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• Guiver Suarez V.

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VICEPRESIDENCIA DE ADMINISTRACION, C O N T R AT O S Y F I S C A L I Z A C I O N INFORME DE ACTIVIDADES ENERO - JUNIO 2012

CONTENIDO 5. Presentación

Informe de Actividades Enero - Junio de 2012

Publicación Semestral de la Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización

6.

Acerca de la Vicepresidencia de



Administración, Contratos y Fiscalización

7. Personigrama

Elaboración: Gerencia Nacional de Fiscalización

8.

Noticias y Actividades

10.

Centro Nacional de Medición y Control



de Hidrocarburos

En portada: Perforación del pozo Bulo Bulo-12 YPFB Chaco S.A. Cochabamba - Bolivia

14.

Centro Nacional de Información

Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización

18.

Gerencia Nacional de Fiscalización

22.

Gerencia Nacional de Administración



de Contratos

28.

Gerencia de Evaluación de Recursos

Información proporcionada por: • Centro Nacional de Información Hidrocarburífera • Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos • Gerencia Nacional de Fiscalización • Gerencia Nacional de Administración de Contratos • Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos Impresión: Imprenta Graficolor

Calle Bueno N°185 Piso 9 Teléfono y Fax: (591-2) 2356543 Casilla Postal 401 LA PAZ-BOLIVIA Calle La Paz, Esq. Avaroa s/n Oficina YPFB Villamontes Teléfonos: (591-4) 6722643 - 6722584 TARIJA - BOLIVIA Av. Grigotá Esq. Regimiento Lanza s/n Teléfonos y Fax: (591-3) 3524114 Casilla Postal 1659 SANTA CRUZ - BOLIVIA

Hidrocarburífera

Hidrocarburíferos

32.

Contratos de Operación

46.

Producción Certificada de Hidro­carburos

62.

Glosario de Términos

Julio de 2012 La Paz - Bolivia Esta publicación y anteriores se encuentran disponibles en nuestra página web Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos www.ypfb.gob.bo

Nuestra Misión Operar y desarrollar la cadena de hidrocarburos, garantizando el abastecimiento del mercado interno, cumplimiento de contratos de exportación y apertura de nuevos mercados, generando el mayor valor para beneficio de los bolivianos

Nuestra Visión Ser una Corporación estatal de hidrocarburos, pilar fundamental del desarrollo de Bolivia, reconocida como un modelo de gestión eficiente, rentable y transparente, con responsabilidad social, ambiental y presencia internacional

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Presentación El objetivo de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización para la gestión 2012 es dirigir la administración y fiscalización de contratos petroleros suscritos por YPFB y las empresas petroleras para la exploración y explotación de hidrocarburos, establecer las actividades de seguimiento corres­ pondientes al cumplimiento de los mismos y dirigir la negociación de nuevos contratos petroleros que permitan fomentar y facilitar la inversión en exploración y explotación

Félix Fernando Salazar Cuba

VICEPRESIDENTE DE ADMINISTRACIÓN, CONTRATOS Y FISCALIZACIÓN YACIMIENTOS PETROLÍFEROS FISCALES BOLIVIANOS

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

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Acerca de la Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización La Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización (VPACF) tiene por funciones dirigir la negociación para suscribir contratos petroleros con personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, de derecho público o privado; establecer la fiscalización de actividades de exploración y explotación, para prevenir daños a los yacimientos y maximizar la producción; planificar y supervisar la fiscalización de calidad y volumen de hidrocarburos, para efectos impositivos, regalías y participaciones; dirigir la administración, evaluación y aprobación de los procesos de Licitación, Contrataciones y Adquisición en contratos petroleros para verificar su correcta ejecución, definir lineamientos para la determinación de estrategias de negociación, dirigidas a la solución de controversias con empresas subsidiarias y Operadoras, de la misma forma, definir linea­ mientos para administrar los contratos petroleros suscritos de forma integral, de acuerdo a la normativa vigente,

Prueba de Formación, Fm. Sara Pozo Palometas NW-4D YPFB Chaco S.A. Santa Cruz-Bolivia asimismo definir lineamientos para el desarrollo de proyectos orientados hacia el desarrollo y consolidación de YPFB Corporación. Para el desarrollo de las importantes actividades que realiza la VPACF, cuenta con las distintas Gerencias y Centros a su dependencia. Éstos son el Centro

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH), el Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos (CNMCH), la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos (GERH), la Gerencia Nacional de Administración de Contratos (GNAC) y la Gerencia Nacional de Fiscalización (GNF).

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Personigrama Presidencia Ejecutiva Carlos Villegas Quiroga

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización Félix Fernando Salazar Cuba

Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos

Centro Nacional de Información Hidrocarburífera

Heidy Angela Tórrez Tórrez

Gerencia Nacional de Fiscalización

Luis Alberto Sánchez Fernández

Luis Hugo Peñarrieta Echenique

Gerencia Nacional de Administración de Contratos Edwin Alvarez Pantigozo

Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos Luis Carlos Sánchez Arregui

Dirección de Reservorios y Producción

Dirección de Negociación y Gestión de Contratos

Dirección de Gestión Estratégica de Exploración

Dirección de Geología y Perforación

Dirección de Desarrollo y Producción

Dirección de Exploración de Contratos Petroleros

Juan C. Severiche Maldonado

Abraham Choque Talavera

Oscar Claros Dulon

Rolando Mendoza Rioja

Manuel Ardaya

Carlos Córdova Lanuza

Dirección de Gestión Económica de Contratos Jobar Fernández Baspineiro

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Noticias y Actividades Prueba de Formación, Fm. Sara Pozo Palometas NW-4D YPFB Chaco S.A. Santa Cruz-Bolivia

Las actividades desarrolladas durante el primer semestre de la gestión 2012 a través de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización (VPACF), estuvo centrada en la fiscalización y seguimiento a los Contratos de Operación suscritos por los Titulares, así como el seguimiento e incremento de volúmenes de producción en los diferentes campos en explotación y exploración, enmarcados dentro de las actividades desarrolladas por la Gerencia Nacional de Fiscalización (GNF), Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos (GERH), Gerencia Nacional de Administración de Contratos (GNAC), Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH) y el Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos (CNMCH), todas ellas dependientes de la VPACF

Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos El Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos monitorea a tiempo real y cada 30 segundos el volumen y calidad de los hidrocarburos a través de la Sala de Control y Sistema SCADA, además cuenta con el Laboratorio de Análisis de Hidrocarburos más grande y completo del país, asimismo con el único Laboratorio de Calibración y Ajuste de Patrones que verifica y ajusta los patrones empleados en calibraciones de puentes de transferencia de custodia.

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Centro Nacional de Información Hidrocarburífera

Planchada y equipos de lodos Pozo Palometas NW-4D YPFB Chaco S.A. Santa Cruz-Bolivia

El Centro Nacional de Información Hidrocarburífera tiene el archivo de información petrolera física y digital más grande e importante de Bolivia y está encargada de la administración de documentación física coleccionada desde los años 20, un banco de datos electrónicos corporativo con datos validados con un alto nivel de calidad y muestras de campo, como ser recortes de pozo y testigos, s­ ecciones de palinología, petrografía, fósiles y muestras de líquido concentradas en la Unidad Litoteca. Durante este semestre, se inició la remasterización de cintas magnéticas de información sísmica, se conformó paquetes de datos en apoyo al Plan de Exploración de YPFB con el objeto de promocionar y licitar a nivel internacional Áreas Reservadas de YPFB. Asimismo, a través de la Cooperación Internacional Noruega PETRAD se busca transmitir experiencias hacia este Centro para mejorar más aún el desempeño de sus funciones.

Gerencia Nacional de Fiscalización La Gerencia Nacional de Fiscalización (GNF), mediante la Unidad de Control de Geología y Geofísica (UCGG), realiza la fiscalización de geología y subuelo, y exploración geofísica; el primer semestre de la gestión 2012 se fiscalizó las actividades de sísmica 2D en el Área Iñiguazú, proyecto ejecutado por YPFB Petroandina S.A.M., cuyas actividades concluyeron en fecha 6 de abril de 2012 con un total de 471.91 kilómetros, asimismo se fiscalizó las actividades de sísmica 3D en el Área Chimoré, ejecutadas por YPFB Chaco S.A., este proyecto comenzó el 30 de marzo de 2012 y su objetivo es obtener mayor información de las formaciones Yantata y Roboré. La Unidad de Seguimiento a Trabajos de Exploración y Patentes Petroleras, dependiente de la GNF, durante el primer semestre ha gestionado el

reembolso de MMBs 57.07 (cincuenta y siete 07/100 millones de bolivianos) hacia YPFB por parte de las empresas operadoras.

Gerencia Nacional de Adminis­ tración de Contratos La Gerencia Nacional de Administración de Contratos, a través de la Dirección de Gestión Económica de Contratos realizó el cálculo a cuenta de la Retribución al Titular, la finalización de la revisión de Costos Recuperables correspondientes a la gestión 2011, el seguimiento y control financiero mensual a los Programas de Trabajo y Presupuesto 2012 y la consolidación de bases de datos para consulta de información referente a producción, costos, retribuciones, regalías, IDH y participación al TGN. De la misma manera, a través de la Dirección de Negociación y Gestión de Contratos se concluyeron las negociaciones del Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas a favor de YPFB del Bloque

Azero, con las empresas Total E&P Bolivie y Gazprom y de los Estatutos de la Sociedad de Economía Mixta a ser conformada con estas empresas y la conclusión de la negociación de los Contratos de Servicios con YPFB Chaco S.A. para las áreas San Miguel, Isarsama y Dorado Oeste

Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos La Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos, en apoyo al Nuevo Ciclo Exploratorio en Bolivia iniciado por YPFB en el marco de su actividad exploratoria, ha seleccionado 15 Áreas de Exploración, 10 de ellas para suscribir Convenios de Estudio y 5 de ellas para suscribir Contratos de Exploración y Explotación. Las 15 áreas cuentan con información técnica. Se han preparado brochures, posters y presentaciones con el objeto de proveer una síntesis de la información general del potencial exploratorio en Bolivia.

