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• Soledad Alanoca

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ANTECEDENTES DE LA CREACION DE ANDINA SOCIEDAD ANONIMA. La Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima, es el resultado de la conversión de Andina S.A.M., una de las dos empresas en que fue dividido el sector de exploración y producción de YPFB, en el marco de proceso de Capitalización de las principales empresas del Estado Boliviano. El 10 de abril de 1997 Andina S.A.M. fue convertida en Sociedad Anónima y capitalizada por el consorcio de empresas argentinas: YPF S.A. Perez Companc S.A. y Pluspetrol Bolivia Corporation, conformando Andina Corporation, cuya oferta económica de US$ 264.777.021 para la suscripción de 6.719.760 acciones (50% restante del paquete accionario), duplico el valor de las mismas, dando así comienzo a las operaciones de Andina S.A. La participación en la Sociedad Suscriptora “Andina Corporation” (considerando lo sucedido en febrero de 2001, cuando en el marco de un intercambio de activos con Repsol) YPF S.A. (Argentina), con efectos económicos a partir del 1 de enero de 2001, Perez Companc International S.A. (Bolivia) y Pluspetrol Bolivia Corporation cedieron su tenencia accionaria del 40,5 % y 19 %, respectivamente es de un 100% de “YPF International Ltd.”, sociedad controlada por Repsol YPF Santa Cruz S-A. (Bolivia). YPFB ANDINA S.A. La empresa YPFB Andina, inicialmente suscribió Contratos de Operación con YPFB bajo la denominación de Empresa Petrolera Andina. En virtud del mandato del Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, mediante el Decreto Supremo N° 29486 de 26 de marzo de 2008, se establece el 30 de abril de 2008 como fecha límite de concluir negociaciones con los accionistas de las empresas nacionalizadas y suscribir los documentos de transferencia y acuerdos necesarios. Es así que el 30 de abril de 2008 se llegó a un acuerdo con el accionista Repsol YPF Bolivia, quien vendió a YPFB las acciones que le permitieron contar con el paquete accionario necesario para tener la mayoría de la empresa. Esta empresa en la actualidad es subsidiaria de YPFB Corporación. La sociedad suscribió 18 contratos de Operación con YPFB que actualmente tienen producción comercial y es el Prestador del Servicio/Operador: Los Contratos de Operación suscritos son: Patujú, Víbora, Sirari, Guairuy, Rio Grande, Cobra, Yapacaní, Boquerón, Gricotá, Palacios, Amboró Espejos, Camiri, Puerto Palos, Enconada, Sara Boomerang III, Cascabel, Sara Boomerang I, La Peña-Tundy. En los Contratos de Operación el Operador es YPFB Andina S.A. (100%). Las áreas bajo los Contratos de Operación están ubicados principalmente en el departamento de Santa Cruz, pero existen áreas también en Tarija y Chuquisaca, abarcando aproximadamente 442.875 hectáreas. La mayoría de las áreas son áreas tradicionales con excepción de Amboró Espejos Sur y Sara Boomerang I. Las características de los campos son gasíferas (Patujú, Cobra, Yapacaní, Boquerón, Gricotá Los Sauces, Palacios, Camiri, Puerto Palos, Enconada y Sara Boomerang III) y petrolíferas ( Vibora, Sirari, Guairuy, Rio Grande, Cascabel y La Peña Tundy). Todos los Contratos de Operación de YPFB Andina concluyen el año 2037.

DESARROLLO POR AÑO Los Contratos de Riesgo Compartido se encuentran comprendidos dentro del régimen de La Ley de Hidrocarburos N° 1689.

 31 de marzo de 2000 al 31 de marzo de 2001.

AREA

CONDICION

DESARROLLO BLOQUE CAMBARI

BLOQUE MONTEVERDE Y SARA BOOMERANG II AREA PROPIA CAMPO LOS SAUCES

CAMPOS ARROYO NEGRO - LOS PENOCOS

EXPLORACION Y DESARROLLO

CAMPO YAPACANI CAMPO LA PEÑA CAMPO RIO GRANDE

AREAS EN ASOCIACION

Se programó y efectuó una campaña de relevamiento sísmico 2D (provincias O’Connor y Arce del departamento de Tarija). Durante el 2 semestre de 2000 se ejecutó el levantamiento de 120 Km de registros sísmicos. Al inicio del año 2000, y luego de haber cumplido con los trabajos exploratorios programados, se devolvieron los bloques Monteverde y Sara Boomerang II, ya los prospectos detectados no presentaban evaluaciones económicas atractivas para la Compañía. El pozo Los Sauces X1 ubicado en la zona norte del Bloque Grigota ha sido perforado hasta la profundidad de 2906 m. En el bloque Sara Boomerang II se perforaron 4 pozos exploratorios de avanzada, 2 en el campo Arroyo Negro y 2 en Los Penocos, se procedió a la Declaración Comercial de ambos campos. Se perforo el pozo Yapacaní - 18D con resultado exitoso. Se perforaron 4 pozos de desarrollo, 3 de los cuales resultaron exitosos. Se perforo un pozo de desarrollo.

Se concluyó la perforación de dos sondeos exploratorios, San Alberto X11 BLOQUE SAN y San Alberto - X12 ambos con ALBERTO (50% resultados satisfactorios. Se inició la participación) perforación del primer pozo de desarrollo San Alberto - 13. La perforación y evaluación del pozo BLOQUE SAN Sábalo - X1, hizo que se pusiera en ANTONIO manifiesto la existencia de un nuevo (50 % de reservorio de hidrocarburos. Se inició la participación) perforación del pozo Sábalo - X2. CAMPO Se perforaron 4 pozos exploratorios MENOR dando 3 resultados exitosos. MONTEAGUDO Monteagudo - X1001, Monteagudo (20 % de X1002, Monteagudo - X1003. participación)

BLOQUE LAGUNILLAS (20 % de participación) BLOQUE MONTERO (11,11% de participación)

Se realizó la perforación del pozo SJGX1, el sondeo resulto improductivo y se tomó la decisión de revertir el Bloque en fecha 7 de julio de 2000. Estudios 2D y 3D.

 31 de marzo de 2001 al 31 de marzo de 2002.

