Visita a Río de Janeiro Noviembre 2009

Transcripción

1 Visita a Río de Janeiro Noviembre 2009 Dirección Planificación y Recursos UPSTREAM Enero 2009 Noviembre 2009

2 Repsol: Presencia E&P DG DG UPSTREAM TIENE ACTIVIDAD E&P EN 26 PAÍSES SIENDO OPERADOR EN 18 Noruega (E) Alaska USA(E) Canadá (E) Rusia: WSR(E,P) Kazakhstán(E) España (E,P) Marruecos (E) Irán (E) GoM USA(E,P) Argelia (E,P) Arabia Saudí (E) Cuba (E) Mauritania (E) Libia (E,P) México (E,P) Trinidad & Tobago (E,P) Sierra Leona (E) Venezuela (E,P) Guyana (E) Colombia (E,P) Suriname (E) Liberia (E) Ecuador (E,P) Guinea Ecuatorial (E) Perú (E,P) Bolivia (E,P) Brasil (E,P) Producción Gross DG Upstream : Kboed Producción Neta DG Upstream : 329 Kboed 2

3 15 Descubrimientos en 2009: año histórico Tasa de éxito en 2008(*): 26% Tasa de éxito en 2009(*): 50% (*) no incluye appraisals Buckskin GoM USA ESPAÑA Montanazo D5 Lubina 1 MARRUECOS Anchois ARGEL.. LIBIA VENEZUELA Perla 1 BRASIL SIERRA LEONA Venus B1 A1 Barracuda (NC202) Iguazú (BM-S-9) Abaré Oeste (BM-S-9) Piracucá-Pialamba (BM-S-7) Panoramix (BM-S-48) TIO 3 (Reggane) KLS-1 (Reggane) TGFO-1 (M Sari) OTLH-2 (M Sari) 3

4 Gran éxito exploratorio de Repsol: Entre los mayores descubrimientos del mundo (IHS) 1 descubrimiento de Repsol entre los 5 mayores del mundo en 2009 IHS Top 10 worldwide discoveries in 2009 (September) Country Basin Block/Field Iraq Zagros Fold Belt (Zagros province) Miran West 1 Australia Browse basin Poseidon 1 Israel Levantine Deep Marine basin Tamar 1 Iran Zagros Fold Belt (Zagros province) Sefid Baghun Venezuela Upper Guajira basin Perla 1X Brazil Santos basin Iracema United States Sigsbee sub-basin (DW GoM Basin) Tiber Iraq Zagros Fold Belt (Zagros province) Shaikan 1 Algeria Illizi basin Ain Tsila Ridge 1 Brazil Santos basin Azulao (Santos) Repsol 1 discovery among Top 5 (Buckskin no incluido) Fuente: IHS 3 descubrimientos de Repsol entre los 5 mayores del mundo en 2008 Los 10 mayores descubrimientos del mundo en 2008 País Cuenca Bloque/Campo Brasil Cuenca de Santos Iara Brasil Cuenca de Santos Jupiter Brasil Cuenca de Santos Guara Peru Cuenca Ucayali Kinteroni 1X Bolivia Cuenca Chaco Huacaya Brasil Cuenca de Santos Bem-te-vi Irán Provincia Zagros Balaroud 1 Australia Cuenca Bonaparte Blackwood (MEO) 1 Egipto Cuenca Delta del Nilo Satis 1 Rusia Cuenca Mangyshlak Tsentralnoye Repsol 3 discoveries among Top 5 En 2008 Repsol realizó otros 7 descubrimientos 4

5 Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV) CARDON IV Pozo Perla 1 (WI : 50%) Chevron: Pozo Tuna 1- P&A sin shows Asociación: Repsol 50%; Eni 50% Area: 990 Km2 Prof. Agua: 60 metros Distancia a costa : aprox 40 km Back in PDVSA 35% PERLA: el primer descubrimiento comercial en una cuenca de frontera. Antes de la actual campaña, solamente había sido perforado sin éxito un pozo offshore Gazprom: Pozo Coral x1 P&A Con shows gas y pet Teikoku: Pozo Atun 1 Diciembre 2009 Venezuela 100 km VENEZUELA 5

6 Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV) Mapa y Área 6

7 Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV) Zona Productiva N 13 3/ Perla-1X 7000 S Objetivo Mioceno fallido (en agua) Miocene /8 Top Oligocene Carbonate Pay Base Carbonate Plan 7 7 ~ Plan TD GR RESIST RHOZ-NPHI NPHI-DT 7

8 Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV) Espesor impregnado 240 m 236 m 8