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Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos El CNMCH realiza el monitoreo en más de 250 puntos en tiempo real de la producción nacional de gas y petróleo mediante el uso del Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (SCADA). Pilares fundamentales El Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos (CNMCH) realiza las actividades de medición, calibración, análisis, control y monitoreo; asimismo reportar el volumen y calidad de los hidrocarburos garantizando la transpa­ rencia, confiabilidad y aplicación de tecnología. La Transparencia se enmarca en la implementación del Sistema Integrado de Gestión, Gestión de la Medición, además del cumplimiento a cabalidad de normas internacionales de la industria hidrocarburífera AGA (Asociación Americana de Gas) y API (Instituto Americano del Petróleo). Para obtener datos confiables, se realiza la evaluación de los Sistemas de Medición. La aplicación de tecnología se traduce en la instalación de laboratorios de análisis y verificación, la modernización de equipos de medición, comunicación y del sistema SCADA.

Cumplimiento legal 17/05/2005, Ley de Hidrocarburos 3058, Art. 18: YPFB constituirá, organizará, instalará y operará el “Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de

Hidrocarburos”. Controlará los volúmenes y composición de hidrocarburos. 27/06/2005, Decreto Supremo 28224, Art. 4: Crea el Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte. El Ministerio de Hacienda, asignará recursos financieros a YPFB para su instalación y funcionamiento. 26/10/2005, Resolución de Directorio 51/2007: Depende de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización. 11/09/2009: Inicio de la ingeniería básica del Proyecto Sistema SCADA. 02/12/2009: Puesta en marcha del Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos en la ciudad de Villa Montes.

Sala de Control y Sistema SCADA Desde Villa Montes, la Sala de Control y Estadística que forma parte del Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos (CNMCH), tiene 250 puntos de medición y 6.000 tags de monitoreo a tiempo real de volumen y calidad

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YPFB TRANSPORTE

GASMED

TRANSIERRA

YPFB REFINACION

SERVIDOR

SALA DE CONTROL VILLA MONTES YPFB - VPACF

YPFB LOGISTICA

YPFB ANDINA

YPFB CHACO

GAS ORIENTE

a fin de lograr un control auditable de los hidrocarburos. La ingeniería básica de la implementación y construcción del Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (SCADA) que constituye la Sala de Control más grande y moderna del país fue realizada por el personal técnico del Centro en julio de 2009 y puesta en marcha en diciembre del mismo año. El sistema consiste en monitorear y supervisar el volumen y calidad de los hidrocarburos a través de sus variables primarias como: presión, temperatura, presión diferencial y calidad del gas para calcular el flujo correcto en los puntos de medición. El sistema realiza la adquisición de datos en tiempo real, cada 30 segundos. Dicho sistema monitorea desde el pozo, proceso y el medidor de transferencia de custodia o fiscal de las plantas de Sábalo, San Alberto y Margarita. También el Gasoducto Yacuiba - Río Grande (GASYRG) de Transierra en sus tres estaciones. Se adquiere datos de 70 puntos de medición de transfe­ rencia de custodia de gas de venta de las plantas Centro, Sur y Norte a través de YPFB Transporte, de igual manera se realiza el control del sistema GASMED (Repsol-Andina).

GAS TRANSBOLIVIANO

Asimismo, la adquisición de datos del poliducto OCOLP, el más importante de YPFB Logística en las estaciones de Oruro, Cochabamba y Senkata, y alrededor de 40 tanques en plantas de almacenamiento de Oruro, Santa Cruz y Cochabamba de YPFB Logística. Además monitorea puntos de exportación al Brasil y Argentina, puntos de comercialización interna y City Gate de consumidores importantes en el ámbito nacional, como industrias y termoeléctricas. El CNMCH emite reportes de producción, transporte, exportación, eventos, fallas, paro de plantas, quemas, incumplimiento a la nominación como también coordina todas las actividades en campo como mantenimiento, calibración y contrastación. La unidad de estadística elabora reportes oficiales de YPFB como el Reporte Operativo Nacional de Producción (por operadora y departamentos), Reporte Operativo de Refinación Nacional (por departamento), Reporte Operativo de Comercialización (mercado externo e interno) y un Reporte Operativo de Almacenamiento Nacional (estación). El software del sistema SCADA, del líder mundial ICONIC’s, utilizados en los gasoductos más importantes del mundo.

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Nueva Organización de CNMCH. Aprobada por el Directorio de YPFB

Dirección CNMCH

Unidad de Normalización, Metrología y Calidad

Unidad de Fiscalización de la Medición

Gas Líquido

Unidad de Control

Sala de Control

Instrumentista Químico

Estadística Proyectos

Comunicación

Fiscales Laboratorio de Análisis de Hidrocarburos El Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero cuenta con el Laboratorio de Análisis de Hidrocarburos más completo y moderno de Bolivia en lo que refiere estudios de gas, líquidos y agua. Este laboratorio cuenta con los siguientes equipos: • Cromatógrafo de Banco Agilent 7890A, que determina la composición molar del gas, en base a lo cual se calcula el poder calorífico en la gasolina y GLP (Gas Licuado de Petróleo), éstos resultados son contrastados con los reportes de las operadoras petroleras. • Cromatógrafo de Líquidos de Destilación Simulada, realiza el control de calidad a condensado, gasolina, jet fuel y diésel; asimismo determina compuestos sulfurados y azufre total en hidrocarburos líquidos. • Cromatógrafo de gas, para determinación de compuestos sulfurados y azufre total, indicando la cantidad de dichos elementos en el gas de la planta para verificar las especificaciones del gas de venta. • Analizador de mercurio, que determina el contenido de mercurio en el gas. • Handler Dew Point Tester, controla la calidad del gas determinando el punto de rocío de hidrocarburo y agua en los puntos requeridos por la fiscalización. • Equipo Hidrocarburos Totales en Agua TPH, efectúa el análisis de contenido de hidrocarburos en muestras líquidas y sólidas.

• Espectrofotómetro, determina parámetros físico-químicos para análisis de aguas, además de sólidos suspendidos, hierro, sulfato, magnesio, nitritos, nitratos y otros. • Turbidímetro, analiza la turbidez del agua a ser inyectada a una formación geológica (pozo). El Laboratorio de Análisis de Hidrocarburos realiza los siguientes servicios: Análisis del gas • Determinación de azufre total en el gas • Determinación de mercurio en el gas • Determinación de compuestos sulfurados en el gas • Determinación del punto de rocío de hidrocarburos y agua • Determinación de la composición molar del gas hasta el Componente C9 Análisis de Hidrocarburos Líquidos • Determinación de compuestos sulfurados en gasolina, kerosene y diésel. • Determinación de la destilación simulada en gasolina, kerosene y diésel. • Determinación de la Viscosidad. • Determinación de la densidad °API • Determinación de aguas y sedimentos Análisis de Agua • Determinación de hidrocarburos totales en agua y sólidos • Análisis de turbidez en el agua • Análisis de sólidos disueltos en el agua • Análisis de pH • Análisis de Conductividad • Análisis físico-químico de agua potable y residuales

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Laboratorio de Calibración y Ajuste de Patrones El Laboratorio de Calibración y Ajuste de Patrones es el único en el país, cumple con las condiciones para realizar trabajos de calibración y ajuste de acuerdo a las exigencias nacionales e internacionales. Sus objetivos son garantizar que todos los instrumentos que intervienen en una calibración cumplan con los requisitos exigidos, reducir el porcentaje de error en la medición fiscal y de proceso, verificar las desviaciones de los equipos patrones empleados para realizar ajustes en los sistemas de medición. Este laboratorio también realiza seguimiento de los equipos patrones de las empresas así como de sus certificados de calibración y brinda solución completa en medición y calibración de equipos patrones. Los patrones empleados cumplen con trazabilidad N.I.S.T., certificado que se actualiza anualmente en el Laboratorio primario de FLUKE en Everett, EE.UU., garantizando así la precisión e incertidumbre en las variables suministradas y medidas.

El Laboratorio de Calibración y Ajuste de Patrones realiza los siguientes servicios: Calibración y Ajuste Se realizan verificación y ajuste a todos los patrones empleados en calibraciones de puente de transferencia de custodia tanto gas como líquidos: • Presión Diferencial • Presión Estática • Temperatura • Frecuencia • Voltaje • Corriente (mA) • Resistencia (Ohms) • RTDs Certificación El Laboratorio emite certificados de verificación y ajuste a todos los instrumentos y equipos que intervienen en la actividad de calibración. Garantizando de esta forma reducir la incertidumbre del error en la medición del campo.

Importancia de la Medición y Control de los Hidrocarburos Planta de Procesamiento

PRODUCCIÓN

EXPLOTACIÓN

EXPLORACIÓN

Monitoreo de Pozos

Quema Verificación: Nominación Especificaciones

REPORTES E INFORMES

Medición Volumen y Calidad REGALÍAS, IDH, UTILIDADES, FACTURACIÓN

BALANCE VOLUMÉTRICO - ENERGÉTICO

TRANSPORTE

Medición volumen y calidad

Verificación: VOLUMEN Y CALIDAD ENTREGADO FACTURACIÓN

Facturación de transporte Verificación de especificaciones de calidad

COMERCIALIZACIÓN

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

-Medición: volumen y calidad -Verificación de especificaciones de entrega -Facturación

-MEDICIÓN DE VOLUMEN Y CALIDAD -FACTURADO MERCADO INTERNO -MEDICIÓN DE VOLUMEN Y CALIDAD -FACTURADO MERCADO EXTERNO

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Centro Nacional de Información Hidrocarburífera El CNIH tiene el Archivo de Información física y digital más grande e importante del país, que se fue coleccionando con los resultados de las actividades de la industria del petróleo y gas en Bolivia durante más de 80 años. Gran parte de la documentación es única y no se encuentra en ningún otro archivo público ni privado. El Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH) las empresas operadoras, a los interesados en invertir en desde su creación ha sido y es el custodio y administrador de actividades de exploración y/o explotación petrolera y al la información de hidrocarburos generada en el país desde sector hidrocarburos del Estado Boliviano. 1922 a la fecha, la misma que corresponde a actividades realizadas por YPFB y por las empresas operadoras. Por tanto, Organigrama esta información representa el historial técnico petrolero de Bolivia que está directamente relacionado al desarrollo El CNIH es una de las Unidades de YPFB cuya estructura y de toda la cadena de hidrocarburos. Esta documentación Manual de Organización y Funciones ha sido aprobado ha sido a través de los años, la herramienta de consulta por el Directorio de YPFB, consta de una Dirección que para el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas y depende de la Vicepresidencia de Administración, Contratos se enriquece continuamente con nuevos datos a partir de proyectos y estudios que se ejecutan en el país, contituyéndose en la base fundamental para Uno de los proyectos del CNIH iniciar cualquier proyecto exploratorio, desarrollo de campos petrolíferos, evaluación de reservas, este primer semestre fue la desarrollo de ductos, plantas y otras facilidades de producción, así como también apoyar con datos remasterización de cintas sísmicas para proyectos de industrialización e inversiones.

