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1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO Y GAS
Ing. Carlos Grimaldi

2. DESCRIPCIÓN GENERAL
DEL NEGOCIO
Ley N° 17.319

3. MARCO LEGAL

4. MARCO LEGAL

5. MARCO LEGAL

6. DUEÑOS DEL RECURSO

7. AUTORIDADES

8. FACULTAD PARA OTORGAR DERECHOS

9. INGRESO A LAS ÁREAS
LEY DE
HIDROCARBUROS
Art. 66
Ley N° 17.319

10. Art. 66.
“Los permisionarios y concesionarios…tendrán los
derechos acordados por el Código de Minería…
respecto de los inmuebles de propiedad fiscal o
particular ubicados dentro o fuera de los límites del
área afectada por sus trabajos…”

11. INGRESO AL ÁREA EXPLORATORIA

12. LA CONCESIÓN DE
EXPLOTACIÓN

13. Art. 22
“Dentro de los treinta (30) días de la fecha en el que
permisionario, de conformidad con criterios técnico-
económicos aceptables, determine que el yacimiento
descubierto es comercialmente explotable, deberá
declarar ante la autoridad de aplicación su voluntad de
obtener la correspondiente concesión de explotación…”
DECLARACIÓN DE COMERCIALIDAD

14. PLAZO DE LA CONCESIÓN
La concesión de explotación confiere el derecho
exclusivo de explotar los yacimientos de
hidrocarburos que existan en las áreas
comprendidas en el respectivo título de concesión
durante el plazo de veinticinco (25) años.
El Poder Ejecutivo podrá prorrogarlas hasta por
diez (10) años.

15. CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN: DERECHOS

16. CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN: OBLIGACIONES

17. SECTORES CLAVES DE
LA INDUSTRIA
UPSTREAM

18. El UPSTREAM / E&P en las compañías Petroleras:
En las Petroleras existen nodos claves que definen el comportamiento y la
eficiencia, como ser:
Exploración
Desarrollo y Explotación
Industrialización
Comercialización
Estrategia General
Estrategia Financiera
 Exploración, Desarrollo y Explotación, conocidos usualmente como
E&P, constituyen lo que se conoce como el “corazón del negocio” ya que sin
el no hay activos tangibles significativos y no hay estrategia a mediano y largo
plazo
 Nacional e Internacionalmente las compañías Petroleras se miden y
valorizan fundamentalmente por sus Acreages, sus Reservas y su Producción.
UPSTREAM

19. PRINCIPALES
OPERADORES

21. PRINCIPALES COMPAÑÍAS
DE SERVICIOS,
CONTRATISTAS DE OBRAS
Y
PROVEEDORES

22. PRINCIPALES TIPOS DE CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS
Adquisición de datos del subsuelo (aerogravimetría / aeromagnetometría /
sísmica 2D y 3D / Geoquímica).
Procesamiento de datos.
Construcción de locaciones.
Perforación.
Inyección.
Cementación.
Perfilaje.
Punzado.
Estimulación.
Servicios de pozos / Intervenciones (Pulling).
Reparaciones (Workover & Recompletion).
 Construcción de instalaciones de superficie en general.

23. COMPAÑÍAS Y PROVEEDORES PARA CONSTRUCCIÓN DE POZOS
• Perforación – Trépanos - Inyección – Perfilaje – Cañerías - Cementación -
Terminación – Punzamiento - Estimulación – Cabezas de Pozos - Ensayos

24. CIAS. Y PROVEEDORES PARA OTRAS ACTIVIDADES RELACIONADAS
• Sísmica – Caminos de acceso y locaciones – Servicios varios -
Instalaciones de Superficie – Equipamientos varios – Generación
Eléctrica
dapetrol s.a

25. PLAN NACIONAL DE
INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS
LOCACIÓN

26. PERFORACIÓN

27. AIB (Aparato Individual de Bombeo)

28. PLAN NACIONAL DE
INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS
TANQUES

29. TANQUES DE GAS

30. SUPERFICIARIOS
(Dto. N° 861-1996)

31. SUPERFICIARIOS (Dto. N° 861-1996)
Las empresas que dentro del régimen de las Leyes N° 17.319 que
desarrollan actividades de exploración, explotación y transporte de
hidrocarburos en las Provincias PETROLERAS, y que de común
acuerdo con los SUPERFICIARIOS, opten por los valores
determinados por el PODER EJECUTIVO NACIONAL para el pago
en concepto de servidumbre y daños causados a los fundos
superficiarios, deberán pagar las indemnizaciones que se
determinen con arreglo a lo dispuesto en el Decreto N°861.