9 Brasil : Bloque BM-S-9. 4 descubrimientos: Guará (2008) y Carioca (2007), y Abaré Oeste e Iguazú (2009), Petrobras (45%), BG (30%), Repsol (25%) En 2007 descubrimiento CARIOCA. Estimación de recursos recuperables 765 Mboe En 2009 se perforó IGUAZÚ NORTE entre I. Norte y Complejo Iguaçú, encuentra contacto A/P diferente, recursos en evaluación En 2009 se perforó ABARE OESTE con recursos en evaluación BEM TE VI SPS-51 CARAMBA PARATI IGUAZÚ N. CARIOCA TUPI GUARA ABARÉ OESTE Iara RJS-652 JUPITER En 2008 se perforó GUARÁ. Recursos recuperables superiores a 1,2 Bboe Drilling Tested Wells No Tested Wells Testing ongoing 9

10 Brasil : Bloque BM-S-9. Descubrimientos y prospectos VI CARIOCA ABARE IGUAZU N GUARA ABARÉ W IGUAZU COMPLEX 10

11 Brasil : Piracucá-Pialamba (bloque BM-S-7) Piracucá/Pialamba ÁREA DO 3D Petrobras 63% (op) & Repsol 37% 11

12 Brasil : Piracucá-Pialamba (bloque BM-S-7) El sondeo exploratorio Pialamba terminó en marzo de 2009 siendo descubridor de petróleo liviano. El 7 de Abril de 2009 fue declarada ante la ANP la comercialidad del bloque, dando al campo el nombre de Piracucá El pozo de delineación Piracucá terminó en septiembre de 2009, en este pozo se comprobó la continuidad de la acumulación de hidrocarburos en el Santoniense inferior y fue descubridor de petróleo liviano en el Santoniense Superior. La prueba de producción a nivel del Santoniense Superior tuvo como resultados preliminares los siguientes con choke de ½ : Caudal de crudo 3476 bopd con m3/d de gas El 18 de Septiembre se presentó a la ANP el informe final de descubrimiento del campo de Piracucá. 12

13 Yacimientos descubiertos Upper Santonian Piracucá Lower Santonian Pialamba 13

14 Brasil : Panoramix (bloque BM-S-48) Repsol 40% (Op), Petrobras 35%, Vale do Rio Doce 12,5% y Woodside 12,5%. PANORAMIX PIRACUCÁ 14

15 Descubrimientos del sondeo Panoramix 1 S N Campaniense Panoramix Santoniense Sup Santoniense Inf El descubrimiento incorpora tres niveles productivos, dos inferiores con gas y condensado, y el superior con petróleo. 15

16 GoM USA : Buckskin Repsol (12,5% WI), como operador de la fase de exploración, terminó el sondeo Buckskin a principios de 2009 resultando en un importante descubrimiento en el Play Paleógeno (Wilcox). El pozo tiene una profundidad de unos de m con una lámina de agua de m. Buckskin Dicovery (KC782 Well #1) Bloques de Repsol BUCKSKIN Objetivo Mioceno Objetivo Paleogeno Shenzi En producción16

17 España : Montanazo D5 y Lubina-1 LUBINA I Area: Ha RIPSA 100% Permiso Exploratorio en vigor hasta 2011 LUBINA II Area: Ha RIPSA 100% Permiso Exploratorio en vigor hasta 2011 LUBINA I (Permiso Exploratorio) LUBINA II (Permiso Exploratorio) Distancia a costa = 43 km Conc. MONTANAZO D Area: 1916,19 Ha RIPSA 75.06% PETROLEUM 17.68% CEPSA 7.26% Concesión de Explotación otorgada en 1980 por 30 años con dos posibles extensiones de 10 años BACALAO MONTANAZO D5 17

18 España : Montanazo D5 y Lubina-1 El pozo Montanazo D-5 se terminó con resultado positivo en mayo de En el test de producción se alcanzaron flujos máximos de 3800 bopd de calidad 32ºAPI. Está situado en la concesión Montanazo D, vigente hasta En enero de 2009 se ha solicitado la extensión por un período adicional de 10 años. El descubrimiento del sondeo Lubina-1 se produjo en julio de El test de producción dió flujos máximos de 3800 bopd de calidad 32º API.El pozo Lubina-1 está situado en el permiso Lubina II vigente hasta Marzo Para la puesta en producción se empleará la plataforma Casablanca. El desarrollo y puesta en producción de los pozos Montanazo D-5 y Lubina-1 permitirá, prorrogar la producción de los campos existentes (Casablanca, Boquerón, Rodaballo y Chipirón), y retrasar el abandono de la plataforma, previsto en la actualidad para El descubrimiento de Montanazo y Lubina abre nuevas oportunidades exploratorias en el área como por ejemplo el prospecto Bacalao situado inmediatamente al este de la estructura Lubina/Montanazo y dentro del permiso Lubina II. 18