AREA

CONDICION

DESARROLLO

POZOS HORIZONTALES

EXPLORACION AREA PROPIA EXPLORACION Y DESARROLLO

DESARROLLO

Perforación de los pozos RGD - 76H y 77H incrementando la producción de gas en casi un 100%. Otras actividades se desarrollaron en los campos Rio Grande, La Peña y Los Sauces: la perforación y terminación de 6 pozos, 2 profundizaciones, 1 side track, 1 acondicionamiento, 1 reparación, y 24 intervenciones. En los campos del Norte: Arroyo Negro, Yapacaní, Víbora y Los Penocos se efectuaron 6 completaciones, 2 side tracks y la perforación de 1 nuevo pozo. El pozo LSC-XZ (dirigido) fue perforado hasta la profundidad de 3102 mbbp. Se ha solicitado la Declaración de Comercialidad del Campo que espera entrar en producción a mediados del año 2002. En el campo Rio Grande se perforaron 7 pozos: RG - 71, 74, 75, 76H, 77H, 79, 80, resultando exitosos. En el campo La Peña se perforaron dos pozos de desarrollo La Peña 80 y 84, con objetivos petrolíferos y resultando exitosos. En el campo Los Sauces se intervino el pozo Los Sauces N°1 para producirlo con empaque de grava.

AREAS EN ASOCIACION

En el campo Los Penocos se perforo el pozo Los Penocos N°4. En el Campo La Peña continúa la RECUPERACION inyección de agua en el área piloto SECUNDARIA comprendida por los pozos inyectores LPÑ 54, 45, 43, 53. Inauguración de la segunda planta de INSTALACIONES gas del Bloque San Alberto en enero de 2002.

BLOQUE SAN ANTONIO (50 % de participación)

BLOQUE SAN ALBERTO ( 50 % de participación)

Pozo Sábalo N°2 alcanzó los 5264 m de profundidad el 5 de septiembre de 2001. Se inició la perforación de los pozos exploratorios Sábalo N°3 (9 de diciembre de 2001) y Sábalo N°4(9 de marzo de 2002). Continúa en la fase de explotación produciendo de los pozos SAL - X9, X10, X11, X12, X13.

 31 de marzo de 2002 al 31 de marzo de 2003.

AREA

CONDICION

AREA PROPIA

EXPLORACION Y DESARROLLO

AREAS EN ASOCIACION

DESARROLLO En el campo Los Sauces fue perforado el pozo dirigido Los Sauces EXPLORACION X - 3 del 18 de mayo de 2002 al 8 de junio de 2002. 2 pozos perforados en el campo La DESARROLLO Peña LPÑ - 83 y LPÑ - 85 con resultados satisfactorios. 1 de exploración (LSC X - 3D) que resulto improductivo y 3 de desarrollo COMPLETACIONES (YPC - 19D productivo, LPÑ - 83 productivo y LPÑ 85 productivo). 12 en total, 5 en el campo Yapacaní INTERVENCIONES y 7 en el campo La Peña. Se concluyeron las instalaciones de INSTALACIONES producción y tratamiento de gas en el Bloque de San Antonio. Se concluyeron los estudios del prospecto “La Ceiba”. Se estima que el pozo La Ceiba X - 1 iniciara su BLOQUE SAN perforación en julio del año 2003. ALBERTO (50% participación) Se continuó con la explotación del campo produciendo los pozos SAL 9, 10, 11, 12, 13. BLOQUE SAN Se perforaron los pozos de ANTONIO (50 % de exploración SBL - X3 y de desarrollo participación) SBL - 4.

 31 de marzo de 2003 al 31 de marzo de 2004.

AREA EXPLORACION Y DESARROLLO

CONDICION

DESARROLLO

AREA PROPIA EXPLORACION

El 16 de octubre de 2003 se inició la perforación de un desvió lateral del pozo Cumandairenda X-1 (Bloque Camiri).

AREAS EN ASOCIACION

Se comenzaron los trabajos de construcción de camino para la perforación del pozo Castellon X - 1 (Bloque Cambari) 2 pozos perforados en el campo La DESARROLLO Peña: el pozo inyector LPÑ - 87i y el pozo de desarrollo LPÑ - 85. En el campo La Peña desde el año RECUPERACION 2000 se está desarrollando un Proyecto SECUNDARIA de Inyección de Agua. En el campo San Alberto se adelantó BLOQUE SAN la perforación del pozo San Alberto 14, ALBERTO (50% para cumplir con el requerimiento de un participación) pozo por parcela.

 31 de marzo de 2004 al 1 de abril de 2005.

AREA

CONDICION

DESARROLLO BLOQUE CAMIRI

AREA PROPIA

EXPLORACION Y DESARROLLO

AREAS EN ASOCIACION

BLOQUE CAMBARI

Se concluyó con la perforación del pozo Cumandairenda X - 1. Abandonado a 4739,7 m por pérdida masiva de fluido de perforación el 28 de agosto de 2004 y el bloque devuelto a YPFB. En fecha 1 de marzo de 2004 se inicia la perforación del pozo Castellon X - 1. Alcanzo una profundidad de 1685 m constatando la presencia de aguas de formación en las areniscas objetivo motivo que en fecha 25 de julio de 2004 se efectuó el abandono de pozo.

Determinaron la devolución del Bloque Cambari. En el campo La Peña desde el año 2000 se está desarrollando un Proyecto RECUPERACION de Inyección de Agua. Se perforaron un SECUNDARIA total de 19 pozos productores y 13 de ellos afectados por el programa. Se adecuo la planta de tratamiento de gas, a su vez se incorporó el pozo SAL14. BLOQUE SAN ALBERTO (50% Durante la gestión 2014 se participación) confeccionaron modelos de simulación numérica para los campos San Alberto y Sábalo. Se elaboró la propuesta para la BLOQUE SAN perforación del pozo SBL - 5, dándose ANTONIO (50% inicios a los trabajos de camino y participación) planchada.

 1 de abril de 2005 al 31 de marzo de 2006. En virtud de la Ley 3058 los hidrocarburos ya no son clasificados, a efectos tributarios, en existentes y nuevos, por lo que la totalidad de la producción fiscalizada en boca de pozo, para regalías y participaciones, es gravada con un 18% para todos los hidrocarburos sin distinción, al mismo tiempo que se establece una alícuota del 32% por concepto de Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que también grava la producción de todos los campos operados y no operados por la Sociedad. En cumplimiento de esta nueva obligación, las erogaciones realizadas por Andina, al Tesoro General de la Nación (TGN), YPFB y a los Departamentos productores de hidrocarburos, por concepto de regalías y participaciones, así como las erogaciones realizadas al Servicio de Impuestos Nacionales, por concepto de IDH, constituyen el principal componente de los costos registrados por la compañía durante el periodo 1/abril/2005 al 31/marzo/2006, alcanzando, en conjunto, a 315 millones de dólares americanos. Es decir, un 139 % más que lo erogado por Andina en el ejercicio anterior.

