de Hidrocarburos 1 Millón de tep de Electricidad 5.5 Millones de tep de Energía

28

43

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5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

en 2025

desde 5% en2010 hasta 20%

en 2025

Disminución del Consumo

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5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

en 2025

desde 5% en2010 hasta 20%

en 2025

Disminución del Consumo

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74

116

5% desde 2010 desde 5% en2010 hasta 10%

en 2025

desde 5% en2010 hasta 20%

en 2025

Disminución del Consumo

ACTUANDO SIMULTANEAMENTE SOBRE CONSUMO, PRODUCCION Y GENERACION

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Escenario Mínimo Escenario Medio Escenario Máximo

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(10^

9 U

S$)argentina y el

Planeamiento energético

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 re-lación con Latinoamérica, el futuro de las Energía Fósiles Convencionales y Energías Alternativas, la visión del rol del Estado en la regulación de la indus-tria desde las Provincias y la Nación, el Financiamiento de las inversiones de largo plazo, etc.Participaron importantes ejecutivos y es-pecialistas de la industria como Eduardo Barreiro, Daniel Gerold, Marcelo Martí-nez Mosquera, Claudio Molina, Héctor Otheguy, Eduardo Bobillo, Rubén Saba-tini, 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 publicare-mos un completo informe sobre el análi-sis del Seminario.

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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 equivalen-cia 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 nues-tro modelo exagere, pero la explica-ción de esta diferencia es que la ge-neración 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 combusti-ble 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 con-sumo de hidrocarburos. Y resultaría desaconsejable la actual tendencia a sustituir consumos finales de hidro-carburos 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 permi-te evaluar los esfuerzos, tiempos e inversiones asociados a cada uno.

En este último gráfico (ver figura 5) mostramos los resultados de ac-tuar simultáneamente en todos los frentes analizados, es decir que el escenario bajo muestra el efecto de aumentar la producción de hidro-carburos, reemplazar generación

térmica y reducir el consumo de energía, en las hipótesis más bajas adoptadas para cada ítem en los sli-des 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 Bo-billo denominada Prospectiva Energé-tica 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 energéti-co. Actualmente es Gerente de Planea-miento Comercial de MetroGAS S.A. y Coordinador de la División Energía del Foro Estratégico para el Desarrollo Nacional.

11

12

¿Existen posibilidades geológicas de reponer reservas de hidrocarbu-ros en Argentina? La respuesta es sí, pero en el medio hay tantas dudas como certezas. Veamos algunas de-finiciones 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 explo-ración 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 ex-ploración de riesgo.

• Para 2010 el horizonte de re-servas de petróleo y gas se reduciría a 6 años.

• La existencia de compañías de menor tamaño y estructura, facili-

taría a su vez la reactivación de cam-pos maduros y/o marginales que hoy se encuentran en la “cola” del portfo-lio 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, su-mada al importante incremento en la demanda, especialmente de gas na-tural, lo empujan a explorar en zo-nas 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 ca-sos 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 tam-bién deberán construir toda la infra-estructura necesaria, normalmente ausente en estas comarcas. Esto ele-va dramáticamente el umbral econó-mico 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 posibi-lidad de invertir. Para alcanzar ese objetivo, se requiere que la norma-tiva 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

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.

ARGENTINA – FRONTERA EXPLORATORIA

OOCCÉÉAANNOO AATTLLÁÁNNTTIICCOO

PUNA : MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE PETRÓLEO Y 1 POZO CON RASTROS DE HIDROCARBUROS.

CHASCHUIL Y MARAYES : BUENA ROCA MADRE AUNQUE DISTRIBUCIÓN IRREGULAR.

BERMEJO : MANIFESTACIÓN SUPERFICIAL DE PETRÓLEO Y 1 POZO CON RASTROS DE HIDROCARBUROS.

BOLSONES INTERMONTANOS

CHACOPARANÁ : RASTROS DE HIDROCARBUROS EN 5 POZOS DE LOS 39 PERFORADOS.

GENERAL LEVALLE : MANIFESTACIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL ÚNICO POZO PERFORADO.

M. Mozetic, 2004; N. Zilli y ot., 2005

NO de NEUQUÉN (LOS MICHES) : MANIFESTACIÓN SUPERFICIAL DE PETRÓLEO.

ARGENTINA – FRONTERA EXPLORATORIA

OOCCÉÉAANNOO AATTLLÁÁNNTTIICCOO

PUNA : MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE PETRÓLEO Y 1 POZO CON RASTROS DE HIDROCARBUROS.

CHASCHUIL Y MARAYES : BUENA ROCA MADRE AUNQUE DISTRIBUCIÓN IRREGULAR.