19 Sierra Leona : Venus B-1 Anadarko, operador, 40%, Repsol 25%, Woodside 25% y Tullow 10%. Sondeo Venus B-1 Se trata de un play repetitivo a lo largo del borde de la plataforma de Sierra Leona/Liberia Sierra Leona SL-6/07 y 7 Repsol Bloques en Sierra Leona Liberia LB-15, 16, 17 Repsol El sondeo perforado es un puro wildcat SL-6/07 SL-7 19

20 Sierra Leona : Venus B-1 El sondeo Venus B-1 se finalizó en septiembre de 2009 con resultado positivo. En una columna de 320 metros con indicios en diferentes niveles arenosos se ha evaluado un net pay de 15 metros. No se realizó prueba de producción El sondeo confirma la existencia de un sistema petrolífero activo con al menos tres unidades de reservorios y demuestra la prospectividad de la cuenca de Sierra Leona y Liberia, donde Repsol participa en 5 bloques contiguos. Cuerpos turbidíticos 20

21 Marruecos - Tanger/Larache 3D El offshore de Tanger-Larache es una cuenca de acumulaciones menores (max. 200BCF), pero repetibles y muy cercana a mercado e infraestructuras (Gasoducto Argelia/España) Hemos perforado un pozo descubridor, el primer éxito exploratorio en la historia del offshore marroquí. 21

22 Posibles upsides Anchois discovery Thon Prospect Pageot 3D Turbo San Pierre Dorade Thon Merlan Sardine Gas bearing zones En el programa futuro está ampliar la cobertura en sísmica 3D para definir la mayor cantidad de probables análogos como Dorade en el resto del área. 22

23 Incorporación de Recursos a Reservas Los Recursos: son todas las cantidades de hidrocarburos estimadas, a una fecha dada, como potencialmente recuperables, procedentes de acumulaciones conocidas pero actualmente pendientes de inversiones de desarrollo (Recursos Contingentes) y de acumulaciones no descubiertas (Recursos Prospectivos) en el dominio minero actual de la compañía. Las Reservas: son las cantidades de hidrocarburos que a una fecha dada se prevé recuperar con los planes de desarrollo aprobados, procedentes de acumulaciones conocidas. Por tanto, debe entenderse que las Reservas constituyen un subconjunto de las estimaciones relativas a las acumulaciones de hidrocarburos (HIIP) presentes que, a una fecha dada, cumplen los siguientes criterios: Descubiertas, Recuperables, Comerciales y Remanentes DESCUBIERTOS RECUPERABLES DESARROLLO APROBADO REMANENTES RESERVAS DESCUBIERTOS RECUPERABLES PDTES INV DESARROLLO Recursos contingentes RECURSOS NO DESCUBIERTOS RECUPERABLES Recursos prospectivos RESERVAS Criterio SPE PROBADAS PROBABLES POSIBLES PROBADAS Criterio SEC 23

24 Evolución de la incertidumbre en la estimación de las reservas a lo largo del ciclo E&P RESERVAS Criterio SPE PROBADAS PROBABLES POSIBLES PROBADAS Criterio SEC Sondeo descubridor 100 Evaluación Exploración Desarrollo/Producción (Sísmica y Sondeos adicionales) (Sísmica, sondeos adicionales y nueva tecnología en producción) Reservas Última Estimación MBOE Abandono del campo Años 24 Mayor Estimación (Probadas+Probables+ Posibles) Mejor Estimación (Probadas + Probables) RECURSOS PROSPECTIVOS Menor Estimación Rango de Incertidumbre RECURSOS CONTINGENTES (Probadas)

25 Incorporación de Recursos a Reservas (2009 Estimado). Cifras Netas Upstream a 31-dic-09 (E) (no incluye YPF) RESERVAS Criterio SPE PROBADAS PROBABLES POSIBLES PROBADAS Criterio SEC Reservas Probadas SEC Upstream (a 31-dic-08): Mboe (a 31-dic-09): Mboe (E) Reservas P+P+P Upstream (a 31-dic-08): Mboe (a 31-dic-09): Mboe (E) Producción 2008: 122 Mboe Producción 2009: 122 Mboe (E) MEJORA EN EL FACTOR DE REEMPLAZO DE RESERVAS: 2007: 35% 2008: 65% 2009: 90% (E) RECURSOS CONTINGENTES Descubiertos Recuperables Pendientes Inversión Desarrollo Cifras Upstream Recursos Conting : 505 Mboe (E) Recursos Conting : 355 Mboe Recursos Conting : 239 Mboe Recursos Conting : 120 Mboe 426 Mboe 241 Mboe 114 Mboe TOTAL : Mboe 781 Mboe 25