Misión del CNIH La misión del CNIH es concentrar, organizar y preservar la información técnica que representa el historial petrolero del país para brindar un servicio de calidad a YPFB, a

y Fiscalización (VPACF); está conformada por la Unidad de Información Geológica, la Unidad de información Geofísica y la Unidad Litoteca. A la fecha, el CNIH cuenta con 20 funcionarios de los cuales 8 son profesionales; tiene operaciones en Santa Cruz, Villa Montes y La Paz.

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Responsabilidades El CNIH tiene tres grandes responsabilidades que son la administración de: 1. Documentos físicos: Se tiene toda la documentación concentrada en el CNIH, de los años 20 hasta lo último que están trabajando las compañías petroleras, en el Archivo Central de Santa Cruz y la Cintoteca de la ciudad de La Paz. Toda la documentación está inventariada y clasificada en una base de datos que representa el catálogo de documentación disponible del CNIH, con aproximadamente 250.000 ítems. Este catálogo está disponible en el portal Intranet, al cual tiene acceso todo funcionario de YPFB.

Dirección CNIH

Secretaría

Unidad de Información Geológica

Unidad de Información Geofísica

Unidad de Litoteca

250.000 ítems de documentación Arriba: Unidad Cintoteca del CNIH en la ciudad de La Paz, Bolivia

2. Banco de Datos Corporativo: Organizar y conformar un banco de datos electrónicos a nivel corporativo

Abajo: Organigrama del Centro Nacional de Información Hidrocarburífera

Dirección CNIH

Secretaría

Unidad de Información Geológica

Unidad de Información Geofísica

Unidad de Litoteca

con datos validados con un alto nivel de control de calidad, los mismos que deberán ser utilizados por las unidades de estudio y generación de proyectos con plena confianza que están utilizando los datos adecuados. El año 2011 se inició con el servicio de conversión de secciones sísmicas de papel en formato digital SEG-Y y el 2012 se continuará con la remasterización de cintas magnéticas hasta concluir con un repositorio nacional de datos petroleros de toda la actividad de exploración y explotación petrolera del país que apoyará en forma muy importante a las actividades del Plan de Exploración PEX 2010-2020 que ha emprendido YPFB. 3. Litoteca: Todas las muestras de campo han sido concentradas en la Litoteca del CNIH, donde se tienen testigos y recortes de pozo, secciones delgadas de palinología y petrografía, fósiles y muestras de líquidos. A través de la contratación de una consultoría se obtuvo el inventario físico y valorado de las muestras de la Litoteca. Actualmente, se trabaja en el reacon­dicionamiento de los testigos y recortes de pozo de la colección de YPFB.

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Monto Anual de Venta ($us)

[M$us]

Monto Acumulado de Venta ($us)

7000 6500 6000

En miles de dólares

5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

2001

2002

Año Monto Anual de Venta ($us) Monto Acumulado de Venta ($us)

2003 2001 398.078 398.078

2004 2002 200.014 598.092

2005 2003 301.657 899.748

2006

2008

2009

2010

2011

2012

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 (S1) 227.386 239.951 15.058 250.148 704.060 162.034 1.761.050 1.998.204 549.724 1.127.135 1.367.085 1.382.143 1.632.292 2.336.351 2.498.385 4.259.435 6.257.639 6.807.363

Servicio brindado Durante el primer semestre de 2012 se atendieron a las empresas petroleras: • YPFB Andina S.A. • Matpetrol • Monelco • Repsol YPF E&P • Pachamama • GTL International • Palatine Energy Pty Ltd. A las empresas de servicios petroleros: • OIL Solutions • Gaffney Cline & Associates • TLT Hardwoods Veeners SRL • Sinopec • BGP-CNPC Y a la empresa de servicios públicos Saguapac. Asimismo, otras instituciones atendidas fueron: • Gobernaciones de Chuquisaca y Tarija • Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Y estudiantes de las Universidades: • Universidad Mayor de San Andrés de La Paz • San Francisco Xavier de Chuquisaca • Juan Misal Saracho Regional Villa Montes • Escuela Militar de Ingeniería LPZ, SCZ, CBBA • Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra

2007

• Universidad de Aquino Bolivia • Universidad Autónoma Gabriel René Moreno Durante el primer semestre de la gestión, ingresó por venta de documentación un monto total de $us 549.723,89. En la parte superior se muestra la gráfica de las ventas anuales realizadas por el CNIH desde el año 2001, año en que se aprobó las tarifas de información, los montos expresados están en dólares americanos.

Remasterización de cintas magnéticas con información sísmica Se ejecutó el proceso de contratación: “Servicio de Remasterización de cintas magnéticas con información sísmica de campo 2D”, el mismo que fue adjudicado a la empresa china Sinopec y será ejecutado en un tiempo de 7 meses. Durante ese periodo se copiará, con estricto control de calidad, la información de campo de más de 2.500 líneas sísmicas, contituyéndose en uno de los proyectos más importantes y ambiciosos que realizará el CNIH en la presente gestión, este trabajo es parte de la organización de datos que se está ejecutando desde el año pasado con el fin de conformar el Repositorio Nacional de Datos Hidrocarburíferos del país, que será de enorme utilidad para apoyar las actividades de exploración y explotación que se emprenderán en el futuro. Para iniciar este trabajo hubo que trasladar 11.000 cintas de 9 tracks de la Cintoteca ubicada en La Paz, a la ciudad de Santa Cruz en camionetas y un camión.

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Personal de YPFB en la Unidad Cintoteca de La Paz, montando las cajas de cintas magnéticas en vehículos de la Empresa para su traslado al CNIH en Santa Cruz

Apoyo al Plan de Exploración El Plan de Exploración de YPFB PEX 2010-2020 requiere gran apoyo por parte del CNIH, para conformar paquetes de datos con el objeto de promocionar y licitar a nivel internacional Áreas Reservadas de YPFB, en búsqueda de socios interesados de trabajar en conjunto con YPFB en proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos. El CNIH está apoyando a la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos (GERH) con la venta de los Documentos Base de Licitación (DBL), los Documentos Base de Convenios de Estudio (DBCE) y los paquetes de datos de las 15 Áreas que están en promoción para licitación y convenios de estudio en la presente gestión.

profundizar en el tema “Administración de Datos” (Data Management), en virtud a lo cual, viajaron el Director del CNIH, Ing. Luis Peñarrieta y el Ing. Olvis Padilla de la GERH a Stavanger, Noruega durante cuatro días para conocer y revisar el manejo del Banco de Datos Nacional de Noruega, conocido como DISCOSS, asimismo, verificar su utilidad e importancia en las actividades hidrocarburíferas de dicho país y como se puede transferir parte de esa experiencia al nuestro. Se tuvo la visita del especialista noruego Keith Harris, que está apoyando las actividades del proceso de remasterización de cintas magnéticas con información sísmica que está ejecutando el CNIH, asimismo, se tuvo la visita de ejecutivos de alto nivel de dicha cooperación con el objeto de revisar y controlar las actividades que están ejecutando en Bolivia.

Programa “Formación, Capacitación, Investigación, Gestión Documental e Información y Otras actividades Museos” El CNIH participó en la Comisión Mixta de este programa y en la Comisión Técnica del tema Investigación y Desarrollo en la revisión de los informes de los consultores contratados a través de la Organización de Estados Iberoamericanos (OEI) para las cuatro comisiones técnicas conformadas para tal efecto.

Cooperación Internacional Noruega - PETRAD La Presidencia Ejecutiva de YPFB aprobó la invitación que cursó la Cooperación Internacional de Noruega a través de PETRAD, para visitar Noruega con el objeto de

A través de Memorándum, la Presidencia Ejecutiva de YPFB Corporación autorizó para entregar información sin costo a YPFB Andina S.A. e YPFB Chaco S.A. de Áreas Reservadas específicas, con el objeto de promover actividades exploratorias de sus subsidiarias. se hizo una presentación a la GERH sobre Lutitas Bituminosas. Se continua entregando volúmenes importantes de información a la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE) y a la GERH. Se participó en reuniones con las empresas Ecopetrol de Colombia, Sinopec de China y Pachamama de Bolivia. Se está trabajando en 14 procesos que ejecutará el CNIH en la presente gestión de acuerdo al POA 2012.

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

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Gerencia Nacional de Fiscalización La Gerencia Nacional de Fiscalización (GNF) tiene por objetivo aprobar la fiscalización de las operaciones de Exploración y Explotación ejecutadas por las Operadoras de los Contratos Petroleros, para la reposición, el incremento de reservas y el aumento de producción. La fiscalización de las actividades de exploración y explotación, que ejecutan las empresas operadoras de los Contratos de Operación, son realizadas por la GNF a través de sus Unidades Técnicas, tomando en cuenta el marco legal correspondiente.