BERMEJO : MANIFESTACIÓN SUPERFICIAL DE PETRÓLEO Y 1 POZO CON RASTROS DE HIDROCARBUROS.

BOLSONES INTERMONTANOS

CHACOPARANÁ : RASTROS DE HIDROCARBUROS EN 5 POZOS DE LOS 39 PERFORADOS.

GENERAL LEVALLE : MANIFESTACIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL ÚNICO POZO PERFORADO.

M. Mozetic, 2004; N. Zilli y ot., 2005

NO de NEUQUÉN (LOS MICHES) : MANIFESTACIÓN SUPERFICIAL DE PETRÓLEO.

Nota de tapa

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sucesivos gobiernos”, explica un im-portante directivo.

El país cuenta con 24 cuencas se-dimentarias, de las cuales sólo 5 es-tán 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”, agre-gan desde una destacada consultora. No obstante, no son pocos los espe-cialistas que opinan que “el hecho de tener 19 cuencas improductivas no significa que tengamos ningún potencial interesante y mucho me-nos que nos encarguemos a la buena suerte”.

También debemos saber que nue-vos descubrimientos no cambiarían el panorama actual de abastecimien-to en el corto plazo.

Al mismo tiempo, habría que es-tar trabajando por estos días en un plan a largo plazo, porque los tiem-pos de la energía son a 15 ó 20 años,

Dependencia petrolera

Desde finales de la década del ’90 el horizonte de recursos hidrocarbu-ríferos en la Argentina comenzó a disminuir, y también lo hizo el nivel de producción de petroleo y hoy pa-recería 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 acti-vidades exploratorias, un índice que refleja objetivamente dicho aspecto lo constituyen los pozos explorato-rios perforados en los últimos años. Entre 1960 y 1990, el promedio rondó siempre los 100 a 110 pozos explora-torios 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 obser-va 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 ma-yor parte de ellos, 96 se ubicaron en la Cuenca Austral, donde se encuen-tran los únicos yacimientos en pro-ducción “off shore” operados por Total Austral y Sipetrol.

Cabe consignar que en las cuencas Salado, Colorado, San Jorge y Mal-vinas se han registrado presencia de hidrocarburos.

La energía primaria que se con-sume en el país es altamente depen-diente de los hidrocarburos con una participación del 86,0%.

Ello nos indica que se deberá po-ner mucha atención en ese importan-

te sector de la Matriz Energética Pri-maria, 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 requie-ren la certeza de que durará por mu-chos años. Si alguien estuviera pen-sando en instalar una industria, se fijaría en primer lugar si tiene ener-gía. De lo contrario, la iniciativa se-ría inviable”, acota un ex petrolero.

Información negativa e insuficiente

“Todos parecen dar por hecho que aumentos en la inversión explo-ratoria nos devolverían los grandes y frecuentes descubrimientos del pasado, negando hechos naturales y conocidos sobre la maduración ex-ploratoria de las Cuencas, y el carác-ter no renovable y finito del recurso. Lo mismo puede decirse, lamenta-blemente, de varios supuestos “ex-pertos” e instituciones privadas que de tanto en tanto emiten opiniones generalizadoras, e invariablemente con un bajo nivel de conocimiento y respaldo técnicos. Suelen ser econo-mistas, abogados, etc…nunca geólo-gos”, señala un importante hombre de la industria.

Hablando de geólogos en el últi-mo Congreso de Exploración y De-sarrollo de Hidrocarburos organiza-do por el IAPG en 2005 presentaron una serie de propuestas e ideas para

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTEDE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN

Jean Jaures 216, Piso 1 (C1215ACD). Buenos Aires—ArgentinaTel.: (54—11) 4865-9857 al 65 (int.2237), Fax: (54—11) 4866-0260

e-mail: info@litsa.com.ar

14

incentivar la actividad exploratoria en Argentina, como por ejemplo:

• Diferenciar los plazos de los permisos de exploración entre áreas de frontera y cuencas en produc-ción.

• Permitir que el Reconoci-miento Superficial otorgue derecho exclusivo sobre el área en cuestión por un tiempo determinado.

• Crear un Banco de Datos único y público.

• Permitir la adquisición de información sísmica 2D/3D o mé-todos geofísicos potenciales de tipo Spec o Multicliente.

• Reprocesar o “reciclar” con nuevos métodos y tecnología la in-formación existente de las áreas de frontera, mejorando su calidad.

• Promover y reactivar la in-vestigación 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 redu-cir su exposición al riesgo.

• Disminuir la aversión al riesgo a nivel compañía impulsan-do una mentalidad exploratoria ante una puramente economicista.