26 Incorporación de Recursos Contingentes Netos 600 million barrels equiv prelim. YPF not included 26

27 Proyectos de Desarrollo en 2009 REGGANE ARGEL.. PERÚ KINTERONI BOLIVIA MARGARITA-HUACAYA BRASIL BM-S-9 PIRACUCÁ (BM-S-7) 27

28 Argelia: Desarrollo Reggane Nord- Bloque 351c-352c Repsol (Operador) RWE Edison SH Exploración 45% 30% 25% - Desarrollo & Producción 33,75% 22,50% 18,75% 25% Áreas de desarrollo km 28

29 KL Aspectos técnicos del desarrollo de Reggane Instalaciones de Superficie y línea de exportación KLS GOSP Manifold Trunkline 31 Kms (14 ) 23 Kms (12 ) TIO 35 Kms (14 ) 35 Kms (12 ) 13 Kms (12 ) 19 Kms (12 ) SLI 10 Kms (12 ) Planta de tratamiento de gas Manif. 1 Manif. 2 9 Kms (12 ) RG GR 5 Export Line Antena de 95 km 34 Kms AZ El Desarrollo de Reggane incluye la perforación y completación de 74 pozos, profundización de 10 pozos y realizar trabajos de completación ( workovers ) en 12 pozos existentes. La Inversión neta Repsol previa al comienzo de la producción es de 468 MUS$. En el período la inversión acumulada neta Repsol será de 411 MUS$ El comienzo de producción está previsto para principios de 2014 con un plateau de producción 100% de gas de 8 M m 3 /d. La producción neta Repsol sería de boepd de gas mas líquidos asociados. Las reservas totales a desarrollar son de 1,7 TCF que equivalen a unas reservas netas Repsol de 65 Mboe después de participación y aplicación del contrato de reparto de producción 29

30 Perú: Desarrollo temprano descubrimiento Kinteroni Repsol 53,84% (Operador) y Petrobras: 46,16% KINTERONI A 50 Km del yacimiento de gas y condensado de Camisea. El Desarrollo temprano de Kinteroni incluye la Perforación de 6 pozos La Inversión neta Repsol previa al comienzo de la producción es de 169 MUS$, toda ella dentro del periodo El comienzo de producción está previsto para mediados de 2012 con un plateau de producción 100% de gas de 4,8 M m3/d. La producción neta Repsol sería de boepd. Camisea tiene prevista la expansión de la planta de Malvinas con un 5º tren criogénico a 520 Mscfd (con Kinteroni) de capacidad nominal de tratamiento. 30

31 Perú: Desarrollo temprano descubrimiento Kinteroni Instalaciones de superficie y modelo de yacimiento 3-pozos productores 3-pozos productores Facilidades operadas Kinteroni Sur Well Pad Línea (16 km, 14 ) Kinteroni Norte Well Pad Facilidades no operadas Nuevo Mundo Línea (14 km, 16 ) Planta de Compresión Línea (66 km, 16 ) Planta Pisco (Camisea) Diesel Terminal Nafta Propano Butano Planta Malvinas (Camisea) Se empleará la capacidad expandida de la planta criogénica existente Ducto de NGL s existente (Propiedad de TGP. Expansión futura) Ducto de Gas Seco existente (Propiedad de TGP. Expansión futura) Se empleará la capacidad expandida de la planta de fraccionamiento existente City Gate Segmento I Segmento II Segmento III Segmento III Segmento II Segmento I 31

32 Bolivia: Desarrollo Margarita + Huacaya (Bloque Caipipendi) Empresa Repsol BG Bolivia PAE Participación 37.5% (Operador) 37.5% 25% Huacaya Margarita Áreas exploratorias devueltas Campo Margarita 3 Lote de Comercialidad Huacaya El Plan de Desarrollo para los Campos Margarita y Huacaya consiste en elevar la producción del campo de los niveles actuales (2,3 Mm3d) a un plateau intermedio de 8,3 Mm3d (Fase I) a alcanzarse a inicios del Q y un plateau final de 14 Mm3d (Fase II) a alcanzarse a inicios del Q Estos volúmenes adicionales tienen como destino principal el mercado argentino. Mm3d 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 Margarita + Huacaya Field Development Plan Fase I + Fase II Ene-10 Abr-10 Jul-10 Oct-10 Ene-11 Abr-11 Jul-11 Oct-11 Ene-12 Abr-12 Jul-12 Oct-12 Ene-13 Abr-13 Jul-13 Oct-13 Ene-14 Abr-14 Jul-14 Oct-14 Ene-15 Abr-15 Jul-15 Oct-15 Development Base case Aceleración de Fase II Acceleration of the phase II 32

