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© Dirección Planificación y Recursos UPSTREAM Enero 2009
Visita a Río de Janeiro Noviembre 2009
Noviembre 2009
2
Repsol: Presencia E&P DG Upstream @jun2009
Guinea Ecuatorial (E)
México (E,P)
GoM USA(E,P)Cuba (E)
Trinidad & Tobago (E,P)
España (E,P)
Guyana (E)Colombia (E,P)
Bolivia (E,P)
Perú (E,P)Brasil (E,P)
Marruecos (E)Argelia (E,P)
Venezuela (E,P)
Ecuador (E,P)
Sierra Leona (E)
Libia (E,P)
Irán (E)Arabia Saudí (E)
Suriname (E)
Mauritania (E)
DG UPSTREAM TIENE ACTIVIDAD E&P EN 26 PAÍSES SIENDO OPERADOR EN 18DG UPSTREAM TIENE ACTIVIDAD E&P EN 26 PAÍSES SIENDO OPERADOR EN 18
Operador
No-operador
Kazakhstán(E)Rusia: WSR(E,P)
Liberia (E)
@Dec2007
Alaska USA(E)
Canadá (E)
Noruega (E)
@jun 2009
Producción Gross DG Upstream : 1.625 Kboed
Producción Neta DG Upstream : 329 Kboed
3
15 Descubrimientos en 2009: año histórico
BRASIL
•Iguazú (BM-S-9)•Abaré Oeste (BM-S-9)•Piracucá-Pialamba (BM-S-7)•Panoramix (BM-S-48)
GoM USA
•Buckskin
ESPAÑA•Montanazo D5•Lubina 1
VENEZUELA•Perla 1 SIERRA LEONA
•Venus B1
MARRUECOS•Anchois LIBIA
•A1 Barracuda (NC202)
ARGEL..
•TIO 3 (Reggane)•KLS-1 (Reggane)•TGFO-1 (M’Sari)•OTLH-2 (M’Sari)
Tasa de éxito en 2008(*): 26%Tasa de éxito en 2009(*): 50%(*) no incluye appraisals
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Los 10 mayores descubrimientos del mundo en 2008
Gran éxito exploratorio de Repsol: 2008-2009Entre los mayores descubrimientos del mundo (IHS)
3 descubrimientos de Repsol entre los 5 mayores del mundo en 2008
País Cuenca Bloque/CampoBrasil Cuenca de Santos IaraBrasil Cuenca de Santos JupiterBrasil Cuenca de Santos GuaraPeru Cuenca Ucayali Kinteroni 1XBolivia Cuenca Chaco HuacayaBrasil Cuenca de Santos Bem-te-viIrán Provincia Zagros Balaroud 1Australia Cuenca Bonaparte Blackwood (MEO) 1Egipto Cuenca Delta del Nilo Satis 1Rusia Cuenca Mangyshlak TsentralnoyeFuente: IHS
1 descubrimiento de Repsol entre los 5 mayores del mundo en 2009IHS Top 10 worldwide discoveries in 2009 (September)
Country Basin Block/FieldIraq Zagros Fold Belt (Zagros province) Miran West 1Australia Browse basin Poseidon 1Israel Levantine Deep Marine basin Tamar 1Iran Zagros Fold Belt (Zagros province) Sefid BaghunVenezuela Upper Guajira basin Perla 1XBrazil Santos basin IracemaUnited States Sigsbee sub-basin (DW GoM Basin) TiberIraq Zagros Fold Belt (Zagros province) Shaikan 1Algeria Illizi basin Ain Tsila Ridge 1Brazil Santos basin Azulao (Santos)
Repsol 1 discovery among Top 5
Repsol 3 discoveries among Top 5
En 2008 Repsol realizó otros 7 descubrimientos
(Buckskin no incluido)
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Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV)
CARDON IVPozo Perla 1 (WI : 50%)
Venezuela
Asociación: Repsol 50%; Eni 50%Area: 990 Km2Prof. 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”
Chevron: Pozo Tuna 1-P&A sin shows
Gazprom: Pozo Coral x1P&A Con shows gas y pet
100 km
VENEZUELA
Teikoku: Pozo Atun 1 Diciembre 2009
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Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV)Mapa y Área
7
Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV)Zona Productiva
NN SS13 3/813 3/8””
69626962’’
Pay
Pay
PerlaPerla--1X1X
Base Carbonate
Miocene
RH
OZ
RH
OZ --
NPH
IN
PHI -- D
TDT
Top Oligocene Carbonate
RES
IST
RES
IST
GR
GR
10000
11000
9000
8000
7000
9 5/89 5/8””
86738673’’
Plan 7Plan 7””
~9700~9700’’
Plan TDPlan TD
1038010380’’
Objetivo Mioceno fallido (en agua)
8
Venezuela: Perla 1X (Bloque Cardón IV)Espesor impregnado
236
m
240
m
9
PARATI
TUPICARIOCA
BEM TE VI
SPS-51 CARAMBA
RJS-652 JUPITER
En 2007 descubrimiento CARIOCA. Estimación de recursos recuperables 765 Mboe
GUARA
En 2008 se perforó GUARÁ . Recursosrecuperables superiores a 1,2 Bboe
Iara
Tested Wells
No Tested Wells
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
Testing ongoing
Drilling
ABARÉ OESTE
IGUAZÚ N.