Ya en noviembre de 2003 un docu-mento surgido del Taller “La situación de la exploración en Argentina”, coor-dinado por la Comisión de Exploración y Desarrollo del IAPG, daba cuenta so-bre los aspectos técnicos de las diferen-tes cuencas productivas, a saber:

Cuenca del Noroeste

Existe potencial remanente en la Cuenca Cretácica. Nuevas ideas trae-

rían mucho petróleo El potencial ex-ploratorio remanente de la Cuenca Cretácica del NOA es pobre. El análisis detallado de exploración de frontera y el empleo de nuevos conceptos explo-ratorios, como la investigación de las areniscas transgresivas (Formación Le-cho) infrayacentes a la roca madre, pue-den 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 ex-ploratorio 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 in-teresante potencial.

Cuenca Cuyana

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.

Cuenca Neuquina

Muchos aseguraban que el empleo de la adecuada tecnología para extrac-ción de petróleos pesados puede abrir un gran campo en la exploración de petróleos como el existente en el Yaci-miento Llancanelo, en la provincia de

Mendoza. El caso de Petroandina de-mostró 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 con-sidere una zona sub-explorada en rela-ción con los trabajos realizados.

Las Tight Sands del Cuyano o las Acumulaciones de Gas Continuo en la Formación Los Molles pueden consti-tuir una nueva frontera exploratoria en la Cuenca Neuquina.

Cuenca del Golfo de San Jorge

El Neocomiano es un potencial sis-tema petrolero que aún no ha sido ex-plorado lo suficiente.

Cuenca Austral

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.

Cuencas actualmente sin producción o de Frontera

El Pozo Mailín en la Cuenca Cha-coparanense, tuvo manifestaciones muy importantes de hidrocarburos en el límite Carbónico-Devónico.

Los Bolsones constituyen un zona de gran potencial con alto ries-go, por escasez de datos y no por datos negativos.

graf1

graf2

graf3

graf4

graf5

18

4

2

12

COLORADO

772000/04

69144491977/87

1

1

RAWSON

1

1

SAN JULIAN

18

4

MALVINAS

150

42

32

Total

676264Totales

62511990/99

1731969/71

MALVINAS NORTE.AUSTRALSAN

JORGESALADOPeríodo

Pozos de Exploración Perforados en lasCuencas Costa Afuera de la República Argentina

Nota: Los pozos de Malvinas Norte fueron licitados por el Reino Unido.

Reservas

0,00

100.000,00

200.000,00

300.000,00

400.000,00

500.000,00

600.000,00

700.000,00

800.000,00

al 31/12/2000 al 31/12/2004 al 31/12/2005

Petróleo (Mm3)Gas (MMm3)

Nota de tapa

15

16

-Desde que asumió la operación de las áreas en Ar-gentina, Tecpetrol viene invirtiendo en forma continua e intensiva en actividades de exploración y desarrollo. Es-tas inversiones tienen como objetivo desarrollar reservas existentes e incorporar nuevas, utilizando las tecnologías más modernas disponibles buscando maximizar la pro-ducción de los yacimientos.

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 dó-lares.

Desde el 2008, Tecpe-trol en conjunto con Fomicruz (empresa de la provincia de Santa Cruz) participa en las áreas Estancia la Mariposa y Lomita la Costa, ubicadas en el norte de Santa Cruz donde se desarrollarán nuevas reservas de gas.

Tecpetrol puso en pro-ducción el pozo bilateral gasí-fero Agap-1002, conectándolo al Gasoducto Norte y generando un aumento de gas inyectado al sis-tema 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 ex-tracción gasífera de la provincia de Salta.

Realizaron la tradicional apertura de válvula en el ya-cimiento Aguaragüe el Ministro de Planificación Federal, Infraestructura y Servicios Públicos, Julio De Vido; el Go-bernador de Salta, Juan Manuel Urtubey; el Vicepresiden-te 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 dó-

lares para desarrollar la formación geológica Santa Rosa. Como resultado de estas inversiones, se pusieron en pro-ducción 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 in-yección 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 tec-

nológicos 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 ramas laterales se utilizó tec-nología de última genera-ción, que permitió continuar extrayendo gas en pozos de gran profundidad, apoyán-dose en estudios geológi-cos que lograron identificar

zonas de mayor productivi-dad y definir con precisión

la trayectoria de los pozos. De hecho, el sistema multilateral

(Hook Hanger) bajado en el pozo Agap-1002 logró un récord mundial,

alcanzando una profundidad de 4.315 me-tros 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, alcan-zando 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 equiva-lente 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.