33 Desarrollo Margarita + Huacaya Las actividades a ejecutarse a nivel de Subsuelo son: Fase I Recompletación pozo HCY X1(D) Adquisición Sísmica 3D Norte de Huacaya Perforación pozo piloto de inyección de agua Fase II Workover MGR X1 Perforación de 3 pozos en MGR (5000 m) Perforación de pozos de mantenimiento de plateau en HCY (5000 m) Workovers según se requiera Perforación pozos de inyección de agua Las actividades a ejecutarse a nivel de Superficie son: Fase I Planta Central de Procesos (6Mm3d) Infield Header Sistema de Recolección Sistema de Exportación Fase II Planta Central de Proceso (6Mm3d) Planta de Tratamiento de Agua La Inversión neta Repsol en el período es de 334 MUS$. La inversión neta prevista hasta el comienzo de la fase I es de 230 MUS$. La producción neta Repsol sería de boepd de gas mas líquidos asociados en Las reservas totales a desarrollar son de 2,7 TCF de gas más 96 Mbbl de líquidos que equivalen a unas reservas netas Repsol de 84 Mboe después de participación y aplicación del contrato 33

34 Plan de desarrollo de Piracucá: Objetivos productores Santoniense Superior + Santoniense inferior Piracucá 2 (exploratorio) Upper Santonian Piracucá Piracucá 3 pre-desarrollo Lower Santonian Pialamba La Inversión neta Repsol previa al comienzo de la producción es de 490 MUS$. En el peridod la inversión es de 120 MUS$. El comienzo de producción está previsto para mediados de 2015 con un plateau de producción 100% de gas de 1,6 M m3/d y bopd. La producción neta Repsol sería de boepd 34

35 EstructurasBloqueBM-S-9 Brasil Desarrollo acelerado Guará Sur VI CARIOCA ABARE IGUAZU N GUARA ABARÉ W IGUAZU COMPLEX 35

36 Desarrollo Acelerado Bloque BM-S-9 Brasil Guará Sur Converted FPSO Spread-moored Oil Process: 120,000 bopd Water Process: 120,000 bwpd Liquid Process: 150,000 blpd Gas export: 3.5 M m3/day Oil Storage: ~ 2 M bbl Gas injection: 3 M m3/d Shuttle tanker One riser per well (No manifold) Riser configuration is to be defined in Producers (Black) 2 Gas Disposal (Yellow) Gas exported to shore via the Tupi-MXL trunk line DESARROLLO ACELERADO GUARÁ SUR GUARÁ NORTE 36

37 Desarrollo Acelerado Bloque BM-S-9 Brasil Guará Sur Petrobras Op (45%), BG (30%) y Repsol (25%) El desarrollo de Guará Sur incluye la perforación de 7 pozos de desarrollo La Inversión neta Repsol previa al comienzo de la producción es de 484 MUS$ toda ella dentro del periodo El comienzo de producción está previsto para principios de 2013 con una producción 100% de bopd más 2,8 Mm3/d. La producción neta Repsol sería de boepd. 37

38 GoM USA: Campo Shenzi Pozos de desarrollo Sep 2009 Marco Polo TLP SK101 K SK102 C SG104 SC104 SB102 SG103 SC102 SB204 B G SB202 SG101 SG102 Shenzi TLP SB203 Area sancionada para Desarrollo 38

39 GoM USA: Campo Shenzi Sistema de producción de Shenzi 4,380 ft 1,335 m 9,800 ft 3,000 m 8,600 ft 2,620 m m de profundidad de agua 10,300 ft 3,140 m m de profundidad total Inicio de producción: marzo 2009 Participación de Repsol del 28%. Inversión neta en el periodo : MUS$ Shenzi Project Update 39

40 GoM USA: Campo Shenzi Producción en la Shenzi TLP Compresión dual y Alcanzados 140,000 bopd Optimización instalaciones y alcanzados 130,000 bopd Oil Production (stb/day) Alcanzados 100,000 bopd Finalizado el comisionado Gas Production (mscf/day) Inicio compresión y primeras ventas de gas Adicionalmente hay una producción de aprox boepd del Manifold K que se evacuan a través de la TLP del campo Marco Polo 40

41 GoM USA: Campo Shenzi Primeras conclusiones Mejor rendimiento de producción que el esperado: Crecimiento producción a plateau mas rápido que lo esperado Mayor productividad por pozo que lo estimado inicialmente Mayor Capacidad de procesado de las instalaciones con menores paradas que las previstas. Alcanzados los boe/dia entre la producción de la TLP de Shenzi (Manifolds B, G y C) y la producción del manifold K trasportada vía la TLP de Marco Polo Excelente conectividad del almacén en el sector sureste del campo. La mayoría de las fallas no están actuando como barreras al flujo de petróleo en este sector. 41