Brasil : Bloque BM-S-9. 4 descubrimientos: Guará(2008) y Carioca (2007), y Abaré Oeste e Iguazú (2009),
Petrobras (45%), BG (30%), Repsol (25%)
10
Brasil : Bloque BM-S-9. Descubrimientos y prospectos
CARIOCA
ABARE GUARA
VI
IGUAZU N
ABARÉ W IGUAZU COMPLEX
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Brasil : Piracucá-Pialamba (bloque BM-S-7)
ÁREA DO 3D
Petrobras 63% (op) & Repsol 37%
Piracucá/Pialamba
12
• 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 SantonienseSuperior. 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 126800 m3/d de gas
• El 18 de Septiembre se presentó a la ANP el informe final de descubrimiento del campo de Piracucá.
Brasil : Piracucá-Pialamba (bloque BM-S-7)
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Yacimientos descubiertos
Pialamba
Piracucá
Lower Santonian
Upper Santonian
14
PANORAMIXPANORAMIX
PIRACUCÁ
Brasil : Panoramix (bloque BM-S-48)Repsol 40% (Op), Petrobras 35%, Vale do Rio Doce 12,5% y Woodside 12,5%.
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Panoramix
Descubrimientos del sondeo Panoramix 1
NS
Campaniense
Santoniense Sup
Santoniense Inf
NS
Campaniense
Santoniense Sup
Santoniense Inf
El descubrimiento incorpora tres niveles productivos, dos inferiores con gas y condensado, y el superior con petróleo.
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GoM USA : Buckskin
Buckskin Dicovery(KC782 Well #1)
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 10.000 m con una lámina de agua de 2.000 m.
ObjetivoPaleogeno
ObjetivoMioceno
Bloques de Repsol
ShenziEn producción
BUCKSKIN
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LUBINA I(Permiso Exploratorio)
LUBINA II(Permiso
Exploratorio)
MONTANAZO D5
Conc. MONTANAZO D
Area: 1916,19 Ha-------------------------------------RIPSA 75.06%PETROLEUM 17.68%CEPSA 7.26%Concesión de Explotaciónotorgada en 1980 por 30 años con dos posiblesextensiones de 10 años
LUBINA I
Area: 21643.08 Ha-------------------------------------RIPSA 100%Permiso Exploratorio en vigor hasta 2011
LUBINA II
Area: 25815.24 Ha-------------------------------------RIPSA 100%Permiso Exploratorio en vigor hasta 2011
Distancia a costa = 43 km
España : Montanazo D5 y Lubina-1
BACALAO
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• El pozo Montanazo D-5 se terminó con resultado positivo en mayo de 2009. En el test de producción se alcanzaron flujos máximos de 3800 bopd de calidad 32ºAPI. Está situado en la concesión Montanazo D, vigente hasta 2010. 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 2009. 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 2011.
• 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 2014.
• 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.
España : Montanazo D5 y Lubina-1
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Bloques enSierra Leona
SL-6/07
SL-7
Sierra LeonaSL-6/07 y 7Repsol
LiberiaLB-15, 16, 17Repsol
Sondeo Venus B-1
Sierra Leona : Venus B-1
Anadarko, operador, 40%, Repsol 25%, Woodside 25% y Tullow 10%.
