Proyecto de Gas Somero en el Flanco Norte de la CGSJ · Proyecto de Gas Somero en el Flanco Norte...

Proyecto de Gas Somero en el Flanco Norte

de la CGSJ

22-06-2016

Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América (“Private Securities Litigation Reform Act

of 1995”).

Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como se

definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private Securities Litigation Reform Act of 1995”).

Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia,

incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, susresultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos

futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos ypolíticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes

de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos seconcretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que

pueden ser difíciles de predecir.

En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de

negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de lossocios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados,

márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones.Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda,

tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de

participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios,condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así

como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities andExchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y la Ítem 5 titulada

“Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de Diciembre de 2014, registrado ante la Securitiesand Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.

Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquenclaramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán.

Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares.

Nota Legal

3

Introducción - Ubicación Geográfica Proyecto

4

Grimbeek

Autor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz

50º S50º S

40º S40º S

75ºW 55ºW 45ºW65ºWAutor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz

50º S50º S

40º S40º S

75ºW 55ºW 45ºW65ºWAutor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz

50º S50º S

40º S40º S


50º S50º S

40º S40º S


50º S50º S

40º S40º S

50º S50º S

40º S40º S

75ºW 55ºW 45ºW65ºW75ºW 55ºW 45ºW65ºW

Manantiales Behr

S N

Tomado de Jalfin et al. 2001

AA`

A`

A

Cca. Golfo

San JorgeManantiales Behr Norte

Flanco Norte

42 Km. NW de

Comodoro Rivadavia

Prov. Chubut

Grimbeek

La Begonia

San Diego

Escalante N.

P. Castillo N.

Granson

El Alba

El Alba Valle

Área de trabajo

MBN

La Carolina Cdón. Botella

MyburgMBS

4

Miembro Glauconítico

Los niveles gasíferos del terciario son conocidos prácticamente desde los inicios de los trabajos de

exploración/explotación en el Flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Por un lado, el más conocido resulta ser el M. Glauconítico de la F. Salamanca, compuesto principalmente

por areniscas con glauconita, y cuyo origen está dado por el desarrollo de barras litorales paralelas a la

costa, que van migrando a medida que la transgresión va teniendo lugar.

5

Pasado

Petróleo más rentable que el gas.

Producción de gas destinada al

consumo local interno del yacimiento.

Registro de producción y presiones

escasos.

Presente

Gas más rentable que el petróleo.

Producción del gas destinada a la

venta generando ganancias para la

Cía.

Mayor y mejor calidad de datos.

Nuevas herramientas para análisis

Desarrollo de Cañadón

Botella.1960 Campaña de

Exploración2013 Desarrollo Glauconítico2016

Perforación y reparación rentables por ser de bajo costo.

Introducción

6

Antecedentes: Pozos productores CBHMapa Isócrono al Tope del Glauconítico

N

CBH-1

Pz.: 805/810 (1961-1971)

Prod. Inic.: 119.400 m3/d

PE: 24 kg/cm2

PD: 0 kg/cm2

Orif.: 50 mm

Acum. Gas: 34,5 Mm3

Prod. Aband.: 10.000 m3/d

CBH-2

Pz.: 820/825 (1969-1981)


PE: 17 kg/cm2

PD: 0 kg/cm2

Orif.: 50 mm

Acum. Gas: 104,9 Mm3


CBH-3

Pz. 830/833 (1971-1976)

Prod. Inic.: ??? m3/d

PE: 24 kg/cm2

PD: 0 kg/cm2

Orif.: 50 mm

Acum. Gas: 52,6 Mm3

Prod. Aband.: 9.000 m3/dCBH-4

Pz. 835/841 (1963-1980)


PE: 25 kg/cm2

PD: 0 kg/cm2

Orif.: 50 mm

Acum. Gas: 135,6 Mm3


Cañadón Botella

Producido Glauconítico 1961/1987

Acum. Gas: 325 Mm3

CBH-5

Pz. 850/860 (1955)


PE: 22 kg/cm2

PD: 0 kg/cm2

Orif.: 50 mm

Sin producción

Desarrollo de

Cañadón Botella.