42 Programa Exploración 2010 Importante actividad de Appraisal- Evaluación en Brasil, Golfo de Méjico y Venezuela En Brasil continúa la exploración a ambos objetivos, presal (Seat, Malbec, Itaborai) y postsalino (Asterix, Creal B, Piracucá Bloque Bajo e inicio Pepe) 70% de actividad de perforación offshore. Menor actividad de exploración onshore en Argelia (pase a fase de desarrollo en Reggane) y en Libia (adquisición de una sísmica 3D masiva en NC115 y 186 luego de la extensión del periodo exploratorio por 5 años) Segundo sondeo en Sierra Leona y primer sondeo en Kazajstán (exploración en dos fases, 1 ro postsalino, 2 do presalino en 2011). Preparación del próximo sondeo en Cuba. Aumento de base de datos sísmica para nuevo Dominio Minero 42

43 Brasil : Bloque BM-S-9 - Actividades futuras Interpretación del reprocesado sísmico PSDM. Perforación Guará Norte (4Q Q 2010) Test de Larga Duración Guará (EWT-G) (5 meses) 2Q-4Q 2010 Adquisición sísmica 3D alta resolución en Guará y Carioca Perforación Carioca Noreste (3Q 2010) Test de Larga Duración Carioca (EWT-C) (5 meses) 4Q Q

44 Appraisal Guará Norte Guará Norte N 1 Km Guará Perspectiva 3D MAPA ESTRUCTURAL A LA BASE DE LA SAL Guará N 44

45 Appraisal Carioca Norte Carioca N Carioca Carioca Norte Carioca N 45

46 Pruebas de Larga Duración en Guará y Carioca PRUEBA LARGA DURACIÓN EN GUARA 5 meses de 2Q-4Q 2010 Completación de Guará (80 dias) Conexión FPSO y EPR Inicio de la producción previsto para el 20/05/10 PRUEBA LARGA DURACIÓN EN CARIOCA Test de Larga duración (5 meses) 4Q Q 2011 Completación de Carioca (80 dias) Conexión FPSO y EPR Inicio de la producción previsto para el 21/11/10 46

47 Brasil BMS-48 (Block 673) Descubrimiento de Panoramix. Programa de Appraisal S Sondeo descubridor (Panoramix 1X) N Campaniense Santoniense Sup Santoniense Inf El descubrimiento incorpora tres niveles productivos, dos inferiores con gas y condensado, y el superior con petróleo. En 2010 se perforarán dos sondeos de appraisal adicionales 47

48 Appraisal Panoramix 2 y 3 Objetivos pricipales Appraisal 1 Appraisal 1 Panoramix Panoramix Appraisa 2l Top Lower Campanian Top Upper Santonian Appraisal 1 Panoramix Appraisal 2 Top Lower Santonian 48

49 Actividad 2010 en Piracucá Se completarán dos sondeos, uno de pre-desarrollo y el segundo con carácter exploratorio al bloque bajo Upper Santonian Piracucá 2 (exploratorio) Piracucá Piracucá 3 pre-desarrollo Lower Santonian Pialamba 49

50 Buckskin Appraisal #1 (KC 872) Se prevé perforar el primer pozo de avanzada en 1Q2010. El objetivo del pozo es confirmar la extensión de reservorios a la culminación norte de la estructura, la cual se estima que contiene el 70% del volumen estimado del campo Appraisal Well #1 (KC785 Well #1) Buckskin Dicovery (KC782 Well #1) Objetivo: Arenas Paleógenas (Wilcox 1, 2y2A) Trampa: Cierre 4-way en culminación norte de la estructura probada por Buckskin #1 Spud estimado: Febrero 2010 Taladro: Transocean s Clear Leader drillship 50

51 Buckskin Appraisal Impacto de Pozos Buckskin 1 Buckskin appraisal upside Área Sur 30% de Recursos Totales Área Norte 70% de Recursos Totales fname 51

52 CARDON IV: Paso a 3ª Fase Exploratoria ( Sondeo Perla 2X) Yacimiento Perla Plan adicional de Delineación Perla-1X Perla-2X Cardon IV Block 52

53 ACTIVIDAD EXPLORATORIA 2010 CUENCAS DE CAMPOS Y ESPIRITO SANTO SOUTH AMERICA Brazil CUENCA DE ESPIRITO SANTO CUENCA DE CAMPOS BM-ES-29 ( Repsol 40% Statoil 30% Ecopetrol 30%) Prospecto: MALBEC Inicio: 3/2010 BM-C-33 (Repsol 50% StatoilHydro 50%) Prospecto: SEAT Inicio: 10/2009 BLOQUES OPERADOS Albacora Leste (Petrobras 90% Repsol 10%) Prospecto: CREAL B Inicio: 3/2010 BLOQUES NO OPERADOS 53

54 ACTIVIDAD EXPLORATORIA 2010 CUENCA DE SANTOS Asterix ITABORAI PEPE Piracucá BB SOUTH AMERICA Pozos Repsol PA2010 Brazil 54