32. SUPERFICIARIOS (Dto. N° 861-1996)
Relevamiento Sismográfico $/km 782,35 1014,85
Unidad de Control y Vigilancia $/km2 3401,57 4728,12
Caminos primarios superficies no ocupadas con pozos $/km 54,78 71,05
Ductos primarios prologados a unidades de superficie no
ocupadas con pozos
$/km 54,78 71,05
Ductos troncales $/km 117,35 152,22
Caminos troncales $/km 117,35 152,22
Daños por extracción de agua $/m3 0,37 0,48
Pozo N° 1 n/c 782,62 1015,20
Unidad de Medida Reg. Decreto PEN 861/96 Decreto RN 1448/07

33. ASPECTOS TÉCNICOS,
OPERATIVOS Y ECONÓMICOS

34. EXPLORACIÓN – DESARROLLO - PRODUCCIÓN
Prospecto
Exploración
Recursos Prospectivos
Play/
Lead
Sísmica
Estimación de Recursos
Prospectivos
Perforación exploratoria
Interpretación y Análisis
de Resultados
Delimitación
Inmaduro
Maduro para
decisión de
desarrollo
Recursos Contingentes
Perforación de avanzada
Estimación de recursos
Interpretación y Análisis
de Resultados
Estudios de factibilidad
Desarrollo Producción
Plan de
Desarrollo
En
Desarrollo
En
Producción
Reservas
Plan de Desarrollo
Estimación de Reservas
Construcción de instalaciones
Perforación de Desarrollo
Reparación de pozos
Recuperación Secundaria
Recuperación asistida
INVERSIONESRIESGO
Tiempo

35. EXPLORACION: REGISTRACIÓN SÍSMICA
• Las refracciones y reflexiones sísmicas debidamente filtradas y procesadas permiten
identificar diferentes capas y estructuras, y en algunos casos acumulaciones de gas.
• Sísmica 2D: Cuando hay poco información zonal.
• Sísmica 3D: Cuando ya hay 2D y existe mayor información zonal de distinto tipo.
• Puede ser terrestre ó marina.

36. EXPLORACIÓN: EQUIPOS PARA REGISTRACIÓN SÍSMICA

37. EXPLORACIÓN: SISMÓGRAFO Y VIBROS

38. EXPLORACION: CAMPAMENTO SÍSMICA

39. EXPLORACION: PROCESAMIENTO E INTERPRETACIÓN SÍSMICA
W E
Registración
Interpretación
Procesamiento

40. EXPLORACION: GEOQUÍMICA DE SUPERFICIE
• Muestras superficiales derivadas de los HC almacenados en las
Formaciones y/o Reservorios que se encuentran en profundidad,
dan una idea de probables acumulaciones.

41. EXPLORACION: ESTUDIOS ADICIONALES Y PROCESO
• Sísmica
• Geoquímica
• Gravimetría
• Magnetometría
• Modelado / Simulación Geológica
• Rocas generadoras
• Migración
• Rocas sellantes
• Fallas
• Intrusivos
• Trampas estructurales y estratigráficas
• Rocas Reservorios
• Sistema petrolero

42. EXPLORACION Y DESARROLLO: PERFORACIÓN DE POZOS

43. PERFORACIÓN

44. PERFORACIÓN: POZO INICIAL COMPLETO

45. PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS

46. PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS

47. PERFORACIÓN Y POZOS: ALTERNATIVAS DE DESARROLLOS

48. PERFORACIÓN Y POZOS: POZOS OFFSHORE
PETROBRAS
2012: 2700 m

49. PERFORACIÓN Y POZOS: OPCIÓN A LOS POZOS OFFSHORE
En 1999 la Cia. TOTAL ha
perforado en el Sur de Argentina
un pozo horizontal que en su
momento fué record.
Profundidad vertical: 2500 m,
Apartamiento horizontal 8500 m,
total: 11000 m. [CN-1/Área
Kauss]