El sondeo perforado es un puro “wildcat”
Se trata de un “play”repetitivo a lo largo del borde de la plataforma de Sierra Leona/Liberia
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El sondeo Venus B-1 se finalizó en septiembre de 2009 con resultado positivo. En una columna de320 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.
Sierra Leona : Venus B-1
Cuerpos turbidíticos
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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.
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Merlan
Dorade
San Pierre
Thon
Turbo
Pageot
Sardine
3D
Posibles upsides
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.
Anchois discovery Thon Prospect
Gas bearing zones
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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
RECURSOSRESERVAS
•DESCUBIERTOS•RECUPERABLES •PDTES INV DESARROLLORecursos contingentes
•NO DESCUBIERTOS•RECUPERABLES
Recursos prospectivos
•DESCUBIERTOS•RECUPERABLES•DESARROLLO APROBADO•REMANENTES
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
Criterio SPEPROBADAS
Criterio SEC
RESERVAS
24
Evolución de la incertidumbre en la estimación de lasreservas a lo largo del ciclo E&P
Evaluación(Sísmica y Sondeos adicionales)Exploración Desarrollo/Producción
2 4 6 8 10 12
Reservas ÚltimaEstimación
MBOE
Sondeo descubridor
100
80
60
40
20
0
Abandonodel campo
Años
Rang
o de
Ra
ngo
de
Ince
rtidu
mbr
eIn
certi
dum
bre
Mayor Estimación (Probadas+Probables+ Posibles)
Mejor Estimación (Probadas + Probables)
Menor Estimación
(Probadas)
(Sísmica, sondeos adicionales y nueva tecnología en producción)
REC
UR
SOS
PRO
SPEC
TIVO
S
REC
UR
SOS
CO
NTI
NG
ENTE
S
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
Criterio SPEPROBADAS
Criterio SEC
RESERVAS
25
Incorporación de Recursos a Reservas (2009 Estimado).Cifras Netas Upstream a 31-dic-09 (E) (no incluye YPF)
RECURSOS CONTINGENTES
DescubiertosRecuperables
Pendientes Inversión Desarrollo
MEJORA EN EL FACTOR DE REEMPLAZO DE RESERVAS:2007: 35%2008: 65%2009: 90% (E) (a 31-dic-09)
Recursos Conting. 2009 : 505 Mboe (E)
Recursos Conting. 2008 : 355 Mboe
Recursos Conting. 2007 : 239 Mboe
Recursos Conting. 2006 : 120 Mboe
Cifras Upstream
Reservas P+P+P Upstream
(a 31-dic-08): 1.986 Mboe(a 31-dic-09): 2.053 Mboe (E)
Producción 2008: 122 MboeProducción 2009: 122 Mboe (E)
PROBADAS PROBABLES POSIBLESCriterio SPE
PROBADASCriterio SEC
RESERVAS
Reservas Probadas SEC Upstream
(a 31-dic-08): 1.067 Mboe(a 31-dic-09): 1.054 Mboe (E)
@31-dic-09 @31-dic-08
426 Mboe
241 Mboe
114 Mboe
TOTAL 2006-2009: 1.219 Mboe 781 Mboe
26
Incorporación de Recursos Contingentes Netos
YPF not included
0
100
200
300
400
500
600
2005 2006 2007 2008 2009 prelim.
mill
ion
barr
els
equi
v.
27
Proyectos de Desarrollo en 2009
BRASIL
BM-S-9PIRACUCÁ (BM-S-7)
PERÚ
ARGEL..REGGANE
BOLIVIAMARGARITA-HUACAYA
KINTERONI
28280 10 20 40 km
25%-SH18,75%25%Edison
22,50%30%RWE
33,75%45%Repsol (Operador)
Desarrollo & ProducciónExploración
Áreas de desarrollo
Argelia: Desarrollo Reggane Nord- Bloque 351c-352c
2929
Aspectos técnicos del desarrollo de RegganeInstalaciones de Superficie y línea de exportación
•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$. En el período 2008-2012 la inversión acumulada neta Repsol seráde 411 MUS$ •El comienzo de producción estáprevisto para principios de 2014 con un “plateau” de producción 100% de gas de 8 M m3/d. La producción neta Repsol sería de 9.200 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 Mboedespués de participación y aplicación del contrato de reparto de producción
KL
KLS
TIO
9 Kms (12”)
31 Kms (14”)
35 Kms (12”)
23 Kms (12”)
13 Kms (12”)
SLI
RG
AZ
34 Kms
19 Kms (12”)
10 Kms (12”)
35 Kms (14”)
GOSP
Manifold
Trunkline
Manif. 1
Manif. 2
KL
KLS
TIO
9 Kms (12”)
31 Kms (14”)
35 Kms (12”)
23 Kms (12”)
13 Kms (12”)
SLI
RG
AZ
34 Kms
19 Kms (12”)
10 Kms (12”)
35 Kms (14”)
GOSP
Manifold
Trunkline
Manif. 1
Manif. 2
Antena de 95 km
GR 5Export Line
Planta de tratamiento de gas
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•A 50 Km del yacimiento de gas y condensado de Camisea.