55 Áreas Estratégicas Upstream. Búsqueda de Nuevo Dominio Minero Áreas Estratégicas Tradicionales dificultades para seguir creciendo Nuevas Áreas Estratégicas oportunidades Norte de África Limitado dominio minero disponible y rentabilidad de los nuevos proyectos debido a los nuevos términos contractuales Latinoamérica Norte Inestabilidad fiscal (Venezuela, Ecuador, Bolivia) Trinidad: discreto potencial disponible; Perú: buen dominio minero con alto potencial de futuro Colombia: oportunidades con potencial limitado. Cuba, Guyana y Surinam: evaluando su potencial. Buena posición estratégica en caso de éxito. Golfo de México-USA Bloques de alto potencial obtenidos en las rondas exploratorias 205 y 206 Mercado muy activo con oportunidades de entrada en nuevos proyectos. Elevado conocimiento técnico de esta área: Proyecto Caleidoscopio Brasil Segunda compañía en términos de dominio minero. Posición estratégica en zonas de alto potencial Presalino con los descubrimientos Carioca-Guará (Bloque Santos 9). Descubrimientos de gas cuenca de Santos (Piracucá y Panoramix) Áreas de Crecimiento a medio-largo plazo. Gas en Perú, Bolivia, Brasil y Venezuela Apertura de una nueva área de crecimiento cada dos/tres años: Africa Occidental:Bloques exploratorios en áreas interesantes (Sierra Leona, Liberia, similares al área Mahogany) Canadá y Noruega:3 bloques obtenidos en Newfoundland y Labrador en el offshore de Canadá. Ofertas realizadas en la Ronda Exploratoria 20 y APA 2008 en Noruega Alaska:Buen posicionamiento con un buen número de bloques exploratorios 55

56 Captura y Almacenamiento CO m A partir de unos 800 m, el CO 2 se comporta como fluido supercrítico, de forma que en esas condiciones su densidad es similar a la de un líquido, pero su compresibilidad es la de un gas. Seguimiento Pozo de inyección Dichas propiedades del CO 2 confinado hacen posible determinar con nuevos métodos sísmicos qué zonas lo contienen y la extensión de las zonas inyectadas con CO 2 Sello Falla CO 2 Proyecto VISION CO 2 56

57 Captura y Almacenamiento CO 2 : Proyecto VISION CO 2 Selección Selección n de de Emplazamientos Emplazamientos Obtención n de imágenes fiables del subsuelo para la selección de emplazamientos eficaces y seguros Localización n de trampas en estructuras geológicas gicas complejas Caracterización Caracterización Diseño Diseño o y y Construcción Construcción Simulación n del complejo de almacenamiento, caracterización n de la seguridad, sensibilidad y riesgos. Modelado geológico gico estático tico y dinámico: calculo de incertidumbres del modelo, seguridad, sensibilidad y riesgos. Análisis de riesgos (exposición n y efectos) a corto y largo plazo Inyección Inyección n de de CO2 CO2 Plan de seguimiento: monitorización, n, actualización n de los modelos de simulación, n, fase post- cierre Post Post Operación Operación Monitorización n y verificación n de los modelos y riesgos a corto y largo plazo. Criterios de seguimiento El Proyecto prevé una inversión de 40 M, 17,5 M netos Repsol para el periodo con la participación de Repsol, IBM, BSC, CSIC y otras entidades 57

58 Proyecto VISION CO2 Evolución de la inyección de CO2 en el Pozo de Sleipner, Noruega Arts et al Existen limitaciones en la resolución vertical y en la determinación por monitorización sísmica de la concentración de CO2 en los almacenes. No se perciben diferencias en sismica de reflexión por encima de concentraciones del 10% de CO2. Uno de los objetivos del Proyecto Visión CO2 es resolver estas limitaciones. 58

59 Cumplimiento Proyectos Estratégicos PE Downstream Upstream GNL Regganne Nord Bilbao (España) 700 M GK/Shenzi (GoM) 700 M Regganne (Argelia) 450 M Perú LNG 400 M GNL Downstream Upstream Cartagena (España) M J K C I/R A BD L27 G H NC186 NC115 Libia I/R 100 M ECUADOR Carioca (Brasil) 500 M Canaport (Canadá) 300 M Sines (Portugal) 850 M Bloque 39 (Perú) 350 M Exploración 575 (1) M pa x Inversión Inversiones totales en los grandes proyectos y exploración: M Alta tasa de retorno esperada en los grades proyectos: TIR > 15% (1) No incluye M en inversiones de desarrollo asociadas a descubrimientos exploratorios Reemplazado por Kinteroni (Perú) y Margarita-Huacaya (Bolivia) 59