Funciones de la GNF

información técnica proporcionada por sus Direcciones para la liberación de las garantías bancarias establecidas, así como la elaboración de informe técnicos de recomendación de Fuerzas Mayores para la aplicación de la Cláusula por parte de las empresas operadoras. • Aprobar los informes técnicos de recomendación de Fuerzas Mayores para la aplicación de la Cláusula por parte de las empresas operadoras.

Las funciones de la GNF son: • Planificar la fiscalización de las actividades La GNF realiza la fiscalización de de campo presentadas por las empresas operadoras en los Programas de Trabajo todas las operaciones de exploración y y Presupuesto (PTP’s) para la recuperación óptima de los hidrocarburos. explotación que realizan las Operadoras • Aprobar la certificación de producción de hidrocarburos por campo y reservorio, para los fines consiguientes al pago de regalías, participaciones e IDH. Unidad de Control de Geología y Geofísica • Aprobar la certificación de quema de gas, gas combustible, para los fines consiguientes al pago de regalías, La Unidad de Control de Geología y Geofísica (UCGG) se participaciones e IDH. encarga de efectuar la fiscalización de trabajos explorato• Aprobar la certificación de Unidades de Trabajo de rios de geología y geofísica, para contribuir al incremento Exploración (U.T.E.) y Patentes Petroleras de acuerdo a y reposición de reservas de hidrocarburos. Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

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Sísmica 2D Iñiguazú, ejecutado por YPFB Petroandina S.A.M. Es un proyecto ejecutado por la Compañía YPFB Petroandina S.A.M., conformada por YPFB, con capital accionario del 60% y el 40% restante de PDVSA-Bolivia. La fiscalización del proyecto se ejecutó en el departamento de Tarija, provincia Gran Chaco, mismo que se concluyó la actividad de registro en fecha 6 de abril de 2012 con un total de 471,91 kilómetros.

Fiscalización de las operaciones de perforación realizadas por los fiscales de campo

Actividades de fiscalización Los profesionales dependientes de la Unidad de Control de Geología y Geofísica realizan actividades de fiscalización en campo como también en gabinete, el primer semestre de la gestión 2012, la UCGG realizó trabajos de fiscalización a todas aquellas actividades relacionadas con geología como ser:

• Registro sísmico y su procesamiento. • Remediación ambiental. • Certificación por actividades relacionadas con el proyecto geofísico. Los proyectos fiscalizados durante el primer semestre de 2012 en el área geofísica son los siguientes:

Sísmica 3D Chimoré, ejecutado por YPFB Chaco S.A. El proyecto inició el 30 de marzo de 2012, actualmente se encuentra en ejecución con un avance de: • Topografía 89.55% • Perforación 58.59% • Registro 21.43% El proyecto se encuentra ubicado en el departamento de Cochabamba, provincia Carrasco. Su objetivo es obtener mayor información de los reservorios de las formaciones Yantata (Cretácico) y de la formación Roboré (Devónico Inferior).

Fiscalización en geología y subsuelo • Adquisición de coronas/testigos de fondo. • Testigos laterales. • Obtención de registros eléctricos, radioactivos y sónicos. • Seguimiento al control geológico de pozo de todas las Compañías Operadoras que tienen Contratos de Operación con YPFB Corporación. • Certificación de operaciones ejecutadas. • Elaboración de reportes y seguimiento a los PTP’s Fiscalización en exploración geofísica • Levantamiento topográfico y apertura de trocha (sendero). • Perforación de pozos y cargado con explosivos para registro sísmico.

Trabajos de sísmica realizados por las Empresas Operadoras y fiscalizados por la GNF

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Unidad de Seguimiento a Trabajos de E­ xploración suma que fue transferida al Tesoro General del Estado para y Patentes Petroleras fines de cumplimiento de la distribución establecida en La Unidad de Seguimiento a Trabajos de Exploración y Patentes Petroleras elabora la certificación de Unidades de Trabajos de Exploración (UTE’s) y Patentes Petroleras de acuerdo a información técnica proporcionada por la Dire­cción de Geología y Perforación (DGP) para la liberación de las garantías bancarias establecidas, así como la elaboración del informe técnico de recomendación de Fuerzas Mayores para la aplicación de la Cláusula correspondiente por parte de las Operadoras.

Pago de Patentes Petroleras De acuerdo al Título IV de la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento de Pago de Patentes, YPFB determinó un importe total de MMBs 69.07 (Sesenta y nueve 07/100 millones de bolivianos), por concepto de Patentes que les corresponde reembolsar a las Compañías Petroleras, por las Áreas detentadas en Contratos Petroleros vigentes durante la gestión 2012, de los cuales, los Titulares reembolsaron a YPFB durante el primer semestre del año, un total de MMBs 50.07 (Cincuenta 07/100 millones de bolivianos),

el artículo 51 de la Ley N°3058, a tal efecto, YPFB remitió oportunamente toda la información a las instancias correspondientes, dentro de los plazos establecidos en la normativa vigente señalada, quedando pendiente de reembolso a la fecha por parte de YPFB Petroandina S.A.M., la suma de MMBs 19.00 (Diecinueve 00/100 millones de bolivianos), que corresponde a las Patentes Petroleras gestión 2012, sobre los dos Contratos para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas, suscritos con dicha empresa. En cumplimiento a los Artículos 47 al 50 de la Ley de Hidrocarburos N°3058 y Reglamento de Pagos de Patentes aprobado por Decreto Supremo N°28457 de 24/11/2005, modificado por Decreto Supremo N°29846 de 10/12/2008, las Patentes Petroleras reembolsadas por los Titulares de Contratos de Operación y Contratos de Exploración y Explotación en Áreas Reservadas, correspondiente a los períodos 2006 a 2012 ascienden a un total de MMBs 313.22 (Trescientos trece 22/100 millones de bolivianos), importe que no incluye las Áreas de Contrato bajo causal de Fuerza Mayor (Amboró Espejos, Tuichi y Río Hondo) debido a que se encuentran en Áreas Protegidas.

Reembolso de Patentes Petroleras - Gestiones 2006 a 2012 Por Contratos (En millones de bolivianos)

[MMBs]

Contratos de Operación

EEAR - YPFB Petroandina S.A.M.

70 65

61,68

59,31

57,07

60 55

50,07

50 45

41,72

40

34,63

35 30 25 20 15 10

8,74

5 0

2006

2007

Contratos Contratos de Operación EEAR - YPFB Petroandina S.A.M. Total Reembolsado al 30/06/12

2008 2006* 8,74 0,00 8,74

2009 2007 34,63 0,00 34,63

2008 33,97 7,75 41,72

2010 2009 43,60 13,47 57,07

EEAR: Contratos de Exploración y Explotación en Áreas Reservadas para YPFB

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2011 2010 47,58 14,09 61,68

2011 49,95 9,36 59,31

2012 2012 50,07 0,00 50,07

Total 268,55 44,67 313,22

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Reembolso de Patentes Petroleras - Gestiones 2006 a 2012 Por Compañías Petroleras (En millones de bolivianos)

Canadian Energy

[MMBs]

Matpetrol S.A.

YPFB Petroandina

Vintage Petroleum

BG Bolivia

Pluspetrol

Dong Won-GTLI

PESA-Petrobras Argentina S.A.

YPFB Chaco

YPFB Andina

Repsol YPF

Petrobras Bolivia

Total E&P

70 65

61,68

60

59,31

57,07

55

50,07

50 45

41,72

40

34,63

35 30 25 20 15 10

8,74

5 0 N° 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

2006

2007

Empresas YPFB Chaco S.A. YPFB Andina S.A. Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Petrobras Bolivia S.A. Total E&P Bolivie Vintage Petroleum BG Bolivia Pluspetrol Bolivia Corporation Dong Won Corp. Bolivia - GTL International** PESA - Petrobras Argentina S.A.*** Canadian Energy Enterprises Matpetrol S.A. YPFB Petroandina S.A.M.**** Total Reembolsado al 30/06/12

2008 2006* 1,37 1,17 2,17 0,80 0,97 0,29 0,60 1,04 0,03 0,24 0,02 0,05 0,00 8,74

2009 2007 5,41 4,61 8,59 3,18 3,85 1,13 2,39 4,13 0,10 0,95 0,08 0,21 0,00 34,63

2008 5,34 4,56 8,49 2,89 3,80 1,12 2,37 4,08 0,10 0,94 0,07 0,21 7,75 41,72

2010 2009 6,88 5,87 11,76 3,76 3,89 1,44 3,05 5,26 0,13 1,21 0,10 0,26 13,47 57,07

2011 2010 7,20 6,14 14,80 3,31 4,16 1,51 3,19 5,50 1,04 1,26 0,10 0,28 14,09 61,68

2011 7,47 7,06 15,06 4,77 3,40 1,54 3,25 5,60 0,14 1,28 0,10 0,28 9,36 59,31

2012 2012 8,94 8,80 10,40 4,76 3,79 1,69 3,56 6,15 0,15 1,41 0,11 0,31 0,00 50,07

Total 42,61 38,22 71,25 23,46 23,87 8,71 18,41 31,75 0,80 7,29 0,58 1,60 44,67 313,22

Fuente: Registros y documentos de respaldo en la Unidad de Seguimiento de UTE y Patentes * Contratos de Operación en Octubre de 2006 ** Cesión del Contrato de Operación Área Palmar, de Dong Won a GTLI 09/02/11 *** Cambio de nombre de Petrobras Energía S.A. (PESA) a Petrobras Argentina S.A. 17/01/11 **** Al primer semestre de 2012 queda pendiente de reembolso: parcial 2011 y anualidad total 2012

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Gerencia Nacional de Administración de Contratos La Gerencia Nacional de Administración de Contratos (GNAC) tiene como objetivo principal: “Dirigir y supervisar la gestión, administración y negociación de los Contratos Petroleros suscritos entre YPFB y empresas petroleras, en cuanto al cumplimiento de los aspectos técnicos, normativos, económico-financieros y legales”.

