visita a río de janeiro noviembre...

© 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

4

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)

5

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

6

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

11

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)

13

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%.

15

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.

16

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

17

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

18

• 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

19

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

20

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

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.

22

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

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

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



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

30

•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

31

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



Campo Margarita

Margarita

3



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

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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

35

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

44

Appraisal Guará Norte

Guará N

1 Km

Guará Norte

Guará

MAPA ESTRUCTURAL A LA BASE DE LA SAL

Perspectiva 3D

N

45

Appraisal Carioca Norte

Carioca N

Carioca N

Carioca

Carioca Norte

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 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

52

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)

60


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€


62

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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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 (www.repsol.com). También pueden obtener esta información directamente de la SEC llamando al número 1-800-SEC-0330 o consultando la Web www.sec.gov. 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 2010.

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