60 Cumplimiento Proyectos Estratégicos PE PROYECTO INV PE (M ) INV (M ) SHENZI REGGANE I/R BLOQUE BM-S-9 BLOQUE 39 EXPLORACIÓN TOTAL 700 M 450 M 100 M 500 M (Sólo Carioca) 350 M M M 664 M 276 M 87 M 618 M (Sólo Guará) 337 M (KINTERONI MARGARITA+HUACAYA) M M Real 2008, UPA Sept 2009, PA 2010 y estimación 2011 y

61 Cumplimiento Proyectos Estratégicos PE El PE para E&P incluia una inversión de 9300 M totales con el siguiente desglose: Proyectos clave y Exploración: 4975 M Inversiones desarrollo adicionales y mantenimiento campos actuales: 4325 M La mejor estimación actual del volumen total de inversiones del periodo es de 8760 M con el desglose siguiente: Proyectos clave y Exploración: 4632 M Inversiones desarrollo adicionales y mantenimiento campos actuales: 4128 M 61

62 CONCLUSIONES La actividad de Upstream se mantiene dentro de los parámetros previstos en el PE , está mejorando el valor intrínseco de la compañía y proporcionando una plataforma de crecimiento sólida y continua. En un negocio de largo plazo como Upstream la incorporación de reservas, la materialización con su puesta en producción y su impacto en resultados se verá a partir de 2012/2013 Contamos con equipos especializados, con una organización y unos métodos y procesos de trabajo que nos está permitiendo alcanzar objetivos superiores a los fijados inicialmente. Inventar el futuro no es fácil pero creemos que estamos empezando a conseguirlo. 62

63 Disclaimer Esta presentación es propiedad exclusiva de Repsol YPF, S.A. y su reproducción total o parcial está totalmente prohibida y queda amparada por la legislación vigente. Los contraventores serán perseguidos legalmente tanto en España como en el extranjero. El uso, copia, reproducción o venta de esta publicación, sólo podrá realizarse con autorización expresa y por escrito de Repsol YPF, S.A. Este documento contiene información y manifestaciones que constituyen estimaciones o proyecciones de futuro sobre Repsol YPF. Dichas estimaciones o proyecciones pueden referirse a planes, objetivos y expectativas actuales, tendencias que afecten a la situación financiera de Repsol YPF, ratios financieros, resultados operativos, negocios, estrategia, concentración geográfica, volúmenes de producción y reservas, así como planes, expectativas u objetivos de Repsol YPF respecto de gastos de capital, negocios, estrategia, concentración geográfica, ahorros de costes, inversiones y políticas de dividendos. Dichas estimaciones o proyecciones pueden incluir también asunciones sobre futuras condiciones de tipo económico o de cualquier otro tipo, tales como los futuros precios del crudo u otros precios, márgenes de refino o marketing y tipos de cambio. Las estimaciones o proyecciones de futuro se identifican generalmente por el uso de términos como espera, anticipa, pronostica, cree, estima, aprecia y expresiones similares. Dichas declaraciones no constituyen garantías de un futuro cumplimiento, precios, márgenes, tipos de cambio o de cualquier otro suceso, y se encuentran sujetas a riesgos significativos, incertidumbres, cambios y otros factores que pueden estar fuera del control de Repsol YPF o que pueden ser difíciles de prever. Entre tales riesgos e incertidumbres están aquellos factores identificados en los documentos registrados por Repsol YPF y sus filiales en la Comisión Nacional del Mercado de Valores en España, en la Comisión Nacional de Valores en Argentina y en la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América. Salvo en la medida que lo requiera la ley aplicable, Repsol YPF no asume ninguna obligación -aun cuando se publiquen nuevos datos o se produzcan nuevos hechos- de informar públicamente de la actualización o revisión de estas manifestaciones de futuro. La Comisión de Valores de los Estados Unidos (The United States Securities and Exchange Commission - "SEC") en la actualidad únicamente permite a las sociedades petroleras y gasistas incluir en sus registros en la SEC información sobre reservas probadas que la compañía, por pruebas de producción concluyentes, entre otras, ha demostrado que son económica y legalmente susceptibles de producirse bajo las condiciones económicas y operativas existentes. En este documento se utilizan ciertos términos como reservas probables, reservas posibles, reservas recuperables o recursos, entre otros, que las normas de la SEC actualmente no permite utilizar en registros ante dicho organismo. Por ello, les sugerimos que consideren de forma detenida la información recogida en nuestro informe anual en formato 20-F correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, registrado en la SEC y disponible en la página Web de Repsol YPF ( También pueden obtener esta información directamente de la SEC llamando al número SEC-0330 o consultando la Web Las normas de la SEC fueran modificadas en 2008 y permitirán informaciones adicionales en ciertos registros ante la SEC a partir del 1 de enero de