Tecpetrol 1

Mitos, realidades e ideas sobre el

desarrollo de los recursos NC en

Argentina

Mauro G. Soares

Gerente de Recursos No Convencionales

Tecpetrol S.A.

Pilar, 8 de noviembre de 2013

Tecpetrol 2

Temas de la Charla

1. El “Juego” No Convencional

2. Vaca Muerta ¿Qué es? ¿Qué está pasando?

3. Desafíos e Ideas Mirando al Futuro

Tecpetrol 3

“JUGAR” A LOS NO CONVENCIONALES

Lo que hace falta para…

Tecpetrol 4

Hace falta…

_ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo

_ Baja aversión al riesgo

_ Alta tolerancia por la variabilidad en los resultados

_ Disciplina técnica y logísitica,

_ Perforar muchos pozos lo que requiere grandes cantidades

de materiales, servicios y RRHH,

_ Estabilidad económica, cuidado ambiental y apoyo social

_ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo

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Los proyectos no convencionales son justamente… “no convencionales”

Las transiciones son menos discretas. El “de-risking” es más lento y gradual

El riesgo geológico dista de ser nulo (en EE.UU. sólo 1 de cada 3 plays

explorados han resultado comerciales)

“Piloto” = optimización & estandarización con altas inversiones y trabajo técnico

intensivo

Finalmente, no más del 30-40% del área total de un play resulta

desarrollable económicamente.

Tecpetrol 6

Where is Argentina playing?

Vaca Muerta

D-129

Una parte central del play Vaca Muerta esta entrando en etapa “Piloto” y

requerirá fuertes inversiones en el corto y mediano plazo

Otras áreas todavía en etapa de “Concepto” (exploración y caraterización)

Niobara

En el corto plazo es esperable:

Altísima variabilidad de resultados con tendencia a mejorar

Mejoras en tiempos y costos de perforación y completación

Optimización de diseños de pozos y estimulación

Identificación de “sweet spots”

Barnett

Eagleford

Marcellus Wolfcamp

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No todo el “acreage” es igual…

Variabilidad extrema

Tan sólo 20-40% de la superficie de un play resulta

económicamente desarrollable

Ba

rne

tt

¿Estamos en un “Sweet Spot”? ¿O al menos en el “Core”?

Ea

gle

ford

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Las estimaciones de reservas calculadas con poca historia tienen mucho error…

Fuente: Evaluación de la Formación Vaca Muerta Shale Oil por Nicolás Gutierrez Schmidt et al. (Abril 2013)

Ejemplo para un pozo vertical en Neuquén

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Variabilidad Extrema… (1/4)

Se puede aprender. Pero no es barato!

Producción Máxima en barriles por día de 5700 pozos horizontales

perforados en Eagleford entre 2007 y principios

de 2013

Distribución Acumulada por rangos de producción máxima para 5700

pozos horizontales perforados en Eagleford entre

2007 y principios de 2013

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Variabilidad Extrema… (2/4)

Marcellus (3800 pozos)

Utica ( 560 pozos)

Eagleford (8900 pozos)

Tecpetrol 11

Variabilidad Extrema… (3/4)

Tecpetrol 12

Variabilidad Extrema… (4/4)

Eagleford

Karnes Trough Condensate

Eagleford

Northeast Oil

Área (km2) 2,065

% Desarrollable 90%

Pozos Perforados 1,777

Pozos Remanentes 4,017

Costo Pozos (MM US$) 7.5

Acumulada (miles BOE) 698

Valor Remanente (US$/Acre) 64,706

Área (km2) 12,960

% Desarrollable 10%

Pozos Perforados 159

Pozos Remanentes 429

Costo Pozos (MM US$) 6.5

Acumulada (miles BOE) 153

Valor Remanente (US$/Acre) 0

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¿QUÉ ES VACA MUERTA? ¿QUÉ ESTÁ PASANDO?