Pozos agap-1002, ag xp-1 agap-1001 Yacimiento aguaragüe

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

Inversiones

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02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08

mill

ones

de

dóla

res

Bermejo

Ipati-Aquio NOROESTE

•Aguaragüe •Ramos •Hickmann •Río Colorado

NEUQUINA

•Catriel Viejo •Tres Nidos •Caracol Norte •Fortín de Piedra •Atuel Norte •Agua Salada •Los Bastos

GOLFO S. JORGE (Chubut) •El Tordillo •José Segundo •La Tapera •Puesto Quiroga

EM Baripetrol S.A.

Camisea

• Bloque 88 • Bloque 56

Misión

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1717

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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 La-tinoamérica. 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 po-rosidad efectiva promedio de 14% y una permeabilidad promedio de 2 md, con producciones de gas de has-ta 400.000 m3/d. La completación de estos pozos incluye una a dos fractu-ras hidráulicas con agente de sostén, como método estándar de estimula-ción, con el fin de incrementar y ace-lerar la producción de gas.

LLL está en producción y conti-nuo 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 existen-te en las arenas.

El campo Loma La Lata está ubi-cado 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 már-genes del río Neuquén. Dista 90 km en dirección NNW de la capital y 100 km al NNE de la localidad de Plaza Huin-cul-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

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 Quin-tuco (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 cam-paña 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 lle-va perforado 5250 m ).

Chihuido de La Sierra Negra

El área ChSN-Lm pertenece a la Cuenca Neuquina y se encuentra ubi-cada 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: Chihui-do 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 consti-tuida 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 efec-to distensivo de los niveles superiores donde se emplazan los cuerpos ígneos. La producción alcanza los 4,121 m3/d de Petróleo.

Loma la Lata y Chihuido de la Sierra negra

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

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Nota de tapa

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UTe Puesto HernándezUTe Santa Cruz i

El yacimiento Puesto Hernández se ubica en el norte de la Provincia del Neuquén, extendiéndose en el sector NE hacia la Provincia de Mendoza.

Fue descubierto por YPF S.A. en Noviembre de 1967 y desde Julio de 1991 es operado por Petrobras Energía S. A. (“PESA”), quien junto con YPF S.A. constituyen la UTE Puesto Hernández, con participaciones de 61.55 % para YPF y 38.45 % para PESA.

El Yacimiento Puesto Hernández se encuentra en el ámbito de “Engolfamiento” de la Cuenca Neuquina. Los reservorios en producción, de edad Cretácica Inferior son: las formaciones Agrio, Rayoso y Huitrin destacándose el miembro Avilé perteneciente a la Formación Agrio.

La superficie del área concesionada es de 147 Km2. Al-gunas características operativas se pueden observar en los cuadros que siguen:

La UTE Santa Cruz I es un área de producción de pe-tróleo y gas ubicada en la sección sur de la Provincia

de Santa Cruz. Incluye una superficie total de 1.480,71 km2 correspondiente a lotes en explotación. Se ubica en

Puesto Hernández es un ejemplo clásico de campo ma-duro 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 in-dican 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 inte-grada del campo han sidos pilares para el logro de estos objetivos.

Cabe mencionar la incorporación equipos hidráulicos de última generación con elevado grado de automati-zación, orientados a proyectos de perforación, de pozos

verticales y horizontales, utilización de unidad snubbing para intervención de Pozos Inyectores presurizados, ma-teriales especiales en equipamiento de pozos y de tube-rías 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 mejo-ramiento y ampliación de sus rangos de funcionamiento logrando mejores eficiencias extractivas.

Las inversiones realizadas y la sinergia entre los fac-tores mencionados, permiten mantener operativo el ya-cimiento en búsqueda del máximo nivel de recuperación en un escenario de costos crecientes y producción decli-nante, característica propia de campos con elevado grado de madurez.

Pozos Perforados 520

Pozos Productores de petróleo 47

Pozos Productores de Gas 57

Gas Natural Inyección a gasoducto (Millones de m3/d @9300) 5.4

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

Petróleo Crudo Producción (m3 /d) 787.0

Petróleo Crudo Producción Acumulada (Miles de m3 ) 14.166.0

GLP Producción (Tn/d) 17.8

GLP Producción Acumulada (Miles de Tn) 28.2

PROBADA PROBABLE POSIBLE Petróleo Crudo Miles de m3 1,646 525 474 Gas Natural Miles de millones de m3 11,369 3,042 3,014