1960

7

Antecedentes: Pozos productores CBH

1

Producido localmente para consumo ocasional.

2

Producción Acumulada: 325 Mm3.

3

Presión Original: 25 Kg/cm2.

Desarrollo de

Cañadón Botella.

1960

8

.

Campaña de

Exploración2013

Antecedentes: Campaña ExploraciónMapa Isócrono al Tope del Glauconítico

9

Antecedentes: Pozos productores CBH

1

La base del modelo planteado se obtuvo a partir del análisis de atributos símicos sobre los distintos surveysde sísmica 3D.

2

Análisis de perfiles eléctricos completos, incluyendo perfil de densidad y de neutrón, lo que permitió efectuar identificaciones directas de gas.

3

El desarrollo de Exploración se basaba en el modelo de distintos bloques compartimentalizados.

Campaña de

Exploración2013

11

Desarrollo del Glauconítico

Geofísica

Atributos Sísmicos

GeologíaMapeo Estructural

Ingeniería de ReservoriosVolumen de Gas.

Condiciones iniciales y

actuales del reservorio

Ingeniería de Producción.

Optimización de la

Producción.

Ingeniería de ObrasOptimización del diseño de red de

transporte a puntos de generación y

venta.

Desarrollo Glauconítico2016

12

Geofísica – Atributos Sísmicos

Atributo Suma Negativa de Amplitudes, (pstm-sin filtro-sin ganancia) ventana -5+30 ms

WO Ejecutado

Exploratorio Ejecutado

Filón intruido en

el Glauconítico

13

Geofísica – Atributos Sísmicos

La interpretación sísmica incluyó la identificación del reflector correspondiente el M. Glauconítico, su mapeo y la posterior extracción de atributos.

De todos los atributos analizados, el que mejor respuesta evidenció fue la “Suma de Amplitudes Negativas”, en una ventana de 5 mseg por encima del reflector y 30 mseg por debajo del mismo.

Este atributo resultó ser un muy buen indicador de reservorio, hecho comprobado al superponer el mapa sísmico con los resultados de cada uno de los pozos ya perforados.

14

Geología – Estimación OGIP

Hu

Hu

Hk

Hk

1Definición de Tope-Base del Mb. Glauconítico(datos históricos de mapeo y correlación). Recolección de datos Petrofísicos (IP): Porosidades, Saturaciones

Se definió el espesor Útil de cada pozo a partir de los cruces de gas de curvas Por-Den.

Definición de Espesor Permeable con la identificación de las las arenas del Mb Glauconítico(VCL desestimado).

El mapa isopáquico de espesor permeable muestra la continuidad del reservorio con presencia de gas ya que el 93,5% de los pozos con arenas contienen este hidrocarburo.

15

Geología – Mapa Espesor Permeable

Mapa Isopáquico Util de Gas del Horizonte Glauconítico. Escala 1/25000.

Ingeniería de Reservorios – Presiones de FMT

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

9,0

9,0

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9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

12,012,0

12,0

12,0

Gbk-690

Gbk-802

Gbk.a-735

Gbk.a-739

Gbk.a-740

Gbk-32

Gbk-33

Gbk-37

Gbk-40

Gbk-39

Gbk-34

Gbk-27

Gbk-28

Gbk-1160 (d)

