3er Congreso de Producción IAPG Mesa de Reservas 20 de septiembre de 2006.

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1 3er Congreso de Producción IAPG Mesa de Reservas 20 de septiembre de 2006

2 Usuarios de la información de Reservas Organismos Gubernamentales: para establecer políticas relacionadas con el manejo de los recursos. Industria: para el gerenciamiento de los procesos de negocios de Exploración y Producción. Accionistas: para controlar y orientar sus inversiones Necesidad de definiciones comunes y consistentes. Estas definiciones son “dinámicas” evolucionan junto con las tecnologías que se van incorporando.

3 Clasificación de Recursos - Antecedentes 1987: La Society of Petroleum Engineers (SPE) y el World Petroleum Congresses (WPC), trabajando independientemente, desarrollaron definiciones de reservas conceptualmente similares. 1997: La SPE y el WPC aprueban en forma conjunta las “SPE / WPC Petroleum Reserves Definitions”. Todavía subsistían algunas limitaciones, fundamentalmente la no consideración de la totalidad de la base de recursos. 2000: La SPE y el WPC en conjunto con la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) aprueban en forma conjunta las “SPE / WPC / AAPG Petroleum Resources Classification and Definitions”.

4 Principales Definiciones Reservas: cantidades de petróleo comercialmente recuperables en el futuro, desde acumulaciones conocidas a partir de una determinada fecha. Recursos Contingentes: cantidades de petróleo que podrían recuperarse en el futuro, desde acumulaciones conocidas pero actualmente no son comercialmente recuperables Recursos Prospectivos: cantidades de petróleo que podrían recuperarse en el futuro desde acumulaciones no descubiertas Reservas Probadas: cantidades de petróleo que a partir del análisis de datos de geología e ingeniería, puede estimarse con razonable certeza, que serán comercialmente recuperables en el futuro desde reservorios conocidos bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales.

5 Condiciones Económicas Actuales Las “Condiciones Económicas Actuales” consideran: Precios Costos de Desarrollo Costos Operativos Obligaciones Contractuales Procedimientos Corporativos Regulaciones Gubernamentales (Impuestos, regalías, retenciones etc.) puede considerarse el promedio dentro de un período reciente (consistente con el objetivo de la estimación)

6 Petróleo Original “In Situ” (POIS) - Total POIS Descubierto No Comercial Sistema de Clasificación de Recursos POIS no Descubierto Comercial Producción Reservas Probadas Probadas + Probables Probadas + Probables + Posibles P50P90P10 Recursos Contingentes No Recuperable P50P90P10 Recursos Prospectivos Rango de Incertidumbre Madurez

7 Evolución de los Proyectos Prospecto Exploración Recursos Prospectivos Play/ Lead  Sísmica  Estimación de Recursos Prospectivos  Perforación exploratoria  Interpretación y Análisis de Resultados Delimitación Inmaduro Maduro para decisión de desarrollo Recursos Contingentes  Perforación de avanzada  Estimación de recursos  Interpretación y Análisis de Resultados  Estudios de factibilidad Desarrollo Producción Plan de Desarrollo En Desarrollo En Producción Reservas  Plan de Desarrollo  Estimación de Reservas  Construcción de instalaciones  Perforación de Desarrollo  Reparación de pozos  Recuperación Secundaria  Recuperación asistida INVERSIONESRIESGO Tiempo

8 Incertidumbre en la estimación Probadas Probadas+Probables Probadas+Probables +Posibles P90 P50 P10

9 Petrobras en Argentina - Areas de Producción Santa Cruz I Santa Cruz II Puesto Hernández Medanito - Jagüel de M. Bajada del Palo Aguada de la Arena Rio Neuquén Entre Lomas Sierra Chata El Mangrullo Aguaragüe El Tordillo Atamisqui Tupungato Operadas No Operadas

10  Las actividades de Petrobras como operador de áreas de exploración y producción en Argentina, comenzaron en el año 2003 cuando se concretó la adquisición de las empresas Pecom Energía S.A. y Petrolera Santa Fé S.A. Como producto de esa transacción, se obtuvo una cartera de activos en producción en su casi totalidad maduros.  A partir de ese momento se incrementaron las actividades y consiguientemente las inversiones con el fin de amortiguar la declinación de los campos maduros e incrementar la producción.  Se impulsó a la exploración como principal vehículo para la reposición de las reservas y para el incremento de su producción. Petrobras en Argentina