No Convencionales en Argentina

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Cuenca Neuquina Ubicación del Play Vaca Muerta

Tecpetrol 15

Vaca Muerta a escala

Vaca Muerta

Total ~20,000 km2

Desarrollable ~8,000 km2

Espesor 100-300m

Pozos Perforados ~200

Inversiones Acum. ~2500 millones US$

Producción Actual ~13 mil boe/d

Eagleford

Total ~50,000 km2

Desarrollable ~20,000 km2

Espesor 60-100m

Pozos Perforados ~9000

Inversiones Acum. ~90,000 millones US$

Producción Actual ~1.5 millones boe/d

170 km

230 km

Potencial

>15,000 pozos

Tecpetrol 16

~180 pozos perforados en Vaca Muerta

Se incluyen WOs relevantes

.

Inversiones ~ 2500 millones US$

Actividad aun incipiente (menos de 30 pz Horizontales)

Producción Actual ~13,000 boe/d (~1% total país)

2009/10 2011 2012/13* Subtotal 2009/10 2011 2012/13* Subtotal

YPF 10 30 66 106 6 4 10 116

Total 2 7 9 4 4 13

Apache 1 2 1 4 1 3 4 8

Roch SA 3 6 9 9

Pluspetrol 1 7 8 1 1 9

Shell 6 6 6

Americas Petrogas 1 4 5 5

Chevron 4 4 4

PAE 2 2 2

Medanito / EOG 2 2 2

ExxonMobil 1 1 1

Capex SA 1 1 1

Petrobras 2 2 2

Argenta Energia 1 1 1

G&P 1 1 1

Tecpetrol 2 2 2

TOTAL 11 41 99 154 7 21 28 182

* Incluye los pozos de 1S 2013.

Totales

Vertical

Empresa

Horizontal

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Actividad Incipiente. Resultados variables.

Inlcuye pozos horizontales perforados por YPF (7), Shell (3) y EOG/Medanito (2).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

10/10/2006 2/22/2008 7/6/2009 11/18/2010 4/1/2012 8/14/2013

First Production Date

Eagleford Horizontal WellsPeak Oil Production (bbld)

Eagleford

Argentina

Volúmenes nominales por pozo. No normalizados por largo de lateral y/o cantidad de etapas de estimulación hidráulica.

Fuente: Elaboración propia en base a

DrillingInfo e información pública.

Eagleford = ~9000 pozos

Vaca Muerta ~30 pozos

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El número de equipos de perforación activos a aumentado 40% desde 2011

Aumento de actividad concentrado en YPF en Cca. Neuquina

Más de la mitad de los equipos de YPF en NQN dedicados a

perforar petróleo en Vaca Muerta

Utilización plena de equipos disponibles en Argentina

# de Equipos de Perforación YE 2011 YE 2012 3Q 20132Q 2013 vs.

YE 2011

Total País 79 95 110 + 31

Cca. Neuquina 32 50 62 + 30

YPF Nuequén 12 23 35 + 23

YPF No Convencional 6 10 19 + 13

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El número de equipos de fractura a aumentado 120% desde 2011

Aumento de equipos concentrado en Neuquén

Equipos adicionales que sean necesarios deberán importarse o

construirse localmente (total o parcialmente)

Capacidad de Fracturamiento

Hidráulico (miles de HHP)YE 2011 YE 2012 2Q 2013

2Q 2013 vs.

YE 2011

Total País 140 165 310 + 170

Cca. Neuquina 110 125 250 + 140

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Proyectos Shales Anunciados 2013-14

Empresas Área # Pozos

YPF-Chevron Loma La Lata 115

YPF-Dow El Orejano 16

Total Aguada Pichana 12

Shell Sierras Blancas y Aguila Mora 6-8

ExxonMobil Loma del Choique y otras 6-8

Otros Operadores Pozos Exploratorios en varios

bloques

10-20

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Comentarios Generales sobre Vaca Muerta

– Técnicamente el tamaño del recurso es muy importante

– La actividad es incipiente. El esfuerzo exploratorio

remanente es muy significativo en tiempo y capital a

riesgo

– Es esperable muchísima variabilidad en los resultados

– Los costos actuales de perforación y completación son

muy elevados en comparación a USA

– La comercialidad del play debe aun probarse con pozos

horizontales y optimización de costos.