•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.
Perú: Desarrollo temprano descubrimiento Kinteroni
Repsol 53,84% (Operador) y Petrobras: 46,16%
•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 2008-2012.•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 19.000 boepd•.
KINTERONI
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Perú: Desarrollo temprano descubrimiento KinteroniInstalaciones de superficie y modelo de yacimiento
City Gate
Planta Pisco (Camisea)
Kinteroni SurWell Pad
Terminal
Ducto de NGL´s existente (Propiedad de TGP. Expansión futura)
Planta de Compresión
Línea (14 km, 16’’)
Línea (66 km, 16’’)
Se empleará la capacidad expandida de la planta de fraccionamiento existente
Se empleará la capacidad expandida
de la planta criogénica existente
Facilidadesoperadas
Facilidadesno operadas
DieselNaftaPropanoButano
NuevoMundo
Planta Malvinas(Camisea)
Kinteroni NorteWell Pad
Línea (16 km, 14’’)
• 3-pozos productores
•3-pozos productores
Ducto de Gas Seco existente (Propiedad de TGP. Expansión futura)
Segmento IIISegmento II
Segmento I
Segmento I Segmento II Segmento III
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Bolivia: Desarrollo Margarita + Huacaya (Bloque Caipipendi)
Huacaya
3
Áreas exploratorias devueltas
Lote de ComercialidadHuacaya
Campo Margarita
Margarita
Huacaya
3
Áreas exploratorias devueltas
Lote de ComercialidadHuacaya
Campo Margarita
Margarita
3
Áreas exploratorias devueltas
Lote de ComercialidadHuacaya
Campo Margarita
Margarita
25%PAE
37.5%BG Bolivia
37.5% (Operador)
Participación
Repsol
Empresa
Margarita + Huacaya Field Development PlanFase I + Fase II
0,01,02,03,04,05,06,07,08,09,0
10,011,012,013,014,015,0
Ene-
10Ab
r-10
Jul-1
0O
ct-1
0En
e-11
Abr-
11Ju
l-11
Oct
-11
Ene-
12Ab
r-12
Jul-1
2O
ct-1
2En
e-13
Abr-
13Ju
l-13
Oct
-13
Ene-
14Ab
r-14
Jul-1
4O
ct-1
4En
e-15
Abr-
15Ju
l-15
Oct
-15
Mm
3d
Development Base case Acceleration of the phase II
Aceleración de Fase II
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 Q2 2012 y un plateau final de 14 Mm3d (Fase II) a alcanzarse a inicios del Q2 2013 Estos volúmenes adicionales tienen como destino principal el mercado argentino.