ute sta cruz

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Pozos Perforados 1,510

Pozos Productores 824

Pozos Productores de Gas 484

Producción Bruta (m3/d) 75,000.0

Producción Bruta Acumulada (Miles de m3) 265,500.0

Petróleo Crudo Producción (m3/d) 3,600.0

Petróleo Crudo Producción Acumulada (Miles de m3) 64,800.0

Inyección de Agua (m 3/d) 84,000.0

Inyección de Agua Acumulada (miles de m3) 379,500.0

PROBADA PROBABLE POSIBLE Petróleo Crudo Miles de m3 8.062 4.989 180

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Pozos Productores de Gas 57

Gas Natural Inyección a gasoducto (Millones de m3/d @9300) 5.4

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

Petróleo Crudo Producción (m3 /d) 787.0

Petróleo Crudo Producción Acumulada (Miles de m3 ) 14.166.0

GLP Producción (Tn/d) 17.8

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PROBADA PROBABLE POSIBLE Petróleo Crudo Miles de m3 1,646 525 474 Gas Natural Miles de millones de m3 11,369 3,042 3,014

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Producción Bruta (m3/d) 75,000.0

Producción Bruta Acumulada (Miles de m3) 265,500.0

Petróleo Crudo Producción (m3/d) 3,600.0

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Inyección de Agua (m 3/d) 84,000.0

Inyección de Agua Acumulada (miles de m3) 379,500.0

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Gas Natural Inyección a gasoducto (Millones de m3/d @9300) 5.4

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

Petróleo Crudo Producción (m3 /d) 787.0

Petróleo Crudo Producción Acumulada (Miles de m3 ) 14.166.0

GLP Producción (Tn/d) 17.8

GLP Producción Acumulada (Miles de Tn) 28.2

PROBADA PROBABLE POSIBLE Petróleo Crudo Miles de m3 1,646 525 474 Gas Natural Miles de millones de m3 11,369 3,042 3,014

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Petróleo Crudo Producción (m3/d) 3,600.0

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Inyección de Agua (m 3/d) 84,000.0

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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 SaNta Cruz i

ute PueSto herNáNdez

212121

la porción continental de la Cuenca Austral, los reservo-rios en producción son la F.Springhill, la F. Magallanes Inferior, y la Serie Tobífera, en profundidades que va-rían 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., Quin-tana Exploration Argentina, Quintana Minerals Argen-tina, Südelektra Argentina y C.G.C. El foco inicial de la

actividad se centró en la exploración y puesta en produc-ción 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 re-servas de gas con la delimitación de los campos y la cons-trucción 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 característi-cas operativas del mes de Septiembre 2008:

La UTE se compone de 14 concesiones de explotación, de las cuales las más destacadas en producción de gas son Campo Boleadoras, La Porfiada, Dos Hermanos, La Paz, Campo Indio (Magallanes) y Fracción C (Campo Bola), en tanto que las de petróleo son: La Porfiada (inferior), Cam-po Indio (Springhill), Laguna del Oro, Puesto Meter, Frac-ción C (Ea. La Maggie) y Fracción D (Cañadón Salto).

En los lotes de explotación existen proyectos de re-posición de reservas de gas a desarrollar, tanto en re-servorios convencionales como en aquellos de baja permeabilidad. En cuanto a los campos de petróleo se implantaron proyectos de inyección de agua y gas y per-foraciones horizontales.

Las reservas de la UTE se resumen en el cuadro siguiente:

El sistema de tratamiento y venta de gas de la zona Oeste establece sinergias con otras áreas de operación que optimizan el costo de desarrollo y operativos. Consta de tres plantas principales de tratamiento que constituyen polos que concentran la producción de gas de los campos, interconectadas por gasoductos principales y un sistema de compresión de transporte integrado. El sistema tiene dos puntos de entrega al Gasoducto General San Martín a través de sendos gasoductos que colectan el gas del sector

Oeste y lo traen al sector Este (denominado Plataforma). Asimismo la UTE cuenta con una planta de tratamiento de gas en el sector de Plataforma que concentra la producción de esa zona. Adicionalmente la UTE entrega gas natural en el gasoducto que abastece la ciudad de El Calafate.

Como parte del proceso de adecuación del gas para venta, se obtiene en zona condensado y GLP. El condensa-do se incorpora al flujo de crudo, el GLP abastece el merca-do local y el de exportación.