Dirección de Desarrollo y Producción En el primer semestre de 2012, la Dirección de Desarrollo y Producción (DDP) se ha enmarcado en el desarrollo de sus funciones específicas, estas son, en forma resumida: • Aprobación de Declaratorias de Comerciabilidad (DDC), se ha revisado y aprobado la DDC del campo Carrasco Este, que con la perforación del pozo exploratorio CRE-X1 alcanzó un Descubrimiento Comercial de nuevo campo. • Revisión y Aprobación de Planes de Desarrollo (PDD), en este semestre se ha revisado y aprobado el PDD del campo Carrasco Este presentado por la empresa operadora YPFB Chaco S.A. • Se ha aprobado la modificación del PDD del campo San Alberto, concretamente el programa de perforación del pozo SAL-16 contemplaba la terminación en 2 ramales, a la formación Huamampampa y la formación Santa Rosa; se aprobó la modificación con terminación en la formación Huamampampa. • Para el campo Sábalo, se modificó el PDD incluyendo la perforación del pozo SBL-9 y postergando el pozo SBL-6 hasta la ejecución de la sísmica 3D que Petrobras Bolivia S.A. considera imprescindible para continuar la exploración de avanzada hacia el norte de la estructura. • Paralelamente, la DDP está trabajando con la consultora Fronterra Geosciences, para elaborar los PDD de los campos San Alberto, Itaú, San Antonio, Incahuasi y Aquio, estos PDD permitirán a YPFB tener alternativas conceptuales diferentes y presentar Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) para la gestión 2013. • En aplicación al D.S. N°1202, la DDP está revisando los PDD de los campos Paloma, Surubí y Surubí Noroeste operados por Repsol YPF, los campos Camiri, Guairuy, La Peña, Arroyo Negro y Los Penocos operados por YPFB Andina S.A. y el campo Tatarenda operado por Matpetrol. • Paralelamente la DDP está trabajando con la consultora Knowledge Reservoir en la evaluación del potencial y la elaboración de PDD para los campos maduros Camiri, Monteagudo, Tatarenda y Surubí Noroeste, así como su correspondiente aplicación a través de los PTP’s 2013. • Revisión y Aprobación de los PTP’s modificados, presentados por las empresas operadoras, según los Contratos de Operación, al 30 de junio de cada año, en este caso se revisó y aprobó los PTP’s 2012 modificados, cuyo cuadro resumen mostramos a continuación. OPERADOR Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Petrobras Bolivia S.A. YPFB Andina S.A. YPFB Chaco S.A. Total E&P Bolivie Pluspetrol BG Bolivia Petrobras Argentina S.A. Vintage Petroleum GTL International Canadian Energy Matpetrol TOTAL

CAPEX - 2012 Aprobado YPFB Vigente 327,47 284,97 136,61 150,55 94,79 54,38 26,31 4,04 4,40 1,34 3,93 1,88 1.090,67

OPEX - 2012 Aprobado YPFB Vigente 184,71 303,07 123,28 184,88 74,25 58,48 23,76 18,26 1,25 1,15 973,09

CAPEX - 2012 Aprobado YPFB Modificado 231,36 308,18 125,73 129,43 94,79 64,56 36,92 5,86 12,95 0,27 3,93 1,88 1.015,85

OPEX - 2012 Aprobado YPFB Modificado 187,60 299,39 123,57 175,71 72,97 55,61 23,66 17,57 1,25 1,15 958,48

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

CAPEX

▼ ▲ ▼ ▼ ▲ ▲ ▲ ▲ ▼

▼

Diferencia -96,11 23,21 -10,89 -21,12 10,18 10,61 1,82 8,54 -1,07 -74,82

OPEX Diferencia ▲ ▼ ▲ ▼ ▼ ▼ ▼ ▼

▼

2,89 -3,68 0,30 -9,17 -1,28 -2,87 -0,10 -0,69 -14,61

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 2 3

• A través de la información generada por las empresas operadoras se ha realizado una cuantificación de reservas de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2011, en ella se puede hacer una comparación de la metodología que aplican cada una de las operadoras y los resultados en función de la reserva certificada por Ryder Scott al 31 de diciembre de 2009, considerando la producción acumulada de los años 2010 y 2011. • Monitoreo y seguimiento a los PTP’s 2012 modificados, en el siguiente cuadro se resume las actividades de equipos de perforación e intervención y los pozos, así como los resultados obtenidos en la actividad. PTP 2012 Modificado Pozos Porcentaje

Pozos Pozos PTP 2012 Ejecutados*1 55 pozos 27 pozos 100% 49%

Pozos en Ejecución 17 pozos 31%

Pozos por Ejecutar 11 pozos 20%

PTP 2012 Modificado Producción (MMPCD) Producción (MMmcd)

Producción Estimada 627,01 17,75

Producción Producción Total Real (Estimada+Real) 225,54 852,54 6,39 24,14

*1 Perforación e Intervención, incluyendo Terminación

• En el área de plantas de proceso, se está llevando adelante la Ampliación de la Planta Yapacaní - Fase II, la cual tiene un avance de 53%, ésta alcanzará una capacidad máxima de proceso de 130 MMPCD. • La segunda fase del Plan de Desarrollo del campo Margarita está en ejecución, con la perforación del pozo MGR-5 y se encuentra terminada la planchada para el ingreso del equipo de perforación al pozo MGR-6; paralelamente está en ejecución la construcción de otro módulo de proceso de gas de 6 MMmcd, se han adjudicado las compras de los equipos y materiales que tienen largos periodos de entrega.

Dirección de Gestión Económica de Contratos La Dirección de Gestión Económica de Contratos (DGEC) tiene como objetivos principales la administración, planificación, coordinación, ejecución y control de todas las actividades inherentes a la gestión económica y financiera de los Contratos de Operación. Principales logros (Enero-Junio 2012) • Finalización de la revisión de Costos Recuperables correspondientes a la gestión 2011 • Cálculo a Cuenta de la Retribución al Titular • Seguimiento y control financiero mensual a los Programas de Trabajo y Presupuestos (PTP’s) 2012 • Consolidación de bases de datos para consulta de información referente a Producción, Costos, Retribuciones, Regalías, IDH y Participación al TGN

Unidad de Revisión de Costos Los objetivos de la Unidad de Revisión de Costos (URC) son revisar y evaluar los Costos Reportados por los Titulares, de acuerdo a normativa y disposiciones legales vigentes.

Costos Recuperables reportados en la Gestión 2012 (Enero-Junio) Los Costos Recuperables están compuestos por Costos de Operación y Costos de Amortización, dichos costos ejecutados para el primer semestre (Enero-Junio) de la gestión 2012 por Empresas Operadoras se detallan a continuación: Costos Recuperables reportados por Operadora G. 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) Descripción Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Petrobras Bolivia S.A. YPFB Andina S.A. YPFB Chaco S.A. Pluspetrol BG Bolivia Petrobras Argentina S.A. Vintage Petroleum Matpetrol Acumulado Ene-Jun 2012

Costos de Operación 24,30 40,19 17,68 17,79 13,98 7,82 4,32 5,21 0,29 131,59

Costos de Amortización 37,80 96,13 26,63 60,30 22,59 16,74 5,70 2,72 0,13 268,74

Total General 62,11 136,32 44,31 78,08 36,57 24,56 10,02 7,93 0,42 400,33

Costos de Operación

[MM$us] 150 136,32 140

Costos de Amortización

130 120 110 100 90

78,08

80 70

62,11

60

44,31

50

36,57

40

24,56

30 20

10,02

7,93

Petrobras Argentina

Vintage

10 0

0,42 Petrobras Bolivia

YPFB Chaco Repsol YPF YPFB Andina Pluspetrol

BG Bolivia

Matpetrol

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Inversiones ejecutadas reportadas en la Gestión 2012 (Enero-Junio) Las inversiones son erogaciones o desembolsos directamente relacionadas con las actividades de exploración, evaluación, desarrollo y explotación, a fin de generar beneficios económicos futuros e incrementar y/o mantener los volúmenes de producción y reservas de hidrocarburos. Los importes ejecutados en inversiones en el primer semestre (Enero-Junio) de la gestión 2012 reportados por los Titulares se presentan a continuación: Inversiones reportadas Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) Descripción Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Petrobras Bolivia S.A. YPFB Chaco S.A. Total E&P Bolivie YPFB Andina S.A. BG Bolivia Pluspetrol Petrobras Argentina S.A. Vintage Petroleum Matpetrol GTL International Total General

[MM$us] 120

Enero 10,24 7,94 3,83 3,70 8,03 (0,03) 1,36 0,78 0,00 0,02 35,88

Febrero 14,86 9,26 7,63 4,12 2,88 3,78 1,16 0,50 0,05 0,00 0,02 44,26

Marzo 13,71 15,27 9,96 12,16 8,95 2,79 2,38 0,70 0,05 0,01 0,02 65,99

Abril 21,80 10,42 8,51 7,36 8,38 7,78 3,31 0,07 0,06 0,02 0,02 67,73

Mayo 21,85 21,91 11,28 6,65 6,11 4,23 1,74 0,93 0,12 0,09 0,02 74,94

Junio 28,30 17,09 9,99 7,77 6,72 (1,39) 0,85 1,03 0,16 0,04 0,02 70,58

Total Acum. 110,76 81,91 51,21 41,76 41,07 17,15 10,81 4,01 0,44 0,16 0,10 359,39

Inversiones reportadas Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos)

110,76

110 100 90

81,91

80 70 60

51,21

50

41,76

41,07

40 30

17,15

20

10,81

10 0

4,01 0,44

Repsol YPF

Petrobras Bolivia

YPFB Chaco

Total E&P Bolivie

YPFB BG Bolivia Pluspetrol Petrobras Vintage Matpetrol Andina Argentina

Inversiones reportadas vs Devolución de Inversiones G. 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) Operador Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Petrobras Bolivia S.A. YPFB Chaco S.A. Total E&P Bolivie YPFB Andina S.A. BG Bolivia Pluspetrol Petrobras Argentina S.A. Vintage Petroleum Matpetrol GTL International Total General