33
Desarrollo Margarita + Huacaya
•La Inversión neta Repsol en el período 2008-2012 es de 334 MUS$. La inversión neta prevista hasta el comienzo de la fase I es de 230 MUS$.•La producción neta Repsol sería de 19000 boepd de gas mas líquidos asociados en 2014.•Las reservas totales a desarrollar son de 2,7 TCF de gas más 96 Mbbl de líquidos que equivalen a unas reservas netas Repsol de 84 Mboe después de participación y aplicación del contrato
• Las actividades a ejecutarse a nivel de Subsuelo son:
• Fase I• Recompletación pozo HCY X1(D)• Adquisición Sísmica 3D Norte de Huacaya• Perforación pozo piloto de inyección de agua
• Fase II• Workover MGR X1• Perforación de 3 pozos en MGR (5000 m)• Perforación de pozos de mantenimiento de
plateau en HCY (5000 m)• Workovers según se requiera• Perforación pozos de inyección de agua
• Las actividades a ejecutarse a nivel de Superficie son:
• Fase I• Planta Central de Procesos (6Mm3d)• Infield Header• Sistema de Recolección• Sistema de Exportación
• Fase II• Planta Central de Proceso (6Mm3d)• Planta de Tratamiento de Agua
34
Plan de desarrollo de Piracucá: Objetivos productoresSantoniense Superior + Santoniense inferior
Pialamba
Piracucá
Lower Santonian
Upper Santonian
Piracucá 2
(exploratorio)
Piracucá 3
pre-desarrollo
Pialamba
Piracucá
Lower Santonian
Upper Santonian
La Inversión neta Repsol previa al comienzo de la producción es de 490 MUS$. En el peridod2008-2012 la inversión es de 120 MUS$. El comienzo de producción está previsto para mediados de 2015 con un “plateau” de producción 100% de gas de 1,6 M m3/d y 19.000 bopd. La producción neta Repsol sería de 20.000 boepd
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Estructuras Bloque BM-S-9 BrasilDesarrollo acelerado Guará Sur
CARIOCA
ABARE GUARA
VI
IGUAZU N
ABARÉ W IGUAZU COMPLEX
36
Shuttle tanker
•Converted FPSO•Spread-moored•Oil Process: 120,000 bopd•Water Process: 120,000 bwpd•Liquid Process: 150,000 blpd•Gas export: 3.5 M m3/day•Oil Storage: ~ 2 M bbl•Gas injection: 3 M m3/d
•One riser per well – (No manifold)
• Riser configuration is to be defined in 2010
• 7 Producers (Black)• 2 Gas Disposal (Yellow)
•Gas exported to shore via the Tupi-MXL trunk line
Desarrollo Acelerado Bloque BM-S-9 BrasilGuará Sur
DESARROLLO ACELERADO GUARÁ SUR
GUARÁ NORTE
37
Desarrollo Acelerado Bloque BM-S-9 BrasilGuará Sur
•El desarrollo de Guará Sur incluye la perforación de 7 pozos de desarrollo •La Inversión neta Repsol previa al comienzo de la producción es de 484 MUS$ toda ella dentro del periodo 2008-2012.•El comienzo de producción estáprevisto para principios de 2013 con una producción 100% de 120.000 bopdmás 2,8 Mm3/d. La producción neta Repsol sería de 34.500 boepd.
Petrobras Petrobras OpOp (45%) , BG (30%) y Repsol (25%)(45%) , BG (30%) y Repsol (25%)
38
SG101
Shenzi TLP
Marco Polo TLP
K
C
B
SG102SB102
SB202SB204
SK101
SC104SK102
SB203
SC102
GSG103
SG104
Area sancionadapara Desarrollo
GoM USA: Campo ShenziPozos de desarrollo actuales @ Sep 2009
3939Shenzi Project Update
9,800 ft
3,000 m
10,300 ft
3,140 m
8,600 ft2,620 m
4,380 ft1,335 m
• 1.335 m de profundidad de agua
• 7.924 m de profundidad total
GoM USA: Campo ShenziSistema de producción de Shenzi
• Inicio de producción: marzo 2009• Participación de Repsol del 28% . Inversión neta en el periodo 2008-2012: 1120.5 MUS$
40
GoM USA: Campo ShenziProducción en la Shenzi TLP
Oil
Prod
uctio
n (s
tb/d
ay)
Gas
Pro
duct
ion
(msc
f/day
)
Inicio compresión y primerasventas de gas
Alcanzados 100,000 bopd
Finalizado el comisionado
Optimización instalacionesy alcanzados 130,000 bopd
Compresión dual y Alcanzados 140,000 bopd
Adicionalmente hay una producción de aprox. 8000 boepd del Manifold K que se evacuan a través de la TLP del campo Marco Polo
41
GoM USA: Campo ShenziPrimeras 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 150000 boe/dia entre la producción de la TLP de Shenzi (ManifoldsB, 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.
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, 1ro postsalino, 2do presalino en 2011). Preparación del próximo sondeo en Cuba.
•Aumento de base de datos sísmica para nuevo Dominio Minero
43
• Interpretación del reprocesado sísmico PSDM.