CBH-205

CBH-208

CBH-209

CBH-210

CBH-211CBH-212

CBH-213

CBH-214

CBH-215

CBH-216

CBH-217

CBH-218 CBH-219

CBH-220

CBH-221

CBH-222

CBH-223

CBH-226

CBH-227

CBH-229

CBH-230

CBH-231

CBH-236

CBH-238CBH-239

CBH-241

CBH-243

CBH-244

CBH-245 CBH-247

CBH-249

CBH-250

CBH-264

CBH-265

CBH-281

ACBN-402

Gbk-638

Gbk-670

Gbk-679

Gbk-680

Gbk-681

Gbk-684

Gbk-689

Gbk-694Gbk-696

Gbk-697

Gbk-698

Gbk-699

Gbk-706

Gbk-710

Gbk-712

Gbk-800

Gbk-801

Gbk-803

Gbk-804

Gbk-805

Gbk-806 Gbk-808

Gbk-810

Gbk-811

Gbk-812

Gbk-821

Gbk-822

Gbk-823

Gbk-852

H-295

Gbk-824

Gbk-1146

Gbk-1145

Gbk-1140

ACBN-403AGbk.a-401

AGbk-402

Gbk-603

Gbk-604

Gbk-605Gbk-606

Gbk-607

Gbk-608Gbk-609

Gbk-611

Gbk-612

Gbk-613

Gbk-614

Gbk-615

Gbk-616

Gbk-617

Gbk-618Gbk-619

Gbk-622

Gbk-623

Gbk-624

Gbk.a-625

Gbk-626 Gbk-636

Gbk-637

Gbk.a-661

Gbk.a-669

Gbk-687

Gbk-688

Gbk.x-610

Gbk-627Gbk-628

Gbk-629

Gbk-630

Gbk.a-631

Gbk-632

Gbk-633

Gbk.a-634

Gbk.a-635

Gbk-639

Gbk-640

Gbk-641Gbk-642

Gbk.a-643

Gbk.a-644

Gbk.a-645

Gbk-646

Gbk-647

Gbk-648 Gbk-649

Gbk-650 Gbk-651

Gbk-652 Gbk.a-653

Gbk.a-654

Gbk-655

Gbk-656

Gbk-657Gbk-658 (f)