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Gas Natural Inyección a gasoducto (Millones de m3/d @9300) 5.4

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

Petróleo Crudo Producción (m3 /d) 787.0

Petróleo Crudo Producción Acumulada (Miles de m3 ) 14.166.0

GLP Producción (Tn/d) 17.8

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PROBADA PROBABLE POSIBLE Petróleo Crudo Miles de m3 1,646 525 474 Gas Natural Miles de millones de m3 11,369 3,042 3,014

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Producción Bruta (m3/d) 75,000.0

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Inyección de Agua (m 3/d) 84,000.0

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Gas Natural Inyección a gasoducto (Millones de m3/d @9300) 5.4

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Petróleo Crudo Producción (m3/d) 3,600.0

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Inyección de Agua (m 3/d) 84,000.0

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Nota de tapa

En agosto de 1935 se realiza el primer pozo exploratorio, aunque el yacimiento recién comienza a ser explotado en 1951. Enap Sipe-trol 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 estruc-turales-estratigráficas en las que alojan los hidrocarburos en este yacimiento. Los principales ni-veles productivos pertenecen al Grupo Chubut, de edad Cretáci-co superior, están incluidos den-tro de las formaciones Comodo-ro 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 alter-nan 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 petró-leo en 2008. Pampa del Castillo – La Guitarra también produce gas, aunque en cantidades peque-ñas, que es utilizado para la pro-ducción de energía para el propio yacimiento.

Reservas: A septiembre de 2008, las Reservas Probadas de Pampa del Castillo – La Guitarra eran de 3366,5 Mm3.

Inversiones: La inversión acumu-lada en el yacimiento es de aproxi-madamente US$ 355 millones.

Pozos perforados: Sobre un total

de 556 pozos, 73 fueron perforados por Enap Sipetrol Argentina. El ya-cimiento actualmente tiene un par-que de 240 pozos productores y 104

pozos inyectores.

área magaLLaNeS

El yacimiento Área Magallanes, operado por Enap Sipetrol Argen-tina, inició su producción en 1994 y constituye actualmente la mayor

operación offshore de Argentina, con cinco plataformas de produc-ción de petróleo y gas construidas e instaladas por Enap Sipetrol Ar-gentina.

Localizado costa afuera fren-te al estrecho de Magallanes, consiste de dos trampas 4W dip alongadas en dirección NO-SE ge-neradas a partir de bloques bas-culados 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: Aproximadamen-te 1.000 m3/día de petróleo y 2,4 millones de m3/día de gas natu-ral. En julio de 2008, la produc-ción histórica acumulada de gas natural del Área Magallanes su-peró los 7.000 millones de m3.

Reservas: Las Reservas Proba-das Desarrolladas del Área Maga-llanes a septiembre de 2008 eran de: Gas: 6587 MM m3; Petróleo + Condensado: 1422 Mm3.

Inversiones: La inversión acumu-lada en el yacimiento es de aproxi-madamente US$ 500 millones.

Pozos perforados: 86 pozos.

Pampa del Castillo La Guitarra y Magallanes

Yacimientos Argentinos

22

2323

2424

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 perfo-rados, de los cuales 61 los realizó PCR S.A, cobertura total de sísmi-ca 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 Yaci-miento Oriental a profundidades medias entre 1000 y 1100 mbbp.

El principal reservorio cal-cáreo (Fm Huitrín), se ubica en los Yaci-mientos Norte y Occiden-tal a una profun-didad 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 alma-cenaje para 5700 m3 (35 800 B). Posee ins-talaciones de bombeo de alta presión, que vinculan la planta al oleoducto troncal de Repsol-YPF (Puesto Hernandez-Lujan de Cuyo), mediante oleoducto con telecoman-do, control de pérdidas y unidad LACT ,

La sísmica 3D se registró en los años 1998 y 2001, para desarrollar los reservo-rios fracturados de la Fm Huitrín. Con esa sísmica se per-foraron 14 pozos entre los años 1998 y 2003 que permitie-ron 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 m3P2: 105.000 m3P3: 29.000 m3

El Área Sosneado se desarro-lla sobre dos ámbitos geológicos diferentes: la faja plegada y la plataforma estructural.

Tanto los reservorios clásticos como los calcáreos conforman trampas combinadas estructural- estratigráficas, desarrollando los tres yacimientos en la plataforma estructural, sobre una suave es-tructura monoclinal de pendiente al SO, anexa a las primeras fallas y pliegues andinos (faja plegada).

Los reservorios calcáreos (Huitrín-Agrio y Chachao) pre-sentan su mas importante desa-rrollo en los Yacimientos Norte y Occidental. Tienen similares características geológicas, y de-ben 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 su-perior de la Fm Huitrín.

Los reservorio clásticos (Loncoche-Gr Neuquén y Pircala) constituidos por are-niscas y conglomerados de origen conti-nental, 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 Lon-coche), que adicionalmente tienen evidencias de biode-gradación.

el Sosneado

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

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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 mo-mento los yacimientos de Centro Este y Meseta Alta. La UTE continuó con el desarrollo de los mismos me-diante 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 Centena-rio y Loma Montosa, ambas de edad Cretácica. Se inició la explotación de petróleo juntamente con Gas, para lo cual se instaló una plan-ta compresora y de tra-tamiento con capacidad para 200.000 metros cúbi-cos por día. Las reservas de gas ya han sido produ-cidas, 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 ga-soducto un máximo de 200.000 m3/día de gas.