AREA

CONDICION

AREA PROPIA

DESARROLLO En las áreas de operación propia, la compañía mantiene, a la fecha, los Bloques Exploratorios: Amboró/Espejos, Sara Boomerang I y Sara Boomerang III, los cuales, debido a situaciones ajenas a Andina, se encuentran bajo declaratoria de “Fuerza Mayor” en el marco de los Contratos de Riesgo Compartido (CRC), desde el año 2001 Amboró/Espejos y desde el 2003 Sara Boomerang I y Sara Boomerang III, no habiéndose realizado por esa causa actividad alguna de exploración durante el ejercicio. Los restantes seis bloques, de los nueve inicialmente adjudicados a la compañía en 1997, fueron progresivamente devueltos al Estado, luego de que la persistente acción realizada a través de geología de superficie, sísmica y la perforación de pozos exploratorios no arrojara resultados positivos.

EXPLORACION Y DESARROLLO

BLOQUE SAN ALBERTO AREAS EN ASOCIACION

BLOQUE SAN ANTONIO

En este bloque, con un área de exploración de 14.011,4 hectáreas equivalente a 5,6 parcelas-, no existen compromisos pendientes hasta la fase cinco del segundo periodo exploratorio que concluye en octubre de 2008. Pese a ello, en los últimos dos años se ejecutó la reinterpretación sísmica 2D de la estructura somera desarrollada en areniscas del Carbonífero, susceptibles de almacenar hidrocarburos líquidos, cuya perforación inicialmente programada para el segundo semestre de 2006 fue finalmente suspendida. En el bloque San Antonio, además del campo Sábalo en actual explotación, no se han definido nuevos prospectos. Los shows de hidrocarburos detectados durante la perforación de los pozos Sábalo N° 3 y N° 4 alentaron la

BLOQUE MONTEAGUDO

posibilidad de perforar al norte de este último, un pozo somero para investigar las areniscas de la formación Iquiri, productora de petróleo en otros campos del subandino boliviano. La realización de este proyecto continúa en fase de evaluación de los datos del reprocesamiento de la sísmica 2D adquirida años atrás y la información del pozo Sábalo N° 5 en actual perforación. En el bloque Monteagudo, donde Andina S.A. es titular junto con las empresas Repsol YPF E&P Bolivia, Petrolex y Petrobras Bolivia S.A., en el Contrato de Riesgo Compartido del mismo nombre, se realizó la reinterpretación sísmica 3D adquirida anteriormente en este bloque, con el objeto de investigar la Formación Huamampampa con un pozo exploratorio profundo. La decisión quedó supeditada a los resultados que surjan de la perforación que están realizando otras compañías, para estos mismos objetivos, en áreas vecinas.

 1 de abril de 2006 al 31 de marzo de 2007. NUEVOS CONTRATOS. En el marco de lo establecido por la Ley de Hidrocarburos N° 3058 promulgada en mayo de 2005 y luego de un periodo de negociaciones, la Empresa Petrolera Andina S.A., firmo el 28 de octubre de 2006, los Contratos de Operación dentro del proceso del migración de Contratos de Riesgo Compartido vigentes hasta entonces. Los 21 Contratos de Operación firmados por Andina S.A. fueron posteriormente aprobados por el Congreso de Bolivia habiéndose promulgado las respectivas Leyes de la Republica para cada uno de ellos.

AREA

CONDICION

DESARROLLO Las áreas exploratorias aun retenidas por la compañía son: Amboró Espejos, Sara Boomerang I y Sara Boomerang III.

AREA PROPIA En Camiri Guairuy se efectuaron trabajos de reinterpretación sísmico - estructural, tratando de definir un proyecto de exploración a objetivos profundos. EXPLORACION Y DESARROLLO

BLOQUE SAN ALBERTO AREAS EN ASOCIACION BLOQUE SAN ANTONIO

En el campo San Alberto en abril de 2006 se concluyó la intervención del SAL - X12 donde se realizó un cambio de arreglo de producción. Durante la gestión continúo la perforación del pozo SBL - 5 confirmando la continuidad de los reservorios productores.

 1 de abril de 2007 al 31 de marzo de 2008. Resultado del período. La utilidad de operaciones obtenida por Andina S.A. al 31 de marzo de 2008 fue de 249,3 millones de dólares, superando el resultado obtenido en la gestión 2007 que fue de 37,6 millones de dólares. La entrada en vigencia de los Contratos de Operación a partir del 2 de mayo de 2007 fue el hecho más significativo del período y tuvo un efecto favorable en el resultado debido a la no aplicabilidad a partir de dicha fecha, de la participación adicional de YPFB del 32% sobre el valor de los Hidrocarburos producidos en San Alberto y San Antonio (Sábalo), campos en los cuales la sociedad tiene un 50 % de participación. Dicho valor acumulado al 31 de marzo de 2007 alcanzó a 190,7 millones de dólares (sin actualizar).

Durante el ejercicio se realizaron operaciones de workover en el pozo LSC-X1 del campo Los Sauces, ubicado en el bloque Grigota. También se intervino sin equipo el pozo VBR-18LL habilitando producción el tramo 3505- 3512 metros de la formación Sara (Devónico). EXPLORACION Y DESARROLLO

AREAS OPERADAS POR LA SOCIEDAD

Durante la gestión Abril 2007 / Marzo 2008 se realizaron las revisiones integrales en fase de visualización de los campos Víbora, Sirari, Yapacaní, Cobra, Palacios, Patujú, Boquerón, Puerto Palos, Enconada y Cascabel pertenecientes al Bloque Sara Boomerang y el campo Río Grande del Bloque Grigota, con el objeto de definir su potencial productivo, incrementar reservas y rehabilitar producción. Una vez concluida esta etapa comenzó la planificación de la Fase de Conceptualización de los escenarios visualizados.

AREAS NO OPERADAS POR LA SOCIEDAD

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

En el Activo San Antonio el hecho más relevante del año 2007 ha sido la perforación y terminación del pozo SBL5DH. En línea con los nuevos Contratos de Operación firmados en Mayo de 2007, se ha actualizado el Plan de Desarrollo en consenso con los socios y con YPFB. Entre los Trabajos, ejecutados por Andina, se realizaron los estudios que permitieron actualizar el Modelo de Simulación de la Estructura San Alberto, fundamental para optimizar, validar y minimizar riesgos de las propuestas del operador para el Desarrollo del Campo.