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DESAFÍOS E IDEAS A FUTURO

Lo que viene

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Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta

– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura

­ Optimización de diseños, escala de operaciones y utilización de

equipos (eficiencia)

­ Mejoras el diseño de los pozos (especialmente para perforar a

través de la formación Quintuco)

­ Desarrollo de la “receta óptima” para fracturas (¿arenas naturales

locales?)

­ Mejoras generales en infraestructura y logística

­ Cooperación entre compañías y con el Estado y demás

organizaciones civiles, sindicales.

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Los costos de perforación deberían reducirse 25% y los de fractura 40%

Millones de US$ EaglefordVaca Muerta (Estimado Actual)

Perforación 4.2 8.5

Completación 5.3 9.8

Costo Total Pozo 9.5 18.3

Eagleford vs. Vaca Muerta 1.0x 1.9x

Perforación (US$/ft) 880 2080

Completación (US$/stage) 319 654

TMD (m) 4,800 4,100

Largo Rama Lateral (m) 1,300 1,200

Tiempo Perforación (Días) 44 60

# etapas de fractura 17 15

Apuntalante (Tn) 2,000 3,400

Agua (m3) 29,100 15,500

Vaca Muerta (Objetivo)

6.5

5.9

12.5

1.3x

1595 (-23%)

396 (-39%)

4,100

1,200

37

15

3,400

15,500

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Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta

– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura

– Mejoras de Contexto Macroeconómico

­ Estabilización macroeconómica general

­ Normalización de las restricciones cambiarias

­ Mejoras en las condiciones de acceso al financiamiento

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Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta

– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura

– Mejoras de Contexto Macroeconómico

– Mejoras en el Sector Energético

­ Normalización del funcionamiento del mercado de gas natural y

eléctrico, y readecuación de tarifas de transporte y distribución.

­ Generación de un marco de incentivos específicos para el shale

­ Acompañamiento eficaz del Estado (Nación y Provincias)

­ Acompañamiento social y sindical

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Triplicar las Inversiones en Upstream al 2020

Acumulado

2014-2020

Promedio

Anual

Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5

# Pozos 1,200 x2 2,000

Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7

Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5

# Equipos Incorporados +10 x2 +20

# Equipos Perforación Activos 110 x2 200

Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2

# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5

# Sets de Fractura Activos 8 x5 40

Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400

Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8

2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN

Acumulado

2014-2020

Promedio

Anual

Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5

# Pozos 1,200 x2 2,000

Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7

Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5

# Equipos Incorporados +10 x2 +20

# Equipos Perforación Activos 110 x2 200

Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2

# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5

# Sets de Fractura Activos 8 x5 40

Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400

Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8

2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN

Acumulado

2014-2020

Promedio

Anual

Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5

# Pozos 1,200 x2 2,000

Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7

Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5

# Equipos Incorporados +10 x2 +20

# Equipos Perforación Activos 110 x2 200

Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2

# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5

# Sets de Fractura Activos 8 x5 40

Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400

Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8

2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN

Acumulado

2014-2020

Promedio

Anual

Perforación y Completación de Pozos 4.8 x3 14.4 75 12.5

# Pozos 1,200 x2 2,000

Instalaciones de Producción 0.4 x2 0.8 4 0.7

Incorporación Equipos de Perforación 0.3 x2 0.6 3 0.5

# Equipos Incorporados +10 x2 +20

# Equipos Perforación Activos 110 x2 200

Incorporación Sets de Fractura 0.2 x1 0.2 1 0.2

# Sets de Fractura Incorporados +5 x1 +5

# Sets de Fractura Activos 8 x5 40

Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) 250 x6 1,400

Inversiones Anuales Upstream 5.7 x3 16.0 83 13.8

2013E 2020EMiles de millones de US$INVERSIÓN

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Ojalá seamos capaces.

Tecpetrol 29

MUCHAS GRACIAS.