50. PERFORACIÓN Y DESARROLLO: CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA
ZONAL Y FIJACIÓN INICIAL DE OBJETIVOS

51. PERFORACIÓN Y DESARROLLO: SITUACIÓN Y LOGÍSTICA ZONAL

52. PERFORACIÓN Y DESARROLLO: POSIBILIDADES DE RESERVAS Y RECURSOS

53. PERFORACIÓN Y DESARROLLO: UBICACIÓN DEL POZO

54. DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN

55. DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN

56. DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN: POZOS INFILL
• Durante el desarrollo de un Yacimiento, al detectarse zonas no drenadas, se perforan
pozos intermedios para mejorar las acumuladas finales. Los radios de drenaje
adecuados se conocen luego de varios meses ó años de producción de los pozos ya
perforados.

57. PERFORACIÓN, DESARROLLO Y EXPLOTACION: ABANDONO DE POZOS
TIPOS DE ABANDONO (a criterio del concesionario)
Temporario
Definitivo (cuando no se puede seguir explotando)
Las provincias establecen sus propias normas en relación con el abandono de
pozos. Las Provincias pueden regular por tratarse de una norma ambiental.
Desde 1996 todo pozo que se perfore debe ser categorizado, y abandonado
temporaria o definitivamente cuando corresponda.
(Decreto 33.589/33 y Res. SETC n°5/96 pero la Res no se aplica a los pozos ya
abandonados)

58. COMO SE VALORIZA EL
CRUDO

59. COMO SE VALORIZA EL CRUDO

60. POR TIPO DE PETRÓLEO

61. POR CONTENIDO DE AZUFRE

62. POR DENSIDAD

63. Buena Rentabilidad
Regular Rentabilidad
NoRentable
RENTABILIDAD DEL CRUDO EN ARGENTINA
Precio interno 76,0 US$/bbl%
DESCUENTO POR CALIDAD 2,6
REGALIAS 11,7
FINDING COST 3,9
CAPEX 10,5
OPEX 11,8
IB 3,4
IG 19,6
GANANCIA NETA 36,3
%
DESCUENTO POR CALIDAD 5,3
REGALIAS 11,3
FINDING COST 5,3
CAPEX 23,7
OPEX 18,4
IB 3,3
IG 11,4
GANANCIA NETA 21,2
%
DESCUENTO POR CALIDAD 9,2
REGALIAS 10,9
FINDING COST 6,6
CAPEX 34,2
OPEX 43,4
IB 3,2
IG
GANANCIA NETA -7,5

64. PRINCIPALES CRUDOS MARCADORES

65. LOGÍSTICA DEL
NEGOCIO

66. LOGÍSTICA INTERNACIONAL
Antes Después

67. LOGÍSTICA INTERNACIONAL
El transporte de los
productos ligeros,
gases licuados,
gasolinas, naftas, se
realiza por ferrocarril
o carretera, siendo
mayor el riesgo.

68. Luján de Cuyo
Refineria
Concon
Allen
Caleta
Córdova
Puerto
Rosales
La Plata
Ref. Shell
Dock Sud
Dock
Sud
Caleta
Olivia
Ref. Esso
Campana
USA
Medio Oriente
Europa
Punta
Loyola
Mercado
Interno
Río
Cullen
Brasil
CompañíasProductoras
Ref. Esso
San Lorenzo
Refineria
La Plata
Mercados
Int’nales
NQN
Río
Negro
Chubut
Santa
Cruz
Tierra del
Fuego
Medanito / Rincon de Los Sauces
Medanito
Escalante
Cañadón Seco
Santa Cruz Sur
Hydra
ARGENTINA: LOGÍSTICA DEL PETRÓLEO

69. LOGÍSTICA NACIONAL E INTERNACIONAL DEL GAS

70. DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y DEL GAS

71. MARCO REGULATORIO
DEL GAS
Ley N° 24.076
Decreto N° 729/95
Ambiental NAG 153
Normas técnicas (NAG 100 y
complementarias, calidad del gas, etc.)