 1 de abril de 2008 al 31 de marzo de 2009. RESUMEN. El 26 de marzo de 2008 el Gobierno Boliviano emitió el Decreto Supremo N° 29486, por el cual se establecía el 30 de abril de 2008 como fecha definitiva para concluir negociaciones, suscribir documentos de transferencia y acuerdos necesarios, para la adquisición de las acciones conforme lo dispuesto en el artículo 7 del Decreto Supremo N° 28701. En cumplimiento a los Decretos Supremos Nros. 28701 y 29486, en fecha 30 de abril de 2008 se suscribió un Contrato de Compra Venta de Acciones entre YPFB y Repsol YPF Bolivia S.A., mediante el cual ésta última transfirió 145.162 acciones de su propiedad en la YPFB Andina S.A. en favor de YPFB. Posteriormente, mediante Junta General Extraordinaria de Accionistas efectuadas en fecha 19 de mayo y su continuación el 05 de junio de 2008, los accionistas de la Sociedad aprobaron el cambio de la denominación social de Empresa Petrolera Andina S.A. por YPFB Andina S.A. En fecha 15 de octubre de 2008, se procedió a la suscripción del Acuerdo de Accionistas entre YPFB y Repsol YPF Bolivia S.A. para regular la administración, funcionamiento y gobierno de YPFB Andina S.A.. En el periodo 1/04/2008 a 31/03/2009 se realizaron actividades de Intervenciones (ISE / WO), Elaboración del Plan Anual 2009, Estudios de Revisión Integrales de los Reservorios y Estudios de Reactivación de producción o abandono de pozos cerrados.

EXPLORACION Y DESARROLLO

AREAS OPERADAS POR Los trabajos de Workover que se realizaron son: RGDLA SOCIEDAD 77H, RGD-76H, RGD-12st, VBR-19 y YPC-12. Las actividades de Perforación se enmarcaron en los programas de trabajo para el incremento de la producción de los diferentes campos operados por la Empresa.

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

AREAS NO OPERADAS POR LA SOCIEDAD

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

El Plan de Desarrollo aprobado contempla, principalmente, la perforación de tres pozos adicionales (SAL-15, SAL-17, y SAL-16) y de un reentry (SAL-X11re).

En el Activo San Antonio, uno de los hechos más relevantes del año 2008 ha sido la puesta en producción del pozo SBL-5 (24 de abril de 2008) que ha permitido tener mayor capacidad de producción del campo. El Plan de Desarrollo aprobado contempla, principalmente, la perforación de tres pozos adicionales (SBL-7, SBL-8in, y SBL-6) y la ampliación de la capacidad de proceso de la planta de Gas de San Antonio con un tren de proceso adicional de 6,8 MMm3d.

 1 de abril de 2009 al 31 de marzo de 2010.

Proyecto Sararenda El proyecto más importante de YPFB Andina S.A. es la perforación del pozo exploratorio Sararenda-X1. Se trata de la perforación de un pozo de 4.800 m, para llegar al objetivo profundo Huamampampa, en el bloque bajo del corrimiento de la falla Mandiyuti, en la cuenca Subandino Sur. EXPLORACION

DESARROLLO

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

Proyectos en Áreas Sara Boomerang I y III Con el propósito de activar proyectos exploratorios que al momento se encuentran declarados en “fuerza mayor” por demandas de compensación comunitaria, se efectuaron estudios de reinterpretación de la información sísmica existente de los Bloques Sara Boomerang I y III. Incorporación de Reservas Campos Sirari y Yapacani Los resultados alcanzados en la intervención del pozo SIR-X2, ubicado en una estructura vecina al campo Yapacaní, confirman el potencial de los reservorios de edad devónica en la zona del Boomerang, con producción de caudales rentables de gas. Los hechos operativos más relevantes, están relacionados con la ejecución de las Inversiones y Proyectos contemplados en el Plan de Desarrollo de Campo, aprobado por la Asociación San Alberto en octubre de 2007 y por YPFB en junio de 2008, que permitirán mantener el Plateau de Producción del Campo San Alberto en 400MMpcd hasta el año 2019, e incluso incrementar el Plateau en 35Mpcd a partir de los resultados de los Pozos SAL-15 y

SAL-17. De esta forma, se continúa con la Perforación del Pozo SAL15, iniciada en noviembre de 2008 en el norte del Campo San Alberto. En noviembre de 2009 inició la Perforación del Pozo SAL-17 al sur del Campo San Alberto. El SAL-17 es un pozo dirigido de alto ángulo de 5.514m de Profundidad para el desarrollo de la Formaciones Huamampampa e Icla, con el objetivo de Mantener la Producción del Campo San Alberto de 400 Mpcd, e incluso incrementar junto al Pozo SAL- 15 la Producción en 35 Mpcd. Se construyó el camino y planchada del Pozo SBL-7, en el sur de la estructura de San Antonio.

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

Se busca la continuidad del alcance inicial del Pozo SAL-15, cuyo objetivo es conseguir un pozo de alta productividad e incrementar el Plateau actual del Campo. Asimismo se ha iniciado un Proyecto de validación del Modelo de Simulación de Campo San Alberto con gran experiencia en reservorios naturalmente fracturados.

 1 de abril de 2010 al 31 de marzo de 2011. PROYECTO SARARENDA El pozo SRR-X1 tiene como objetivo la Formación Huamampampa con recursos estimados por descubrir de 1,2 TCF de gas y 34 MBbl de condensado con una probabilidad de éxito geológico de 32%. Las operaciones de perforación se iniciaron el 13 de enero de 2011 y al cierre de la gestión se alcanzó una profundidad de 1921 m., equivalente al 40% de los 4.800 m. de perforación programados, atravesando las Formaciones Tupambi, Itacua, Iquiri y Los Monos en el bloque Alto de la estructura. Al 31 de marzo de 2011 se perfora orificio de 17,5”, luego de haber bajado cañería de 20” en 872,5 m.

EXPLORACION

DESARROLLO

ÁREA SARA BOOMERANG III El 1º de enero de 2011 se hizo efectivo el levantamiento de la Fuerza Mayor del área exploratoria Sara Boomerang III. YPFB Andina S.A. ha reiniciado el proceso exploratorio en el año 7 de la Fase 3 del período inicial de exploración de este contrato de operación, con un compromiso remanente de 146,48 UTE. A tal efecto, presentó los PTP reformulados de 2011, en los que se consigna la perforación del pozo BOA-X1 hasta 3.200 m. para alcanzar los objetivos en las Formaciones Petaca y Yantata. ÁREA SARA BOOMERANG I El área Sara Boomerang I continúa en estado de Fuerza Mayor, pero YPFB Andina S.A. cuenta ya con una comunicación formal respecto a que se levantará la misma a partir del 1º de enero de 2012. Para acometer el proceso exploratorio se están efectuando trabajos, que a finales de marzo, tienen un avance del 95% del reprocesamiento de la sísmica 2D de la parte central Norte del Área Sara Boomerang I. ACTIVIDADES EN LOS POZOS CON OBJETIVO IQUIRI Proyecto de Profundización RGD-22Re: Inició operaciones en fecha 8 de mayo de 2010 con labores de intervención para sacar arreglo de