Inversiones Devoluciones Reportadas de Inversiones 110,76 37,80 81,91 96,13 51,21 60,30 41,76 0,00 41,07 26,63 17,15 16,74 10,81 22,59 4,01 5,70 0,44 2,72 0,16 0,13 0,10 0,00 359,39 268,74

0,16

Flujo Neto de Inversiones (+/-) ▲ 72,96 ▼ -14,23 ▼ -9,09 ▲ 41,76 ▲ 14,45 ▲ 0,41 ▼ -11,78 ▼ -1,69 ▼ -2,28 ▲ 0,03 ▲ 0,10 ▲ 90,65

0,10 GTLI

Al final del mes de junio de 2012, las Empresas Operadoras realizaron inversiones por $us359.39 Millones. Entre Abril y Junio se realizaron las mayores inversiones, principalmente por las inversiones efectuadas en los Megacampos Sábalo y San Alberto (Petrobras Bolivia) y en Margarita (Repsol YPF). Asimismo, se observa que Repsol YPF, Petrobras Bolivia, YPFB Chaco, YPFB Andina y Total E&P reportaron ejecuciones de inversiones por $us326.71 Millones el primer semestre, representando el 91% del total de inversiones efectuadas. En el primer semestre de la gestión 2012, se verificó un Flujo Neto de Inversiones positivo por $us90.65 Millones, en razón a que las Empresas Operadoras reportaron inversiones por $us359.39 Millones y se devolvieron inversiones vía amortización por $us268.74. Repsol E&P Bolivia S.A. presentó un Flujo de Inversiones más significativo, por $us72.96 Millones.

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Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones La Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones es la encargada de efectuar el cálculo de la Retribución del Titular, así como del monto correspondiente a Regalías, Participación al Tesoro General de la Nación e IDH.

Retribución al Titular y Participación de YPFB El Anexo “F” del Contrato de Operación define la forma de cálculo de la Retribución del Titular, que son Costos Recuperables más la Participación del Titular, y la Participación de YPFB. A partir de la firma de los Contratos de Operación, YPFB es partícipe de las ganancias percibidas por la explotación de hidrocarburos. Cálculo a cuenta de la Retribución del Titular y Participación de YPFB Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) Detalle Ene Feb Mar Abr May Jun Total Costos Recuperables 66,82 68,41 67,66 69,67 66,79 62,38 401,73 s/IVA Participación del Titular 53,66 66,89 80,34 69,94 102,94 106,04 479,81 s/IVA Ganancia de YPFB en los 49,35 64,69 78,36 68,62 80,78 60,31 402,10 Contratos de Operación Total General 169,83 199,99 226,36 208,22 250,51 228,73 1.283,64 Nota: Información preliminar, sujeta a re-liquidación

Participación del Titular y Participación de YPFB Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) Ganancia de YPFB

[MM$us] 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 53,66 70 60 50 40 49,35 30 20 10 0 Enero

Participación del Titular

102,94 80,34

106,04

69,94

66,89

64,69

Febrero

78,36

68,62

Marzo

Abril

80,78 60,31

Mayo

Junio

IDH y Participación al TGN El IDH y la Participación al TGN tienen una alícuota del 32% y 6%, respectivamente, del total de producción de hidrocarburos medidos en punto de fiscalización, ingresos que son redistribuidos por el Estado a los diferentes beneficiarios, según normativa vigente.

[MM$us] 200 190 180 170 160 34,26 150 140 130 120 110 100 90 137,24 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Enero

Pagos IDH y Participación al TGN Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos)

IDH

Participación al TGN

Participación al TGN 17% MM$us162,27 24,78

24,84

24,84

24,73 28,82

152,27 132,20

127,53

116,80

136,32

IDH 83% Febrero

Marzo

Abril

Mayo

MM$us802,35

Junio

En el periodo de análisis, YPFB realizó un total de pagos por $us964.62 Millones por conceptos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos y Participación al TGN.

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Regalías Se establece el pago de Regalías y Participación al Tesoro General de la Nación dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción sobre la base de los montos determinados en el último informe de Liquidación de Regalías y Participación al Tesoro General de la Nación, emitido de manera oficial por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Pagos por IDH, Regalías y Participación al TGN Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) IDH [MM$us] 250 240,03 240 230 220 210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Enero

Regalía Departamental

Regalía Nacional Compensatoria

206,72

202,06

203,24

Febrero

Marzo

Abril

Participación al TGN

210,49

Mayo

226,61

Participación al TGN 12,59% MM$us162,27

Junio

Regalía Nacional Compensatoria 2,10% MM$us27,04

Regalía Departamental 23,08% MM$us297,49

IDH 62,24% MM$us802,35

Pagos de Regalías por Departamentos Gestión 2012 Enero-Junio (En millones de dólares americanos) [MM$us] 70

Tarija

Santa Cruz

Cochabamba

Beni

Chuquisaca

Pando

62,81

Chuquisaca 3% MM$us11,02

65 60

52,83

55 50

45,54

45,54

Febrero

Marzo

45,33

45,44

Mayo

Junio

Cochabamba 6% MM$us19,93 Beni 6% MM$us18,03

Pando 3% MM$us9,01

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

Enero

Abril

Tarija 63% MM$us204,43

Santa Cruz 19% MM$us62,12

Dirección de Negociación y Gestión de Contratos La Dirección de Negociación y Gestión de Contratos (DNGC) tiene como objetivos principales los procesos de negociación de contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos, coordinación de actividades de Unidades de Seguimiento y Control (USC) y administración (análisis y control) de procesos de licitación de los Contratos de Operación. Principales logros (Enero-Junio 2012) • Conclusión de negociaciones del Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas a favor de YPFB del Bloque Azero, con las empresas Total E&P Bolivie y Gazprom y de los Estatutos de la Sociedad de Economía Mixta (SAM) a ser conformada con estas empresas. • Conclusión de la negociación de los Contratos de Servicios con YPFB Chaco S.A. para las Áreas San Miguel, Isarsama y Dorado Oeste. • Se elaboraron informes para proponer una nueva estructuración de las USC, logrando una nueva conformación de las mismas.

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Unidad de Negociación y Gestión de Contratos Entre los objetivos principales de la Unidad de Negociación y Gestión de Contratos (UNGC) se encuentran la suscripción de nuevos contratos de servicios en áreas exploratorias, lograr mayor exploración de hidrocarburos, establecer las mejores condiciones de ingresos para YPFB y generar nuevos modelos de contratos de servicios que posibiliten nuevas perspectivas de negocios.

Contrato Bloque Azero - Total E&P Bolivie y Gazprom En enero de 2012 se concluyen las negociaciones del Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas a favor de YPFB del Bloque Azero con las empresas Total E&P Bolivie y Gazprom. Asimismo, en junio de 2012 Total E&P Bolivie y Gazprom, informan a YPFB la aceptación de las condiciones establecidas en el Contrato y el Estatuto para la conformación de la Sociedad de Economía Mixta (SAM) por parte de sus casas matrices. Actualmente es están realizando las actividades necesarias por parte de los equipos de negociación, para que dicho Contrato cumpla lo establecido en la Constitución Política del Estado para su suscripción.

Negociaciones con YPFB Chaco S.A. En febrero de 2012 se iniciaron las reuniones de negociación de Contratos de Servicios Petroleros con la empresa subsidiaria YPFB Chaco S.A., en el marco de la asignación directa de áreas a empresas subsidiarias de YPFB para las áreas Isarsama, San Miguel y Dorado Oeste, contando con información técnica disponible, por lo que se determina recursos disponibles, pronósticos de producción, inversiones, probabilidades de éxito y número de pozos que serían perforados en las mencionadas áreas. De acuerdo a la citada información, se elaboraron modelos económicos para la evaluación de los proyectos exploratorios y para la participación directa de YPFB en el Anexo “F” de los Contratos. Hasta junio se terminó exitosamente con la negociación de los Contratos para las áreas San Miguel, Isarsama y Dorado Oeste, habiéndose remitido al Ministerio de Hidrocarburos y Energía para que siga en curso su aprobación.

Unidad de Administración de Procesos de Licitación El Decreto Supremo N°329 instruye la creación del Comité de Evaluación y Aprobación de Licitaciones, Contrataciones y Adquisiciones (CEALCA) como instancia encargada de velar por el cumplimiento de las obligaciones del Titular, con relación a los procesos de licitación y adquisición de materiales, obras, bienes y servicios relacionados a los Contratos de Operación. La Unidad de Administración de proceso de Licitación (UAPL), como Unidad Técnica de apoyo al CEALCA, regula los procesos de licitación, contratación y adquisición de materiales, obras, bienes y/o servicios realizados por los Operadores en el marco de los Contratos de Operación y el D.S. N°329. Las funciones principales de esta Unidad son coordinar, por instrucción del CEALCA, la asistencia a las aperturas de sobres dentro de los procesos de licitación realizados por los Operadores, la responsabilidad de registrar, procesar, analizar, evaluar y presentar la información necesaria para la toma de decisiones del CEALCA, elaborar la base de datos de empresas proveedoras de servicios petroleros y de los procesos autorizados por el CEALCA y organizar y administrar el archivo de contratos firmados entre las Operadoras y las empresas contratistas en el marco de la Cláusula 16 de los Contratos de Operación y el D.S. N°329.