Las reservas rema-nentes del área son de 335.000 m3 de Petróleo. La producción actual es de 260 m3/día de petróleo, mientras que la produc-ción 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 Ne-gro 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 alcan-zan a 13.000 metros cúbicos.

iNStaLaCioNeS

Los pozos productores están conectados a instala-ciones donde, en la mayoría de los casos, se separan los fluidos producidos (gas - líquido), se aparta el agua li-bre 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 Yaci-mientos Meseta Alta y Centro Este.

La Batería del yaci-miento Centro Este es el punto neurálgico donde, además de la producción propia, converge el cru-do producido en los otros yacimientos (inclusive los del Area Loma Montosa Oeste), el que se transpor-ta 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 calen-tadores. Cabe señalar que casi toda la potencia consumi-da en la operación (pozos, bombas, compresores, etc.) es entregada por motores de combustión interna que utili-zan gas como combustible.

area Centro este

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

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2828

Con la contratación de una plataforma autoele-vante (Ocean Scepter), ENARSA, YPF y Enap Sipetrol Argentina perforarán las cuencas Austral y del Golfo San Jorge en el Mar Argentino en busca de hidrocar-buros. 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 desarro-llará 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 empre-sas firmaron un acuerdo para explorar, desarrollar y explotar los yacimientos de hidrocarburos del Area E2 en la plataforma continental argentina de una su-perficie 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 Ar-gentina (hoy ENARSA). La última participación di-recta 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 aproximadamen-te 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 ex-ploración en una o ambas áreas, la plataforma estará comprometida por un año más para poder perforar los pozos requeridos para su posterior desarrollo.

off shore: Proyecto Hélix e2 y aurora

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

Tipo de plataforma: Plataforma Autoelevante de patas independientes (jack up)Diseño: KAFELS Model V Super B ClassAño de construcción: 2008

descripción técnicaLargo total de la unidad incluido helipuerto: 74 metrosAltura de casco: 7,6 metrosAltura de patas: 148 metrosConsumo de gas oil: 22 m3/díaMáximo número de personas: 120

almacenamientoGas oil: 430 m3Agua de perforación: 3450 m3Agua potable: 330 m3Capacidad de tanques para la inyección: 885 m3

operaciónMáxima profundidad de agua: 106 metrosMínima profundidad de agua: 6 metrosMáxima profundidad de perforación: 10.600 metros

grúasCantidad: 3Capacidad: 50, 35 y 35 toneladas

helipuerto en plataformaDimensiones: 22 x 22 metrosMáximo peso: 9,2 toneladasDiseño para Helicóptero tipo Sikorsky S61N• Enfermería equipada con dos camas, una mesa de exa-men 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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3030

El 13 de marzo de 1968, la Com-pañía Naviera Pérez Companc y Ya-cimientos Petrolíferos Fiscales, fir-maban el Contrato Nº 12.507 para la explotación del Área Entre Lomas, que comprende 741 Km2 en las pro-vincias de Río Negro y Neu-quén (Argentina). Este con-trato se puso en vigencia con el Decreto 3495/68 del PE. El Joint Venture, entre Compañía Naviera Pérez Companc, Apco Oil Corpo-ration - 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 activi-dad, el 21 de enero de 1991 el Contrato se convierte en Con-cesión de Explotación por 25 años, con opción a otros 10. En el año 2002, Pe-trobras 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 adqui-

sición de activos. El 27 de octubre de 2003 se registró el cambio de denomi-nación de Petrolera Pérez Companc S.A. a PELSA.

PELSA ingresó en el Área Entre Lomas a la fase productiva de hidro-carburos, abarcando las etapas de exploración, desarrollo, extracción y, posteriormente, recuperaciones se-cundaria y terciaria, a las que se su-

man la explotación del gas natural y la separación y el fraccionamiento de gases licuados.

La explotación comenzó el 21 de ju-lio de 1968 con la perforación del primer pozo, denominado Charco Bayo 4.

A agosto de 2008 se tienen las siguientes cifras:

En el año 2008 se están realizando importantes inversiones para la explo-ración y el desarrollo de reservas en el Área Entre Lomas, así como en el mejoramiento de instalaciones de pro-ducción. Las mismas superan los 75 millones de dólares. Respecto del de-sarrollo de reservas, se perforarán 33 pozos productores de hidrocarburos y un pozo productor de agua. En explo-ración 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-

tre Lomas, Lomas de Ocampo, El Cara-col y Borde Mocho, cuyos reservorios están ubicados entre 2.800 y 2.200 m de la superficie. Están constituidos por are-niscas y conglomerados de la formación geológica Tordillo (edad Jurásica) y por

dolomitas y conglomerados cal-cáreos de la formación Quintuco (edad Cretácica)

La profundidad de los reser-vorios y la abundante presencia de gas asociado llevó a elegir, como sistema de extracción al denominado Gas Lift, que con-tó con 29 motocompresoras de 1.000 HP cada una. Esto asegura-ba los 2 MMm3/d de gas de alta presión que requería el yacimien-to. Este sistema resultó ser de los

más importantes de Argentina y Sudamérica.