producción existente. Posteriormente se perforó con trépano PDC 6” hasta 3.669 mbbp, encontrándose a partir de 3.559 mbbp niveles de areniscas con buenas detecciones de gas con cinco componentes. Proyecto de Perforación RGD-81: Fue perforado entre el 10 de agosto y el 3 de noviembre de 2010 con el objetivo de compro-bar y desarrollar volúmenes de gas del reservorio iquiri-1. Proyecto de Profundización RGD-27Re: Inició actividades en fecha 4 de noviembre de 2010 con labores de intervención para sacar arreglo existente, posteriormente se perforó con trépano PDC 6” hasta 3.608 mbbp, comprobándose la existencia de acumulación comercial de hidrocarburos en el norte de la estructura de acuerdo a las pruebas de producción realizadas. Este pozo aún se encuentra en etapa de evaluación.

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

Proyecto de Profundización RGD-56Re: Las labores de intervención para sacar el arreglo existente iniciaron en fecha 15 de febrero de 2011, posteriormente se profundizó el pozo con trépano PDC de 6” desviándolo ligeramente al norte (230 m.) que alcanzaría una profundidad final de 3.639 mbbp. Como hechos operativos relevantes, cabe señalar que se logró que el Operador del Bloque San Alberto, modifique la trayectoria de los pozos SAL-15 y SAL-17, a efectos de lograr mejores niveles de producción para atender el plateau de 400 Mpcd y gestionar la modificación de este a 435 Mpcd de gas, con el fin de optimizar los resultados operativos y financieros del Consorcio San Alberto. El campo San Alberto, con siete pozos en producción, obtuvo en esta gestión una producción promedio de 385,89 Mpcd de gas y 9.127 BPD de hidrocarburos asociados, alcanzando una producción acumulada anual de 141.468 Mpcd. En el marco de las actividades efectuadas en el Campo San Antonio, se realizó el revamp de la Planta de tratamiento de gas, que permitió incrementar la capacidad de procesamiento de 480 a 540 Mpcd de gas que cumple con las especificaciones técnicas. Adicionalmente, se realizaron importantes avances referidos a la ampliación de la capacidad de procesamiento de la Planta de Gas San Antonio, para alcanzar una capacidad de procesamiento de 670 Mpcd en un futuro próximo. Para lograr este volumen de producción, actualmente se están perforando dos pozos SBL-7 y SBL-8.

 1 de abril de 2011 al 31 de marzo de 2012.

EXPLORACION

PROYECTO SARARENDA El pozo SRR-X1 tiene como objetivo la Formación Huamampampa con recursos estimados por descubrir de 1,2 TCF de gas y 34 MBbl de condensado con una probabilidad de éxito geológico de 32%. Las operaciones de perforación se iniciaron el 13 de enero de 2011 y al cierre de la gestión se alcanzó una profundidad de 6001,5 m.

ÁREA SARA BOOMERANG III Se perforo el pozo BOA-X1 hasta 3.840 m. con resultado negativo. ÁREA SARA BOOMERANG I Ingreso en proceso exploratorio activo a partir del levantamiento de la Fuerza Mayor de la misma en fecha 01 de enero de 2012.

DESARROLLO

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

Se concluyó el reproceso de 354 km de líneas sísmicas 2D de la parte central y se esta realizando la etapa final de interpretación. ACTIVIDADES EN LOS POZOS CON OBJETIVO IQUIRI Proyecto de Profundización RGD-22Re: Inició operaciones en fecha 8 de mayo de 2010 con labores de intervención para sacar arreglo de producción existente. Posteriormente se perforó con trépano PDC 6” hasta 3.669 mbbp, encontrándose a partir de 3.559 mbbp niveles de areniscas con buenas detecciones de gas con cinco componentes. Proyecto de Perforación RGD-82: Fue perforado entre el 23 de septiembre y el 28 de diciembre de 2011 con el objetivo de comprobar y desarrollar volúmenes de gas del reservorio iquiri-1. Perforación del pozo SAL - 17. La re perforación del pozo SAL - 17 concluyo el 1 de octubre de 2011, fue incorporado a la producción en enero de 2012 y actualmente en producción. Inicio de la perforación del pozo SAL - 16. El pozo SBL - 8 cuya perforación fue originalmente planeada con dos ramas y se logró alcanzar los objetivos de producción con la perforación de una sola rama.

 1 de abril de 2012 al 31 de marzo de 2013. Proyecto Sararenda–Areas Carohuaicho 8D, Camiri y Guairuy YPFB Andina S.A. continúa ejecutando el proyecto exploratorio Sararenda, el más importante de su actividad operativa, después de haber perforado el pozo Sararenda-X1 (SRR-X1) hasta la profundidad de 6.050 m y haber realizado una inversión mayor a $us 53 millones, iniciando así un nuevo ciclo exploratorio de gran envergadura que tiene por objetivo descubrir nuevas reservas de gas en el play exploratorio Huamampampa, no sólo en el área de Carohuaicho 8D, Camiri y Guairuy donde se ubica el prospecto Sararenda, sino en todas las estructuras aledañas al área exploratoria. EXPLORACION

Área Sara Boomerang I En el Área Exploratoria Sara Boomerang I se trabaja en el año siete (7) de la Segunda Fase Exploratoria en Zona No Tradicional sobre un área de 37,75 parcelas en la frontera exploratoria de la llanura beniana, al Norte del departamento de Santa Cruz, con una obligación de 677,65 UTE. Luego de la reinterpretación de la sísmica reprocesada de 354 km de líneas sísmicas 2D de la parte Central Norte del área, se definió un pequeño prospecto de perforación con potencialidad de producción de petróleo, similar al de los campos vecinos más norteños de Arroyo Negro, Los Penocos, Patujusal y Los Cusis.

Área Sara Boomerang III En el área Sara Boomerang III, se trabaja en el año nueve (9) de la Cuarta Fase Exploratoria sobre un área remanente de 7,75 parcelas y una obligación de 136,08 UTE. Concluida la reinterpretación de la información sísmica del área remanente, se ha definido la necesidad de obtener mayor información sísmica en la zona Palacios Norte, para lo que se está diseñando un mejor modelo de adquisición de aproximadamente 100 km de líneas sísmicas 2D, con el objetivo de asegurar la existencia de un prospecto que contenga los recursos suficientes para viabilizar la perforación de un pozo exploratorio.