Administración de Solicitudes A junio de 2012, la Unidad de Administración de Procesos de Licitación (UAPL), en el marco de la Cláusula 16 de los Contratos de Operación, respondió 229 solicitudes requeridas por las empresas operadoras de los Contratos de Operación, de las cuales el 90% fueron aprobadas y el 10% rechazadas de acuerdo al análisis técnico, económico y legal. Principales resultados obtenidos • Hasta el primer semestre de 2012 se mantienen contratos por $us2.331.126.707,60 • Cuatro Empresas Operadoras de los Contratos de Operación (Petrobras Bolivia S.A., Repsol YPF, YPFB Andina S.A. e YPFB Chaco S.A.) realizaron del 90% de las contrataciones. • La empresa que más recursos contrató es Petrobras Bolivia S.A. con $us738.770.648,76 equivalente al 31.96% • La segunda empresa fue Repsol YPF con $us675.395.074,62 equivalente al 28.97% • La tercera empresa fue YPFB Andina S.A. con $us471.440.359,43 equivalente al 20.22% • La cuarta empresa fue YPFB Chaco S.A. con $us200.745.106,70 equivalente al 8.61%

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Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos La Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos es la encargada de planificar y dirigir los proyectos exploratorios en Áreas bajo Contratos Petroleros que ejecutan las Empresas Petroleras, así como de la evaluación de Áreas con potencial hidrocarburífero para incrementar la actividad exploratoria en Bolivia. Objetivos de la GERH Los objetivos de la GERH son: • Formular y elaborar proyectos exploratorios en Áreas bajo Contratos Petroleros (Contratos de Operación, Contratos de Exploración y Explotación en Áreas Reservadas, Contratos de Servicios Petroleros) para definir los proyectos finales que ejecutarán las Empresas Operadoras en coordinación con las mismas en base al Plan de Exploración. • Evaluar periódicamente las Áreas Exploratorias a nivel nacional, para determinar e incrementar el potencial hidrocarburífero del país, generar un portafolio de prospectos y atraer inversiones a Bolivia.

Potencial hidrocarburífero de Bolivia

oportunidades existentes en Bolivia, con mercados asegurados tanto de exportación a Argentina y Brasil, como un mercado interno creciente. A través del Decreto Supremo N°1203 del 14 de Abril de 2012, se han aprobado 98 Áreas Reservadas a favor de YPFB con fines de que en ellas se realicen actividades de exploración y explotación a través de YPFB por sí misma operada por la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE) como también a través de de empresas que hayan suscrito con YPFB convenios de estudios o en su medida hayan ganado un proceso de licitación de Áreas.

Se cuenta con 98 Áreas Reservadas a

Cerca del 50% del territorio boliviano posee favor de YPFB para realizar actividades un gran Potencial Hidrocarburífero, donde importantes compañías petroleras a nivel de exploración y explotación mundial como Petrobras, PDVSA, Total, Repsol, Pluspetrol, British Gas, entre otras, desarrollan actualmente actividades de exploración y La ubicación y descripción de cada Área de Interés Petrolero explotación de hidrocarburos. La presencia de empresas se detalla en el Cuadro N°1 de la sección “Contratos de multinacionales petroleras refleja la confianza y el nivel de Operación”, en las páginas 34 al 38. Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

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Mapa de 98 Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de YPFB

Cobija

Bolivia se encuentra conformada por 11 provincias geológicas. Las provincias de interés petrolero corresponden a: • Cuenca Madre de Dios • Llanura Chaco-Beniana • Subandino • Pie de Monte • Altiplano. La mayor parte del territorio boliviano no ha sido explorada en detalle a excepción del Subandino y Pie de Monte, donde actualmente se encuentran los principales campos de producción de gas en nuestros país.

Trinidad

La Paz

Cochabamba Santa Cruz de la Sierra

Oruro

Información técnica de las Provincia Geológicas de Bolivia

Sucre

Potosí

La evidencia de excelentes rocas madre, reservorios y sellos, además de la presencia abundante de Oil seeps (emanaciones superficiales) y la deformación (plegamiento andino que ha generado numerosas trampas) hacen que muchas áreas en estas provincias geológicas sean altamente prospectivas.

Tarija

Nuevo Ciclo Exploratorio en Bolivia

(Huacareta, Cedro, Madre de Dios, Alegría, La Guardia).

YPFB en el marco de su actividad exploratoria ha iniciado un Nuevo Ciclo Exploratorio en Bolivia.

Estas 15 Áreas se encuentran distribuidas en todas las zonas geomorfolóficas de Bolivia y poseen información técnica, como geología, sísmica, información de pozos perforados, entre otros.

15 Áreas de Exploración En el marco de la primera ronda de promoción internacional, YPFB ha seleccionado para tal fin 15 Áreas de Exploración, 10 de ellas para suscribir Convenios de Estudios (Carandaíti, Ivirza, Pelícano, Coipasa, Corregidores, Cobija, Manuripi, Nueva Esperanza, Litoral, Choré) y 5 de ellas para suscribir Contratos de Exploración y Explotación

Para las 5 provincias geomorfológicas seleccionadas para la Promoción Internacional (Cuenca Madre de Dios, Boomerang-Llanura Beniana, Pie de Monte, Subandino Sur y Altiplano) se han preparado brochures, posters y presentaciones. Este conjunto de documentos tienen por objeto proveer una síntesis de la información general del potencial exploratorio en Bolivia, representando así un esfuerzo integrado por parte de YPFB para incentivar y optimizar las oportunidades de exploración petrolera en nuestro país.

Las unidades estratigráficas han dado evidencia de producción de hidrocarburos desde los niveles superiores del Silúrico a los niveles inferiores del Terciario (Silúrico superior, Devónico, Carbonífero, Pérmico-Triásico, Cretácico y Terciario inferior) siendo todos promisorios de constituir prospectos exploratorios.

Pozo Palometas NW-4 YPFB Chaco S.A. Santa Cruz-Bolivia

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Provincias Geológicas

Pando 57 1

58

Altiplano Llanura Beniana Llanura Chaqueña Cuenca Madre de Dios Pantanal Pie de Monte Subandino Norte Subandino Sur

60

Beni

La Paz

Referencias Áreas Exploratorias 63

85

Santa Cruz

64

Cochabamba 48

5

O ruro 17

Potosí 18

Chuquisaca 79 27 12

Tarija

84

Mapa de Provincias Geológicas y las 15 Áreas de Exploración del Nuevo Ciclo Exploratorio en Bolivia

Cuenca Madre de Dios

Boomerang - Llanura beniana

Esta zona coincide con la cuenca de antepaís Madre de Dios, que es la prolongación oriental de su homóloga peruana. En su sector sur, está separada de la zona exploratoria Beni por el Alto de Madidi. Comprende un área de 69.000 km2.

La cuenca corresponde a un tipo Foreland (antepaís), las principales trampas podrían ser de tipo estratigráfico, estructural y/o combinado. La mayoría de las estructuras del área están definidas como pliegues anticlinales suaves originados durante la Orogénesis Andina.

Cuenta con importantes estudios de prospección aero­magnética, geoquímica y sísmica. La red de líneas sísmicas cubre un 60% del área y se han perforado cuatro estructuras (5 pozos) con buenos indicios de hidrocarburos (31°API) en el Devónico Superior (formación Tomachi) y Carbonífero Inferior (formación Toregua), según resultados del pozo Pando-X1.

La roca generadora está constituida por lutitas de la formación El Carmen (Silúrico) y Roboré (Devónico). Las areniscas del Devónico (Limoncito), Cretácico (Cajones) y Terciario (Petaca) tienen porosidades y permeabilidades altas, por lo tanto son adecuadas para ser buenas rocas reservorio.

Áreas exploratorias en • Madre de Dios • Cobija • Manuripi • Nueva Esperanza

la zona Madre de Dios: 500.000 Has (1) 333.750 Has (57) 189.375 Has (58) 372.500 Has (60)

Las pelitas del Devónico y Terciario (Yecua) constituye buenos sellos. Hacia el borde de la cuenca, es posible que fallas normales puedan actuar como sellos efectivos al poner en contacto las areniscas de las formaciones devónicas con sedimentos más finos. Áreas exploratorias en la zona Boomerang-Llanura beniana: • Litoral 212.500 Has (63) • El Choro 262.500 Has (85)

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Subandino Sur

Altiplano

Tiene una extensión total de 28.000 km2. En toda el área se han efectuado hasta hoy varios trabajos de prospección geológica de superficie y sísmica, destacándose su sector norte, por su contenido de estructuras con condiciones geológicas favorables.

Es una zona ubicada entre la Cordillera Oriental y Occidental con una extensión de 60.000 km2. A partir de 1960 tanto YPFB como compañías privadas efectuaron gran actividad exploratoria relacionada a geología, geofísica, geoquímica y perforación exploratoria consistente en 8 pozos dispersos en toda la zona con resultados negativos pero que proporcionan valiosa información para una mejor evaluación de los parámetros del sistema hidrocarburífero de la región.

Los esfuerzos compresivos de la orogénesis andina ocurrida durante el Mioceno-Plioceno generaron trampas estructurales limitadas por fallas inversas que almace­ naron importantes cantidades de gas y petróleo, por consiguiente, el Subandino Sur contiene el 80% de las reservas de Hidrocarburos de Bolivia. El Sistema Petrolero está constituido por las rocas generadoras del Silúrico-Devónico, los reservorios del Devónico, Carbonífero, Triásico, Cretácico, Terciario y como sellos, tenemos a las lutitas del Devónico, Carbonífero y Terciario; la generación y migración de hidrocarburos principalmente ocurrió en el Mioceno-Plioceno. Áreas exploratorias en la zona Subandino: • Pelícano 46.250 Has (79) • Huacareta 453.750 Has (12)

Pie de Monte Tiene una extensión de 10.000 km2 . Por su importancia petrolera esta área cuenta con gran cantidad de estudios de prospección geológica, geofísica y geoquímica. Desde el punto de vista de la actividad exploratoria es considerada como un área madura. En cuanto al potencial petrolero, esta zona se extiende sobre el sector sur de la cuenca marina silúrico-devónica, en la que las formaciones pelíticas negras del Devónico fueron las principales generadoras de hidrocarburos durante el Mioceno-Plioceno, incluyendo las lutitas interestratificadas de las formaciones arenosas, las pelitas mencionadas presentan una proporción de materia orgánica total de pobre (menor a 0.5%) a moderada (entre 0.5% a 1%), factor que queda compensado por su gran espesor y extensión áreal.