Para mejorar la recuperación final de las reservas, en agosto de 1975 el Área Entre Lomas inició la ope-ración de Re-cuperación Secundaria, en un sector

area entre Lomas

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

Pozos PerforadosMetros PerforadosProducción Máxima de Petróleo (m3/d)Producción Acumulada de Petróleo (MMm3)Prod. Pet. Acumulable en 2008 (Mm3)Entrega Máxima de Gas (MMm3/d)Entrega Acumulada de Gas (MMm3)Prod. Gas Acumulable en 2008 (MMm3)Producción Acumulada de GLP (MTn)

6761.597.000

3.962 27,6 7132,0

11.700 198604

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Reservas Totales al 31/12/07

Petróleo (Mm3)Gas (MMm3)

Hasta fin Concesión (enero 2016)

5.8842.664

Hasta fin vida útil

11.1504.424

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del yacimiento Charco Bayo. En esa época se inyectaban 2.400 m3 diarios de agua a través de 15 inyectores, que afec-taban a otros 30 pozos productores.

Posteriormente, el proyecto se ex-tendió 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 cau-dal 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 aplica-ción de geles obturantes de polímeros. Desde el 2007, se está implementando un proyecto piloto de geles coloidales para optimizar la recuperación de hi-drocarburos. Todo esto hace a la deno-minada Recuperación Terciaria, com-plementaria de otros proyectos.

PELSA descubrió y desarrolló un importante reservorio de gas natural. Para ello se perforaron y acondiciona-ron 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 funcio-namiento totalmente automático.

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Cerro Dragón es, desde agosto de 2003, el principal yacimiento pro-ductor de petróleo de la Argentina. El área, emplazada entre las provin-cias 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 Ame-rican Internacional Oil Company –después Amo-co- para la exploración y producción de petróleo en Cerro Dragón.

A partir de 1997, con la incorporación de Bri-das, 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 princi-pales productores de crudo y un im-portante productor de gas natural.

En sólo siete años PAE logró du-plicar la producción de Cerro Dragón, que pasó de los 67.000 barriles equi-valentes 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 proba-das 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.

A partir de 2001 PAE desarrolló en Cerro Dragón la producción de gas natural. Hoy el área inyecta 6,4 millo-nes de metros cúbicos diarios a la red de transporte de gas de la Argentina, un volumen que instala a Cerro Dra-gón como el sexto yacimiento gasífe-ro 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 pro-vincias de Chubut y Santa Cruz para extender el horizonte de las concesio-nes de Cerro Dragón, Piedra Clava-da y Koluel Kaike (estas dos últimas, áreas también operadas por la em-presa 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) confor-madas, 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 re-servas en toda la industria petrolera argentina entre 2000 y la actualidad.

PAE también opera el área Linde-ro Atravesado (Cuenca Neuquina) y reúne participaciones en las áreas gasíferas Aguada Pichana y Aguada San Roque (Cuenca Neuquina) y en Carina – Aries (Cuenca Marina Aus-tral), 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

areas Cerro dragón y acambuco

Nota de tapa Yacimientos Argentinos

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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).

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

del compromiso asumido por PAE para expandir su producción de gas natural, el hidrocarburo que repre-senta 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 dia-rios (m3/d) que producía el área en 2001 a los actuales 8,7 millones de m3/d. Ese volumen supone un cre-cimiento 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 volú-menes de gas producidos por el área estuvo dado en la entrada en opera-ción del Gasoducto Macueta – Piqui-renda, en agosto de 2006. A partir de 2004, PAE y sus socios en la UTE invirtieron u$s 110 millones para lle-var a cabo el proyecto, que incluyó la

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3434

RUMoReS

construcción del gasoducto, con una extensión de 60 kilómetros, la ampliación de la planta de pro-cesamiento 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 produc-ción 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, Acam-buco sumó el pozo Macueta 1003, que hoy produ-ce, en promedio, 1,05 millón de m3/d.

El desarrollo de los yacimientos San Pedri-to 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 Tie-rra 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 de-sarrollos, en los últimos cuatro años PAE aportó el 40% del gas nuevo que sumó la Argentina a su oferta energética.

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