DESARROLLO

En mayo de 2012, en el Área de Contrato Yapacaní se encara con éxito la intervención del pozo YPC- 15 (objetivo exploratorio), el cual permite incorporar aproximadamente 6,6 MMBOE (35,3 BCF y 0,32 MMBBL) de reservas, las cuales amplían el potencial de desarrollo del campo. Un hecho a destacar es la puesta en producción de los reservorios Arenisca-1 y Ayacucho (devónico) en el Campo Yapacaní, que permiten incrementar la capacidad de producción diaria del Campo, a partir de octubre de 2012, en un nivel promedio de 26 MMPCD en gas y 152 BPD en petróleo.

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

Durante toda la gestión YPFB Andina S.A. buscó incrementar la producción del campo, lo que se logró a partir de enero de 2013 con la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto 2013, incrementando el nivel de producción de 390 MMPCD a 415 MMPCD. El Campo San Alberto, con siete pozos en producción, alcanzó en la gestión una producción de 141,156 MMPC y 2.284.728 barriles de hidrocarburos líquidos.

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

Entre los proyectos más relevantes de la gestión, para cumplir y mantener los compromisos de entrega, se encuentra el pozo SBL-7, que se entregó definitivamente a producción en junio de 2012. Actualmente el pozo produce un promedio de 40 MMPCD. Otro proyecto importante es el pozo SBL-8, que se concluyó en octubre de 2012. Cumpliendo con los objetivos planteados, el pozo SBL-8 produce actualmente un promedio de 100 MMPCD. Con la finalidad de dimensionar la estructura de San Antonio e incorporar reservas, YPFB Andina S.A. promueve la perforación del pozo SBL-6 al Norte de la estructura. A fin de mantener el nivel de producción del Campo San Antonio, YPFB Andina S.A. promueve la perforación del pozo SBL-9 (infill), ubicado entre los pozos SBL-X1 y SBL-X3, con el que se proyecta obtener una producción inicial de 80 MMPCD. Este pozo deberá entrar en producción a fines del año 2014.

 1 de abril de 2013 al 31 de marzo de 2014. Proyecto de adquisición Sísmica 2D "Sararenda". Áreas Carohuaicho 8D, Camiri y Guairuy. La información aportada por el pozo SRR-X1, sirvió de base para continuar con los estudios que persiguen la definición de un modelo estructural en el subsuelo de la serranía de Sararenda, que posibilite la ejecución de un nuevo proyecto de perforación exploratoria en esta parte de la faja Subandina. Para este propósito se encara la adquisición de 387 km lineales de sísmica 2D, que permita minimizar los riesgos en cuanto a la definición del modelo estructural se refiere.

EXPLORACION

Proyecto de Adquisición sísmica 2D “Palacios Norte” Área Sara Boomerang III Para cumplir este propósito, se programó el diseño de adquisición sísmica utilizando la última tecnología en modelado sísmico. Se programaron 115 Km de líneas sísmicas 2D a ejecutarse en la presente gestión 2014. Paralelamente se iniciaron los trámites de Licencia Ambiental para los trabajos que demande la obtención de nuevos datos, obteniendo su categorización tipo II. Obtenida la Licencia Ambiental se estima iniciar los trabajos de campo en el tercer trimestre del presente año. Convenios de Estudio Áreas Carandaiti y Nueva Esperanza A finales de la gestión 2012 y en la búsqueda permanente de nuevos potenciales hidrocarburíferos, se firmó con YPFB, dos Convenios de Estudio, una del área Carandaiti en el Pie de Monte del Subandino Sur y la otra del área Nueva Esperanza en la Cuenca Madre de Dios, cuyos estudios se efectuaron en base a la información entregada y comprada a la CNIH de YPFB hasta diciembre de la gestión 2013.

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Uno de los proyectos de mayor importancia para esta gestión fue el pozo SAL-16, que ha representado para el Consorcio San Alberto una inversión de $us 62.4 millones, proyecto en el cual, a partir de los aportes y gestiones realizados por los socios durante los años 2011 y 2012, se logró la optimización del tiempo de perforación del pozo en 240 días, permitiendo su entrada en producción en mayo de 2013. La puesta en marcha definitiva se realizó el 23 de diciembre de 2013 y en la actualidad el pozo SAL-16 está aportando a la producción del Campo con un caudal de 54 MMPCD y 781 Bbld.

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

A efectos de mantener el plateau de producción del campo, en el año 2012 se decidió la perforación del pozo infill SBL-9, proyecto que actualmente se encuentra en la etapa de perforación, y del cual se estima una producción de 80 MMPCD para finales del 2014. Este proyecto demandará una inversión total aproximada de $us 74 millones.

 1 de abril de 2014 al 31 de marzo de 2015. SÍSMICA 2D PALACIOS NORTE EN SARA BOOMERANG III Las actividades de adquisición sísmica 2D en la zona noreste del bloque Sara Boomerang III se ejecutaron con total normalidad durante el segundo semestre de 2014. El proyecto consistió en el levantamiento sísmico de 115 kilómetros de longitud dispuestos en 10 líneas transversales de sur a norte y en dos líneas longitudinales de oeste a este con un total de 2.880 puntos registrados. Todo este trabajo fue realizado por 350 personas distribuidas en diez grupos de topografía y quince de perforación. El procesamiento de la información adquirida tomó tres meses y mostró una muy buena calidad de datos. Se estima que para el segundo semestre de 2015 se definirá un prospecto exploratorio para perforación en 2016.

EXPLORACION

SÍSMICA 2D SARARENDA PARA PERFILAR NUEVO PROYECTO EXPLORATORIO YPFB andina S.A. completó todas las gestiones necesarias para ejecutar el proyecto de adquisición Sísmica 2D Sararenda en la serranía del mismo nombre, con lo que se daría continuidad a los estudios que persiguen la definición de un modelo estructural confiable y la ejecución de un nuevo proyecto de perforación exploratoria en esta parte de la faja subandina. CAROHUAICHO 8B, CAROHUAICHO 8C Y ORIENTAL El primer trabajo exploratorio programando en estas áreas es la adquisición sísmica 2D en Carohuaicho 8B, Carohuaicho 8C y Oriental. La empresa elevó a YPFB Chaco S.A. y a la Presidencia Ejecutiva de YPFB una propuesta para encargarse del relevamiento en las tres áreas. Esto debido a las sinergias que se pueden presentar en las áreas contiguas, que ameritan un mismo plan exploratorio, así como a las fortalezas de los recursos humanos de YPFB Andina S.A. CAPIGUAZUTI, SAYURENDA Y YUARENDA YPFB asignó a YPFB Andina S.A. la evaluación de las áreas Capiguazuti, Sayurenda y Yuarenda, la primera en la Cuenca Subandino Sur, provincia Luis Calvo de Chuquisaca y las otras dos en la Cuenca de la llanura Chaqueña de la provincia Gran Chaco de Tarija.