11 Estos esfuerzos han comenzado a dar sus resultados:  Santa Cruz I: Desde comienzos del corriente año se incrementó en 1 MMm3/d la producción de gas en Santa Cruz I, a partir del desarrollo de yacimientos ubicados en el sector norte del área.  Se contruyeron instalaciones de captación, tratamiento, compresión y una red de 170 km de ductos.  Se inició la campaña de perforación que totalizará 50 pozos de desarrollo.  Medanito – 25 de Mayo: Durante el mes de junio se alcanzó una producción superior a los 3 Mm3/d de petróleo y 0.9 MMm3/d de gas, que se ubica en los máximos niveles de los últimos 25 años.  La revisión de modelos geológicos permitió nuevas posibilidades de desarrollo mediante actividades de perforación, y optimización de técnicas de estimulación y extracción. Petrobras en Argentina

12 Nuevos Desarrollos:  El Mangrullo : en proceso de desarrollo para iniciar la producción en el 2007 con 1 MMm3/d de gas:  Se realizaron perforaciones con el fin de delimitar los yacimientos y evaluar el potencial de producción.  Se están construyendo instalaciones de captación, tratamiento, compresión y un gasoducto de exportación de 12” con una longitud de 70 km. Petrobras en Argentina Considerando los proyectos de Santa Cruz I y El Mangrullo se estará incrementando la producción de gas en 2 MMm3/d. El Mangrullo Medanito 25 de Mayo Adicionalmente se están desarrollando estudios, como así también actividades de reparación, profundización y perforación con el fin de establecer la factibilidad de producción de gas en reservorios “tight”, en profundidades superiores a los 3000 m.

13 Acuerdo con la Provincia de Santa Cruz: Durante el pasado mes de agosto se firmó un acuerdo con la Provincia de Santa Cruz para explorar y desarrollar los yacimientos gasíferos de Glencross y Ea Chiripá: Este proyecto será desarrollado en conjunto por Petrobras (87%) y la empresa provincial Fomicruz (13%). Petrobras aportará la totalidad de los fondos para la exploración. A partir del inicio de producción Fomicruz reembolsará su participación del 13%.  Prioridad de contratación de mano de obra y proveedores locales  Hasta un 60% del gas producido, se destinará a proyectos en la provincia Petrobras en Argentina La infraestructura necesaria, en caso de iniciarse el desarrollo de Glencross, incluye la construcción de un gasoducto de 200 km de longitud para conectarse con el Gasoducto General San Martín. Glencross Ea. Chiripá

14 Exploración Offshore – Bloques E1 y CCM2 En enero del corriente año se firmó un acuerdo para constituir un consorcio para la exploración, desarrollo y explotación de hidrocarburos en los Bloques E1 y CCM2 en el Mar Argentino, con profundidades que oscilan entre 200 y 3000 m.  Integrantes del Consorcio: Enarsa (35%), Repsol YPF (35% operador), Petrobras (25%) y Petrouruguay (5%).  Repsol YPF, Petrobras y Petrouruguay aportarán los fondos para la exploración. En caso de éxito Enarsa aportará su participación del 35% Petrobras en Argentina Actividades: 1000 km2 de sísmica 3D Perforación de un pozo exploratorio

15 Exploración Offshore – Bloque E3, fracciones 1 y 2 (ex CAA1 y CAA 8)  En septiembre del corriente año se firmó un acuerdo para constituir un consorcio para la exploración, desarrollo y explotación de hidrocarburos en el Bloque E3 ubicado en el talud de la plataforma continental con profundidades que oscilan entre 200 y 3000 m.  Integrantes del Consorcio: Enarsa (35%), Petrobras (35% operador) y Repsol YPF (30%).  Repsol YPF y Petrobras aportarán los fondos para la exploración. En caso de éxito Enarsa reembolsará su participación del 35%. Petrobras en Argentina Actividades: 7.200 km de aerogravimetría y magnetometría, 2.000 km de sísmica 2D, 500 km2 de sísmica 3D, perforación de 1 pozo exploratorio