Gbk-660

Gbk-662

Gbk-663

Gbk-664

Gbk-665

Gbk-666

Gbk-667

Gbk-668

Gbk-672

Gbk-673

Gbk-674

Gbk-675

Gbk-676

Gbk-677

Gbk-678

Gbk-682

Gbk-683

Gbk-685

Gbk-686

Gbk-691

Gbk-692

Gbk-693

Gbk-695

Gbk-708

Gbk-709

Gbk-813

Gbk-819

Gbk-820

Gbk-955

Gbk-956

Gbk.IA-980

Gbk.IA-981

Gbk.IA-982

Gbk.IA-983

Gbk-984Gbk-985

Gbk-986

Gbk-987

Gbk-988

Gbk-989

Gbk-990

Gbk-991

Gbk-992

Gbk-993

Gbk-994

Gbk-995

Gbk-996

Gbk-997

Gbk-998

Gbk-999

Gbk-1000

Gbk-1001

Gbk-1002

Gbk-1003

Gbk-1004

Gbk-1005

Gbk-1006Gbk-1007

Gbk-1008

Gbk-1009Gbk-1010

Gbk-1011Gbk-1012

Gbk-1013

Gbk-1014

Gbk-1015

Gbk-1016

Gbk-1017

Gbk-1018

Gbk-1019Gbk-1020

Gbk-1021

Gbk-1022

Gbk-1023

Gbk-1024

Gbk-1025

Gbk-1026

Gbk-1027

Gbk-1028

Gbk-1029

Gbk.IA-1030

Gbk.IA-1031

Gbk.IA-1032

Gbk.IA-1033

Gbk.IA-1034

Gbk.IA-1035

Gbk.IA-1036

Gbk.IA-1037

Gbk.IA-1038

Gbk.IA-1039

Gbk.IA-1040

Gbk.IA-1041

Gbk.IA-1042

Gbk.IA-1043

Gbk.IA-1044

Gbk.IA-1045

Gbk.IA-1046

Gbk.IA-1047

Gbk.IA-1048

Gbk.IA-1049

Gbk.IA-1050

Gbk.IA-1051

Gbk.IA-1052

Gbk.IA-1053

Gbk.IA-1054

Gbk.IA-1055

Gbk.IA-1056

Gbk.IA-1057

Gbk.IA-1058

Gbk.IA-1059

Gbk.IA-1060

Gbk.IA-1061

Gbk.IA-1062

Gbk.IA-1063

Gbk.IA-1064

Gbk.IA-1065

Gbk.IA-1066

Gbk.IA-1067

Gbk.IA-1069

Gbk.IA-1070

Gbk.IA-1072

Gbk.IA-1073

Gbk.IA-1074

Gbk.IA-1075

Gbk.IA-1076

Gbk.IA-1077

Gbk-1078

Gbk.IA-1079

Gbk.IA-1080

Gbk.IA-1081

Gbk.IA-1082

Gbk.IA-1083

Gbk.IA-1084

Gbk.IA-1085

Gbk.IA-1086

V-2

V-12

Gbk.a-620

Gbk.a-621

Gbk.a-659

Gbk.a-671

Gbk-700

Gbk-701

Gbk.a-703

Gbk.a-705

Gbk-707

Gbk-711

Gbk.a-713

Gbk-714

Gbk-715

Gbk-716

Gbk-717

Gbk-718

Gbk-719

Gbk-720

Gbk-721

Gbk-722

Gbk-723

Gbk-724

Gbk-725

Gbk-726

Gbk-727

Gbk.a-730

Gbk-732

Gbk-733

Gbk.a-734

Gbk-736

Gbk-741

Gbk-752

Gbk-753

Gbk-754

Gbk-755

Gbk-759

Gbk-760

Gbk-761

Gbk-762

Gbk-763

Gbk-764

Gbk-765

Gbk-767

Gbk-768

Gbk-769

Gbk-770 Gbk-771

Gbk-772

Gbk-773

Gbk-774

Gbk-775

Gbk-776

Gbk-777

Gbk-778

Gbk-779

Gbk-921

Gbk-922Gbk-923

Gbk-924

Gbk-925

Gbk-926

Gbk-927

Gbk-928

Gbk-929

Gbk-930 Gbk.a-729

Gbk.a-743

Gbk.a-744

Gbk.a-745

Gbk.a-746

Gbk.a-747

Gbk.a-748

Gbk.a-749

Gbk.a-750

Gbk-791

Gbk-792

Gbk-793

Gbk-794

Gbk-796

Gbk-797

Gbk-798Gbk-799

Gbk-900

Gbk-901Gbk-902

Gbk-903

Gbk-904

Gbk-905Gbk-906

Gbk-907

Gbk-908

Gbk-909

Gbk-910

Gbk-911

Gbk-912Gbk-913

Gbk-914

Gbk-915

Gbk-916

Gbk-917

Gbk-918

Gbk-919

Gbk-920

Gbk.a-931

Gbk.a-932

Gbk.a-933

Gbk.a-934

Gbk.a-935

Gbk.a-936

Gbk.a-937

Gbk.a-938

Gbk-939

Gbk-940

Gbk-941

Gbk-942

Gbk-943

Gbk-944

Gbk-945

Gbk-946Gbk-947

Gbk-948Gbk-949

Gbk-951

Gbk-952

Gbk-953

Gbk-954

Gbk-957

Gbk-958

Gbk-959Gbk-960

Gbk-961

Gbk-962

Gbk-963

Gbk-964

Gbk-965

Gbk-966

Gbk-967

Gbk-968

Gbk-969

Gbk-970

Gbk-971

Gbk-972

Gbk-973

Gbk-974

Gbk-975

Gbk-976

Gbk-1087(I)

Gbk-1090

Gbk-1091

Gbk.a-1092

Gbk-1093

Gbk-1094

Gbk.a-1095

Gbk-1096

Gbk-1097

Gbk-1098Gbk-1099

Gbk-1100

Gbk-1101

Gbk-1102Gbk-1103Gbk-1104

Gbk-1105

Gbk-1106Gbk-1107

Gbk-1108

Gbk-1109

Gbk-1110

Gbk-1111

Gbk-1112

Gbk-1113Gbk-1114

Gbk-1115

Gbk-1116

Gbk.a-1118

Gbk-1120

Gbk-1121Gbk-1122

Gbk.a-1123

Gbk-1124

Gbk-1125

Gbk-1126Gbk-1127

Gbk-1128Gbk-1129

Gbk-1130

Gbk-1131

Gbk-1133

Gbk-1134

Gbk-1136

Gbk-1137

Gbk-1138

Gbk-1139

2590000

2590000

2595000

2595000

2600000

2600000

4950000

4950000

4955000

4955000

Líneas

Borde ÚtilFallas Antiteticas

Fallas Principales

N

S

EO

Escala

0 1000 2000

Mapa: Pe [kg/cm²]0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0

17

OGIPEURCBH

P/z

(kg

/cm

2)

Gas Acum (Mm3)

Ingeniería de Reservorios – Cálculo de Reservas

Balance de Materiales

1A través del análisis de presiones y la geología se propone un modelo estático-dinámico donde la estructura mapeada se considera toda conectada (Conservador).