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Con el objetivo de optimizar la producción del campo conforme a Plan de Desarrollo aprobado por YPFB, durante esta gestión, se priorizaron las acciones requeridas para el adelanto de la puesta en marcha del sistema de compresión, la ejecución del Proyecto de Reducción de Presión en la Planta de Gas San Alberto como medida previa al inicio de la ejecución de la compresión y la perforación del pozo de Desarrollo SAL-18, además de la incorporación en cartera del proyecto de perforación del pozo SAL-19 programada para finales del 2015.

A partir de la modificación del Plan de Desarrollo para el campo Sábalo en 2012, se visualizó la perforación de un pozo infill denominado SBL9 y la perforación del pozo SBL-6 desvinculándolo de la obtención de sísmica 3D; proyectos que tienen por objetivo mantener el plateau de

producción del campo. Durante la presente gestión se logró la incorporación de la producción del pozo SBL-9, el cual inició su producción el 12 de noviembre de 2014, con un caudal de 112,5 millones de pies cúbicos de gas por día y 2.646 barriles por día de condensados y demandó una inversión total de 73,8 millones de dólares.

ACTIVO MONTEAGUDO CAMPO MONTEAGUDO

Durante la gestión fiscal de abril 2014 a marzo 2015, el campo Monteagudo registró una producción de 53.389 barriles de petróleo y 3.374 barriles de gasolina natural, lo cual representa un promedio de 155,5 barriles por día de producción de hidrocarburos líquidos. Monteagudo es un campo marginal, cuyas operaciones petroleras son llevadas a cabo por el Operador, con las dificultades propias de manejar un campo en etapa avanzada de declinación.

 1 de abril de 2015 al 31 de marzo de 2016. Áreas Carohuaicho 8D, Camiri y GuaIruy SÌsmica 2D Sararenda para perfilar nuevo proyecto exploratorio YPFB Andina S.A. completó el proyecto de adquisición Sísmica 2D Sararenda en la serranía del mismo nombre, un total de 430,95 km de líneas 2D fueron registrados junto con datos de magnetotelúrica y geología de superficie para dar continuidad a los estudios geológicos que persiguen la definición de un modelo estructural confiable y la ejecución de un nuevo proyecto de perforación exploratoria en esta parte de la faja Subandina.

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Áreas Carohuaicho 8B, Oriental y Carohuaicho 8C. El primer trabajo exploratorio programando en estas áreas es la adquisición sísmica 2D en Carohuaicho 8B, Carohuaicho 8C y Oriental. La empresa elevó a YPFB Chaco S.A. y a la Presidencia Ejecutiva de YPFB Corporación una propuesta para encargarse del relevamiento en las tres áreas, que ha sido aceptada el 8 de abril de 2015. Esto debido a las sinergias que se pueden presentar en las áreas contiguas, que ameritan un mismo plan exploratorio, y a las fortalezas de los recursos humanos de YPFB Andina S.A. El inicio de los trámites para la obtención del permiso del Ministerio de Hidrocarburos y Energía para el reconocimiento superficial de todas estas áreas está previsto para la segunda quincena de mayo de 2015. Inmediatamente después se efectuarán las diligencias para el levantamiento de la línea base socio ambiental con la que se elabora el EEIA y la posterior obtención de la Licencia Ambiental.

 1 de abril de 2016 al 31 de marzo de 2017. NUEVOS POZOS Campo Los Sauces Los Pozos LSC-X5D y LSC-9D del Campo Los Sauces, alcanzaron una profundidad final 3.750 m y 4.148 metros respectivamente. Estos fueron ejecutados con el objetivo de continuar con el desarrollo del Reservorio Iquiri - 1 en el sector este de la estructura que comparte con el Campo Río Grande y Los Sauces, además de investigar las posibilidades de producción comercial en los niveles Cajones y San Telmo Wm. La secuencia estratigráfica atravesada en general no varió a la esperada en las propuestas geológicas de perforación y con los datos adquiridos se ajustó el mapa estructural para el Reservorio Iquiri - 1.

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Patujú Oeste Exploratorio 1 La perforación del Pozo PTJ-WX1 se inició con el equipo YPFB-03, alcanzando una profundidad final de 2.316 m (MD). La etapa de terminación se efectuó con el equipo SAI-249 en marzo de 2017. Este pozo se encuentra ubicado dentro del área de contrato Sara Boomerang III, al oeste de la zona Patujú y fue perforado con el objetivo de investigar las posibilidades hidrocarburíferas comerciales de producción de los Reservorios Yantata, Cajones y Petaca. Campo Río Grande El Directorio de YPFB Andina S.A., aprobó la realización del Proyecto de Perforación del Pozo RGD-X1001, que será ejecutado de forma vertical hasta los 4.630m, con la finalidad de explorar la acumulación comercial de hidrocarburos de los reservorios naturalmente fracturados de la Formación Huamampampa; también se considera la investigación mediante registros de los reservorios arenosos del carbonífero (Fms. Chorro y Tarija).

ACTIVO SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

El proyecto de compresión en San Alberto contó con una inversión de 106,45 millones de dólares al 100%, y al momento los requerimientos de potencia de compresión están siendo reevaluados en función del comportamiento de la producción del campo. La implementación de este proyecto, permitió reducir la declinación acelerada y con ello alargar la vida productiva de algunos pozos que presentaban baja presión. Durante la gestión, YPFB Andina S.A. ejecutó una serie de acciones dirigidas a optimizar los costos operativos en el Campo y para ello realizó la implementación de actividades operativas que mejoren la producción de los pozos con caudal crítico.

Con el objetivo de sostener los niveles de producción de gas y condensado del Campo Sábalo durante esta gestión, se concluyó con la perforación del Pozo infill SBL-14, perforado desde la planchada del Pozo SAL-X2, optimizando la inversión asociada al camino, planchada y sus facilidades.

Este proyecto, demandó una inversión aproximada de 63,84 millones de dólares al 100% y al inicio de su producción presentó un caudal de 46 MMPCD. Para determinar una futura extensión del reservorio hacia el área norte, se concluyó la ejecución del Proyecto SBL-6, el cual se constituye en el pozo estructuralmente más profundo del campo y que permitió identificar una producción sin presencia de agua, abriendo la posibilidad de llevar adelante nuevos trabajos que permitan incorporar reservas en el campo.