72. Noroeste
Neuquina
Austral
San Jorge
Argentina
Bolivia
Chile
Brasil
CUENCAS GASIFERAS

73. MARCO REGULATORIO DEL GAS
Privatización de Gas del Estado
 Marco Regulatorio Congreso de la Nación (Ley 24.076).
 Licitación pública internacional.
 Concurrencia de los Operadores más importantes del mundo.
 Se pagaron U$S 3.220 millones por los activos.
 Las compañías se hicieron cargo de pasivos de Gas del Estado por U$S 700
millones.
 Las licencias de distribución y transporte de gas natural se otorgaron el 28 de
diciembre de 1992.

74. MARCO REGULATORIO

75. TBG
URUGUAY
BOLIVIA
PARAGUAY
CHILE
BRAZIL
La Paz
Buenos Aires
Rio de
Janeiro
Montevideo
Asunción
São Paulo
Santiago
Neuquen
SISTEMA DE TRANSPORTE REGIONAL DE GAS
TSB
GasAtacama
Norandino
TGM
Cruz del Sur
TGS
Enap
TGN
GasAndes
Gas
Pacífico
ARGENTINA
TransredesTransierra

76. ENARGAS

77. ENARGAS
• Regula, fiscaliza y resuelve controversias vinculadas a los servicios públicos.
• Ejerce funciones esencialmente administrativas y técnicas. Principales objetivos:
 Proteger los derechos de los consumidores / Promover la competitividad de los
mercados.
 Mejorar la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso
generalizado del servicio público.
 Asegurar tarifas justas y razonables.
 Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas
 Incentivar el uso responsable del gas, adecuada protección al medio ambiente

78. COMERCIALIZACIÓN DE
COMBUSTIBLES

79. COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES
RedPropia
Empresas controladas por la
empresa de bandera
Contratos bajo estándares
legales e internos
Franquicia
Suministro
OP.
Indep.

80. PROGRAMAS PETRÓLEO
PLUS y GAS PLUS

81. ENTORNO MERCADO DE GAS

82. OBJETIVO
INCENTIVAR LA
PRODUCCION
PROGRAMA “GAS PLUS”

83. OBJETIVO
INCENTIVAR LA
PRODUCCION Y
AUMENTO DE
RESERVAS
PROGRAMA “PETRÓLEO PLUS”

84. PLAN NACIONAL DE INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS
Dto. 1277-2012
PERFORACIÓN

85. DECRETO N° 1277/2012

86. FORMACIONES
SHALE
SHALE OIL Y SHALE
GAS

87. RECURSOS NO CONVENCIONALES
Formaciones SHALE
• Lutitas y Pelitas
• Muy compactas
• Muy baja permeabilidad
• Sobrepresionadas (20% a 50%)
• Espesores significativos (> 150 m )
• Gradiente térmico normal
• Alto contenido en materia orgánica (TOC)
• Necesaria y suficiente madurez térmica (Ro)
• Bajo grado de fisuramiento
• Continuidad lateral de sus fases
• Poca pendiente estructural
• Profundidad mínima del Tope (1000 m)
• Profundidad máxima de la Base (4500 m)

88. EL SHALE EN EL MUNDO

94. EXPERIENCIA CON EL SHALE EN USA
Comparativa entre Plazos, Costos e Inversiones

95. DE DONDE VENIMOS
Antes
Período de concesiones por 25 años otorgadas en 1991.
Máximo histórico de producción y reservas en 1998.
Presencia de compañías internacionales.
Libre Mercado.
Libre disponibilidad.
Recientemente
Yacimientos maduros.
Concesiones en etapa de finalización.
Solicitud prórrogas dejaron de ser automáticas.
Se canceló export parity como precio de referencia.
Se aplicaron retenciones a los precios de los productos.
Fuerte crecimiento del PBI con aumento de demanda.
Fuerte alza de los costos de la industria.
Compañías petroleras dejaron de invertir en exploración.
Cayeron lo producción y las reservas.
Fuerte aumento de la intervención estatal (Dto. 1277 -2012).