• Perforación Guará Norte (4Q 2009 – 1Q 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 2010-1Q 2011
Brasil : Bloque BM-S-9 - Actividades futuras
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Appraisal Guará Norte
Guará N
1 Km
Guará Norte
Guará
MAPA ESTRUCTURAL A LA BASE DE LA SAL
Perspectiva 3D
N
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Appraisal Carioca Norte
Carioca N
Carioca N
Carioca
Carioca Norte
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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 2010-1Q 2011•Completación de Carioca (80 dias)•Conexión FPSO y EPR•Inicio de la producción previsto para el 21/11/10
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Brasil BMS-48 (Block 673)Descubrimiento de Panoramix. Programa de Appraisal
NS
Campaniense
Santoniense Sup
Santoniense Inf
NS
Campaniense
Santoniense Sup
Santoniense Inf
Sondeo descubridor
(Panoramix 1X)
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
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Top Lower Campanian
Top Lower Santonian
Top Upper Santonian
Panoramix Panoramix
Panoramix
Appraisal 1
Appraisal 1
Appraisal 1
Appraisal Panoramix 2 y 3 Objetivos pricipales
Appraisa 2l
Appraisal 2
49
Actividad 2010 en Piracucá
Pialamba
Piracucá
Lower Santonian
Upper Santonian
Se completarán dos sondeos, uno de pre-desarrollo y el segundo con carácter exploratorio al bloque bajo
Piracucá 2
(exploratorio)
Piracucá 3
pre-desarrollo
Pialamba
Piracucá
Lower Santonian
Upper Santonian
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Buckskin Appraisal #1 (KC 872)
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 estructuraprobada por Buckskin #1
Spud estimado: Febrero 2010Taladro: Transocean’s Clear Leader
drillship
•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
5151‹fname›
Buckskin Appraisal – Impacto de Pozos
Área Sur30% de Recursos Totales
Área Norte70% de Recursos Totales
upside
Buckskin 1 Buckskin appraisal
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CARDON IV: Paso a 3ª Fase Exploratoria ( Sondeo Perla 2X)Yacimiento Perla – Plan adicional de Delineación
Cardon IV Block
Perla-2X
Perla-1X
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ACTIVIDAD EXPLORATORIA 2010 CUENCAS DE CAMPOS Y ESPIRITO SANTO
Brazil
SOUTHAMERICA
BM-ES-29 ( Repsol 40% Statoil 30% Ecopetrol 30%)Prospecto: MALBECInicio: 3/2010
CUENCA DE ESPIRITO SANTO
CUENCA DE CAMPOS
BLOQUES OPERADOS
BLOQUES NO OPERADOS
Albacora Leste (Petrobras 90% Repsol 10%)Prospecto: CREAL BInicio: 3/2010
BM-C-33 (Repsol 50% StatoilHydro 50%)Prospecto: SEATInicio: 10/2009
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Asterix ITABORAI
PEPE
Pozos Repsol PA2010
ACTIVIDAD EXPLORATORIA 2010 CUENCA DE SANTOS
Brazil
SOUTHAMERICA
Piracucá BB
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Norte de ÁfricaLimitado dominio minero disponible y rentabilidad de los nuevos proyectos debido a los nuevos términos contractuales
Latinoamérica NorteInestabilidad fiscal (Venezuela, Ecuador, Bolivia)Trinidad: discreto potencial disponible; Perú: buen dominio minero con alto potencial de futuroColombia: oportunidades con potencial limitado.Cuba, Guyana y Surinam: evaluando su potencial. Buena posición estratégica en caso de éxito.
Áreas Estratégicas Tradicionales
… dificultades para seguir creciendo
Áreas de Crecimiento a medio-largo
plazo….
