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transcript
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
Autor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz
50º S50º S
40º S40º S
Autor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz
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)
Prod. Inic.: 27.700 m3/d
PE: 17 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Acum. Gas: 104,9 Mm3
Prod. Aband.: 10.000 m3/d
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)
Prod. Inic.: 37.500 m3/d
PE: 25 kg/cm2
PD: 0 kg/cm2
Orif.: 50 mm
Acum. Gas: 135,6 Mm3
Prod. Aband.: 8.000 m3/d
Cañadón Botella
Producido Glauconítico 1961/1987
Acum. Gas: 325 Mm3
CBH-5
Pz. 850/860 (1955)
Prod. Inic.: 85.000 m3/d
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
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12,012,0
12,0
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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
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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
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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
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Gbk.IA-1054
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Gbk.IA-1056
Gbk.IA-1057
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Gbk.IA-1059
Gbk.IA-1060
Gbk.IA-1061
Gbk.IA-1062
Gbk.IA-1063
Gbk.IA-1064
Gbk.IA-1065
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Gbk.IA-1069
Gbk.IA-1070
Gbk.IA-1072
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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.
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.
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
30
Balance de Materiales
Ingeniería de Reservorios - Metodología de Cálculo Producción
EUR OGIP
Pws/z
Pabandono
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.