ACTIVO MONTEAGUDO CAMPO MONTEAGUDO

YPFB Andina S.A. es socia del Consorcio Monteagudo, con una participación del 20%, junto con Repsol E&P Bolivia S.A. y Petrobras Bolivia S.A. El Campo Monteagudo registró una producción diaria promedio de 133,2 barriles de hidrocarburos líquidos, que representa una producción aproximada de 47.925 barriles de hidrocarburos líquidos.

CAROHUAICHO 8C Como parte de un grupo de áreas de contrato - que incluyen los Activos Carohuaicho 8B y Oriental y en el Activo No Operado Carohuaicho 8C, se vienen desarrollando actividades de exploración en sociedad con YPFB CHACO S.A., con una participación del 50%. Dadas las sinergias que resultan de la cercanía de estas tres zonas, la sociedad inició un proyecto sísmico conjunto cuyo objetivo es localizar y evaluar estructuras geológicas con potencial hidrocarburífero en acumulaciones comerciales.

 1 de abril de 2017 al 31 de marzo de 2018.

EXPLORACION

ACTIVO SAN ANTONIO CAMPO SABALO

 1 de abril de 2018 al 31 de marzo de 2019.

EXPLORACION

Durante la gestión, YPFB Andina S.A. impulsó el adelanto de la reducción de la presión de compresión en San Alberto a 200 PSI., con la que se logró mitigar la declinación del campo. Asimismo, la Compañía continúa promoviendo la reducción de presión de compresión a 100 PSI., con el objetivo de lograr aún más mitigar la declinación del campo.

SAN ALBERTO

Adicionalmente, la Compañía propuso la iniciativa de trasladar 6 compresores y 2 generadores de energía eléctrica propios de San Alberto, para el proyecto de Compresión de San Antonio, lo que resulta en una optimización de equipos en desuso para el Activo de San Alberto. Se tiene planificada la desincorporación definitiva del Tren de Procesamiento de ITAU y del Tren 1 de San Alberto, con lo cual, se lograrán optimizaciones importantes en la reducción del costo de operación (OPEX) de San Alberto. Bajo ese contexto, con la finalidad de alargar la vida de producción de los pozos y optimizar el factor de recuperación final se planificaron actividades de intervención en los pozos SAL-13, SAL-15 y SAL-X10.

SAN ANTONIO

Con la intención de continuar con la explotación racional y óptima del campo, se ha realizado la ingeniería, licitación e inicio de ejecución del proyecto de compresión del campo San Antonio, que actualmente se encuentra en plena fase de construcción y que demandará una inversión asociada de 218 millones de dólares. Paralelamente a las actividades asociadas al Proyecto de Compresión, YPFB Andina S.A. continúa con su labor permanente de colaboración técnica con el operador, proponiendo permanentemente soluciones que nos permitan incrementar la

producción, obtener mejores condiciones de operación segura del campo y optimizar costos.

YPFB Andina S.A. es socia del Consorcio Monteagudo, con una participación del MONTEAGUDO 20%, junto con Repsol Bolivia S.A. y Petrobras Bolivia S.A., durante la gestión el área registró una producción de 129 BBL de petróleo por día.

DATOS

BLOQUE /AREA SAN ALBERTO SAN ANTONIO MONTEAGUDO MONTERO AÑO

PORCENTAJE DE PARTICIPACION. 50 50 50 50 20 20 10 11,11 2000 2003

OPERADOR PETROBRAS BOLIVIA S.A. PETROBRAS BOLIVIA S.A. MAXUS BOLIVIA INC- SUC. BOLIVIA MAXUS BOLIVIA INC- SUC. BOLIVIA

BLOQUE /AREA SAN ALBERTO SAN ANTONIO MONTEAGUDO AÑO

PORCENTAJE DE PARTICIPACION. OPERADOR 50 50 PETROBRAS BOLIVIA S.A. 50 50 PETROBRAS BOLIVIA S.A. 20 20 MAXUS BOLIVIA INC- SUC. BOLIVIA 2004 2005

BLOQUE /AREA SAN ALBERTO SAN ANTONIO MONTEAGUDO AÑO

PORCENTAJE DE PARTICIPACION. OPERADOR 50 50 PETROBRAS BOLIVIA S.A. 50 50 PETROBRAS BOLIVIA S.A. 20 20 REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. 2006 2015

BLOQUE /AREA SAN ALBERTO SAN ANTONIO MONTEAGUDO CAROHUAICHO 8C AÑO

PORCENTAJE DE PARTICIPACION. OPERADOR 50 50 PETROBRAS BOLIVIA S.A. 50 50 PETROBRAS BOLIVIA S.A. 20 20 REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. 50 50 YPFB CHACO S.A. 2016 2019

PLANTA DE SERVICIOS DE COMPRESIÓN DE GAS RIO GRANDE

En fecha 23 de diciembre de 1998, la Sociedad celebró con YPFB Chaco S.A. (antes Empresa Petrolera Chaco S.A.) un contrato de Joint Venture (el JV) para la construcción, operación, mantenimiento y gerenciamiento de una planta de compresión de gas en Río Grande (la Planta de Compresión), a fin de viabilizar el transporte de gas al Brasil utilizando el gasoducto de la empresa Gas Trans Boliviano S.A. (GTB).

A partir de la promulgación de la Ley N° 3058 de Hidrocarburos, los Contratos de Compresión suscritos entre los Titulares y Empresa Petrolera Andina S.A., (actualmente YPFB Andina S.A.), en su calidad de Administradora, fueron cedidos a YPFB. En fecha 21 de noviembre de 2008, se suscribieron nuevos Contratos de Compresión en Firme e Interrumpibles con YPFB, los cuales entraron en vigencia a partir del 1 de diciembre de 2008 y que finalizarán el 31 de diciembre de 2019. Basados en las negociaciones que el Estado Boliviano está realizando referente al mercado de exportación de gas natural con Brasil y en las condiciones del mercado, se espera la continuidad de los contratos de compresión de gas suscritos con YPFB por lo menos hasta el final de la concesión. A la fecha no se cuenta con información de las condiciones en las que se continuará prestando los servicios de compresión después del 31 de diciembre de 2019.

CONTRATOS VIGENTES.

CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN ÁREAS RESERVADAS A FAVOR DE YPFB. Los siguientes Contratos de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas a favor de YPFB fueron suscritos entre YPFB e YPFB Andina S.A., asimismo fueron aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional mediante ocho (8) Leyes individuales y específicas, siendo protocolizados en fecha 13 de julio de 2015 y 21 de enero de 2016, ante Notaría de Gobierno, encontrándose a la fecha en vigencia.