Áreas Estratégicas Upstream. Búsqueda de Nuevo Dominio Minero
Nuevas Áreas Estratégicas … oportunidades
Golfo de México-USABloques de alto potencial obtenidos en las rondas exploratorias 205 y 206Mercado muy activo con oportunidades de entrada en nuevos proyectos. Elevado conocimiento técnico de esta área: Proyecto Caleidoscopio
BrasilSegunda 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)
•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
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Captura y Almacenamiento CO2
Proyecto VISION CO2
≈800 m
•A partir de unos 800 m, el CO2 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. •Dichas propiedades del CO2confinado hacen posible determinar con nuevos métodos sísmicos quézonas lo contienen y la extensión de las zonas inyectadas con CO2
Seguimiento
Pozo deinyección
Sello
CO2
Falla
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Captura y Almacenamiento CO2: Proyecto VISION CO2
Selección de EmplazamientosSelecciSeleccióón de n de
EmplazamientosEmplazamientos
CaracterizaciónCaracterizaciCaracterizacióónn
Diseño yConstrucción
DiseDiseñño yo yConstrucciConstruccióónn
Inyección de CO2InyecciInyeccióón de CO2n de CO2
Post OperaciónPost OperaciPost Operacióónn
•• ObtenciObtencióón de imn de imáágenes fiables del subsuelo para la seleccigenes fiables del subsuelo para la seleccióón n de emplazamientos eficaces y segurosde emplazamientos eficaces y seguros
•• LocalizaciLocalizacióón de trampas en estructuras geoln de trampas en estructuras geolóógicas complejasgicas complejas
•• SimulaciSimulacióón del complejo de almacenamiento, n del complejo de almacenamiento, caracterizacicaracterizacióón de la seguridad, sensibilidad y riesgos. n de la seguridad, sensibilidad y riesgos.
•• Modelado geolModelado geolóógico estgico estáático y dintico y dináámico: calculo de mico: calculo de incertidumbres del modelo, seguridad, sensibilidad y incertidumbres del modelo, seguridad, sensibilidad y riesgos.riesgos.
•• AnAnáálisis de riesgos (exposicilisis de riesgos (exposicióón y efectos) a corto y largo n y efectos) a corto y largo plazoplazo
•• Plan de seguimiento: Plan de seguimiento: monitorizacimonitorizacióón, actualizacin, actualizacióón de los n de los modelos de simulacimodelos de simulacióón, fase postn, fase post--cierrecierre
•• MonitorizaciMonitorizacióón y verificacin y verificacióón de los n de los modelos y riesgos a corto y largo modelos y riesgos a corto y largo plazo. Criterios de seguimientoplazo. Criterios de seguimiento
El Proyecto prevé una inversión de 40 M€, 17,5 M€ netos Repsol para el periodo 2009-2012 con la participación de Repsol, IBM, BSC, CSIC y otras entidades
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•Evolución de la inyección de CO2 en el Pozo de Sleipner, Noruega
Arts et al. 2004
Proyecto VISION CO2
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.
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Cumplimiento Proyectos Estratégicos PE 2008-2012
Downstream GNLUpstream
Regganne Nord
L27NC186A BD
J K
GC
I/R H
NC115Down-stream
Up-stream
GNL ECUADOR
Inversiones totales en los grandes proyectos y exploración: 12.300 M€Alta tasa de retorno esperada en los grades proyectos: TIR > 15%
Perú LNG400 M€
Cartagena (España)3.200 M€
Canaport (Canadá)300 M€
Sines (Portugal)850 M€
GK/Shenzi (GoM)700 M€
Regganne (Argelia)450 M€
Libia I/R100 M€
Carioca (Brasil)500 M€
Exploración575(1) M€pa
Bloque 39 (Perú)350 M€
Bilbao (España)700 M€
x Inversión 2008-2012
(1) No incluye 1.900 M€ en inversiones de desarrollo asociadas a descubrimientos exploratorios Reemplazado por Kinteroni(Perú) y Margarita-Huacaya(Bolivia)
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Cumplimiento Proyectos Estratégicos PE 2008-2012
2.650 M€2.875 M€EXPLORACIÓN
4.632 M€4.975 M€TOTAL
337 M€ (KINTERONIMARGARITA+HUACAYA)
350 M€BLOQUE 39
618 M€ (Sólo Guará)500 M€ (Sólo Carioca)BLOQUE BM-S-9
87 M€100 M€I/R
276 M€450 M€REGGANE
664 M€700 M€SHENZI
INV 2008-12 (M€)INV PE2008-12 (M€)PROYECTO
Real 2008, UPA Sept 2009, PA 2010 y estimación 2011 y 2012
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El PE 2008-2012 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 2008-2012 es de 8760 M€ con el desglose siguiente:•Proyectos clave y Exploración: 4632 M€•Inversiones desarrollo adicionales y mantenimiento campos actuales: 4128 M€
Cumplimiento Proyectos Estratégicos PE 2008-2012
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CONCLUSIONES
• La actividad de Upstream se mantiene dentro de los parámetros previstos en el PE 2008-2012, 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.
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