Se ajustaron los pronósticos de los pozos en producción ajustando las IPR/VLP de cada pozo a las condiciones actuales de producción. Métodos de cálculo analíticos

El balance de materiales y la producción acumulada son representativos de las condiciones actuales del reservorio y la producción de los pozos.

18

Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado fondo/superficie

Metodología de Cálculo – IPR

P1 (0; Pws)

P2 (AOF; 0)

22

Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado fondo/superficie

Match de la simulación con la producción y presiones medidas

en los pozos.

Se verifica punto de operación en los pozos y

presiones de superficie en la red de gasoductos.

23

Metodología de Cálculo – VLP y Presión de Abandono

24

El ensayo en pozo Gbk-xx1 desde el 21/07/2015 hasta el

07/09/2015.

Las curvas muestran los resultados obtenidos en la prueba

piloto.

Ingeniería de Producción – Prueba piloto con compresor en boca de pozo

Comienza

ensayo

Termina

ensayo

Con Compresión

Sin Compresión

Ganancia por

Compresión

100%

25

Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado fondo/superficie – Instalación de compresores

Nuevo gasoducto a instalar

por la instalación del

compresor tipo Booster

26

Ingeniería de Producción – Simulación Modelo integrado fondo/superficie – Instalación de compresores

DGp 41%

Gp

(km

3)

27

OGIPEURCBH

P/z

(kg

/cm

2)

Gas Acum (Mm3)OGIPEURCBH

P/z

(kg

/cm

2)

Gas Acum (Mm3)

Impacto en el Desarrollo M. Galuconítico

Pabandono: 8 kg/cm2

Pabandono: 3 kg/cm2.

+FR: 17%

28

Desarrollo M. Glauconítico

Mapa Isopáquico Util de Gas del Horizonte Glauconítico. Escala 1/25000.

Oportunidades

Pozos en Producción

29

Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción

30

Balance de Materiales


EUR OGIP

Pws/z

Pabandono

31


32

Qg= f(Pws)

Pabandono

Qg

Pws


33

Qg= f(Pws)

Pws

Qg

Pabandono


34


Conclusiones

Jan

-13

Ap

r-1

3

Jul-

13

Oct

-13

Jan

-14

Ap

r-1

4

Jul-

14

Oct

-14

Jan

-15

Ap

r-1

5

Jul-

15

Oct

-15

Jan

-16

Ap

r-1

6

Jul-

16

Oct

-16

Jan

-17

Ap

r-1

7

Jul-

17

Oct

-17

Jan

-18

Ap

r-1

8

Jul-

18

Oct

-18

Jan

-19

Ap

r-1

9

Jul-

19

Oct

-19

Jan

-20

Ap

r-2

0

Jul-

20

Oct

-20

Jan

-21

Ap

r-2

1

Jul-

21

Oct

-21

Jan

-22

Ap

r-2

2

Jul-

22

Oct

-22

Jan

-23

Ap

r-2

3

Jul-

23

Oct

-23

Pozos Exploratorios (m3/d) Compresión (m3/d) Desarrollo (m3/d)

38%

28%

34%

Conclusiones

• El buen resultado obtenido en la prueba de campo (Protocolo de ensayo) en el pozo Gbk-

xx1 nos permitió validar lo esperado y avanzar con la gestión de contratación de los

compresores para el resto de los pozos.

• La integración del modelo de fondo/superficie nos permitió validar el plan de desarrollo

para la producción de gas y las reservas asociadas.

• Se incrementaron las reservas y se aumento el FR en un 17% al disminuir la presión de

abandono.

• El proceso utilizado para este modelo es replicable en otros pozos surgentes de otros

activos que estén condicionados por la contrapresión ocasionada por la red de superficie.

• El trabajo multidisciplinario durante la vida del proyecto es clave para maximizar los

resultados del mismo.

Muchas Gracias!

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