El sistema petrolero está constituido por rocas generadoras de las formaciones El Molino y Chaunaca (Cretácico); reservorios del Terciario (formación Tambillo) y sellos del Terciario (formación Potoco y Santa Lucía). Si bien el Altiplano no es productiva en la actualidad, existen dos referencias importantes de producciones asociadas: El Pirín en Perú y Caimancito en el norte de Argentina, siendo la formación Yacoraite la productora, equivalente a la formación cretácica El Molino. Estas referencias mantienen el interés exploratorio del Área. Áreas exploratorias en la zona Altiplano: • Coipasa 515.000 Has (17) • Corregidores 655.000 Has (18)

Estudios geológicos desarrollados Los últimos estudios técnicos realizados en Áreas Exploratorias reservadas a YPFB confirman el potencial hidrocarburífero de Bolivia en la zona geomorfológica del pie de monte. Es así como los resultados de varios Convenios de Estudio firmados con las empresas YPF S.A., Petrobras Bolivias S.A. y la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos (GERH) de YPFB así lo definen, y las empresas han manifestado su propósito de pasar a la etapa operativa y firmar con YPFB Contratos de Servicios Petroleros, demostrando su interés de ejecutar actividades de exploración y explotación hidrocarburífera en el Área que le concernió estudiar.

Áreas exploratorias en la zona Subandino: • Cedro 99.775 Has (5) • Carandaity 100.000 Has (27) • La Guardia 90.625 Has (48) • Ivirza 73.750 Has (64) • Alegría 76.500 Has (84)

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Bolivia cuenta con 53,000,000.00 hectáreas de interés petrolero

Perforación del pozo Palometas NW-4D YPFB Chaco S.A. Santa Cruz-Bolivia Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

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Contratos de Operación Al 30 de Junio de 2012 se encuentran vigentes 41 Contratos de Operación para la exploración y explo­ tación de hidrocarburos, suscritos por YPFB con dife­­ rentes empresas petroleras nacionales y extranjeras, protocolarizados el 2 y 3 de Mayo de 2007. Según Decreto Supremo Nº1203 de 18 de Abril de 2012 y, de acuerdo a lo contenido en su Artículo 2º (Reserva y Adjudicación de Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de YPFB) de conformidad a lo establecido en la Ley Nº3058, se reservan 98 Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en calidad de Áreas Reservadas, que se encuentran en Zonas Tradicionales y Zonas No Tradicionales, y están definidas por sus vértices en coordenadas de la Proyección Universal y Transversal de Mercator (UTM, PSAD-56).

Se reservan 98 Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de YPFB en calidad de Áreas Reservadas Las Áreas Reservadas a favor de YPFB se otorgan, conceden y adjudican a la indicada empresa estatal a objeto de su exploración por sí, y en asociación mediante contratos de servicio.

La presente sección muestra 7 cuadros con la respectiva infomación:

1. Mapa de Áreas con Contratos de Operación, con Convenios de Estudios, Áreas Reservadas para YPFB y Áreas Libres. 2. Información referente a Trabajos de Exploración realizados por las Empresas Operadoras bajo la modalidad de Contratos de Operación, incluyendo la ubicación dentro de la Zona Tradicional o No Tradicional, Fase, Año, U.T.E. (Unidades de Trabajo de Exploración) a ejecutarse y, de manera indicativa, las actividades que se desarrollan en el Área de Contrato. 3. Información referente a los Contratos de Operación Protocolarizados vigentes. 4. Mapa de ubicación de pozos exploratorios en actividad. 5. Información relativa a pozos exploratorios perforados y en perforación en la presente gestión, indicando de manera general su ubicación, profundidad programada, alcanzada y estado actual. 6. Mapa de ubicación de pozos de desarrollo en actividad. 7. Información relativa a pozos de desarrollo perforados y en perforación en la presente gestión, indicando de manera general su ubicación, profundidad programada, alcanzada y estado actual.

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Cuadro 1 Áreas con Contratos de Operación, Contratos de Exploración y Explotación, Convenios de Estudio, Áreas Reservadas a favor de YPFB y Áreas Libres 9° 9.000.000

600.000 68°

500.000 69°

400.000 70°

700.000

800.000

67°

66°

200.000

65°

500.000 63°

400.000 64°

300.000

600.000 62°

700.000

61°

DIVISIÓN MORFOESTRUCTURAL

800.000

60°

200.000

59°

300.000

400.000 58°

500.000 57° 9° 9.000.000

ZONA TRADICIONAL

(Ampliación: D.S. 28310, 26/Ago/05)

MADRE DE DIOS BENI CHACO

8.900.000 10°

8.900.000 10°

PANTANAL PIE DE MONTE SUBANDINO NORTE

ESCALA GRÁFICA

SUBANDINO SUR

KILÓMETROS

ALTIPLANO

8.800.000

8.800.000 11°

Cobija

11°

8.700.000

8.700.000

12°

12°

8.600.000

8.600.000

13°

13°

8.500.000

8.500.000

14°

14°

34N

8.400.000

8.400.000

34S

Trinidad 15°

15°

25 8.300.000

8.300.000

LAG

OT

ITIC

AC

A 16°

16° 8.200.000

8.200.000

La Paz

35

17°

17°

37

8.100.000

8.100.000

Cochabamba

29

29

Santa Cruz de la Sierra

Oruro

40-1

18° 8.000.000

18° 8.000.000

31-2

Sucre

31-3

7.900.000 19°

7.900.000 19°

31-3

Potosí 38

39

7.800.000

7.800.000 20°

36

20°

32

40-2

33C

7.700.000

7.700.000

21°

40-3

21°

41

33 27 31-1

Tarija 28

7.600.000

7.600.000

26

31-4

22°

22°

7.500.000

ÁREAS RESERVADAS EN CONTRATO PARA E&E (S.A.M.) ÁREAS RESERVADAS EN CONTRATO DE SERVICIOS PETROLEROS ÁREAS EN TRÁMITE PARA CONTRATO DE SERCIOS PETROLEROS ÁREAS RESERVADAS A FAVOR DE YPFB (D.S. N°1203) ÁREA DISPONIBLE DE INTERÉS PETROLERO

30

23°

7.400.000

70° 400.000

69° 500.000

68° 600.000

67° 700.000

800.000

66° 200.000

65° 300.000

64° 400.000

63° 500.000

62° 600.000

61° 700.000

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

800.000

60° 200.000

59° 300.000

58° 400.000

7.500.000

23°

7.400.000 57° 500.000

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 3 5 CONTRATOS DE OPERACIÓN ÁREA OPERADOR

No.

CAMPO EXTENSIÓN (Has)

NOMBRE

ÁREAS DE EXPLORACIÓN PARCIAL

1N

Amboró-Espejos

Amboró-Espejos (1) Amboró-Espejos Norte

1S

Amboró-Espejos Sur

158.125,00

ÁREAS DE

EXTENSIÓN

TOTAL

EXPLOTACIÓN

(Has)

(Has)

SUBTOTAL

PARCIAL

208.750,00

50.625,00

2

Boquerón

Boquerón

3

Camiri

Camiri

3.750,00

4

Cascabel

Cascabel

3.750,00

5

Cobra

Cobra

1.250,00

6

Enconada

Enconada

7

Grigotá

Los Sauces (*)

25.000,00 10.000,00

13.750,00

3.125,00

8

Guairuy

Guairuy

YPFB

9

La Peña-Tundy

La Peña-Tundy

ANDINA S.A.

10

Palacios

Palacios

11

Patujú

Patujú

12

Puerto Palos

Puerto Palos

1.250,00

13

Río Grande

Río Grande

21.875,00

14

Sara Boomerang I

15N 15-1

Sara Boomerang I

94.375,00

94.375,00

Sara Boomerang III Sara Boomerang III Norte

19.375,00

19.375,00

Sara Boomerang III

15-2

CANADIAN

625,00

Arroyo Negro (*)

2.500,00

Los Penocos (*)

1.250,00

Sirari

Sirari

3.750,00

17

Víbora

Víbora

4.375,00

18

Yapacaní

Yapacaní

19-1

La Vertiente

La Vertiente,

19-2

Los Suris

Los Suris

19-3

Bloque XX-Tarija Este

Palo Marcado (*), Ibibobo (**)

Warnes

Warnes

1.825,00

21-1

Bulo Bulo

Bulo Bulo

8.750,00

21-2

Caigua

Caigua

1.875,00

21-3

Carrasco-Carrasco FW

Carrasco, Carrasco FW (***)

6.250,00

5.000,00 37.5000,00 57.600,00

Escondido, Taiguati

20

433.500,00

1.250,00

16

B.G. BOLIVIA

8.500,00

5.000,00 15.100,00 1.825,00

ENERGY

Chimoré I

21-4 21-5

Chimoré I

21-6

14.375,00

14.375,00 Kanata (*)

10.000,00

Kanata Norte (*)

4.375,00 8.750,00

21-7

Churumas

Churumas

21-8

Humberto Suárez Roca

Humberto Suárez Roca

21-9

Juan Latino II-Campo

Percheles (*)

3.750,00 25.000,00

Percheles YPFB

21-10

Junín

Junín

1.875,00

CHACO

21-11

Katari

Katari

2.500,00

S.A.

21-12

Los Cusis

Los Cusis

2.500,00

21-13

Los Monos

Los Monos

2.500,00

21-14

Montecristo

Montecristo

21-15

Palometas NW

Palometas NW

6.250,00

21-16

Patujusal-Patujusal W

Patujusal, Patujusal W (*)

5.000,00

21-17

San Ignacio

San Ignacio

3.750,00

21-18

San Roque

San Roque

3.750,00

21-19

Santa Rosa

Santa Rosa

6.875,00

21-20

Santa Rosa W

Santa Rosa W

1.250,00

21-21

Vuelta Grande

Vuelta Grande

6.250,00

22

El Dorado

El Dorado (*)

18.250,00

GTLI

23

Palmar

Palmar

2.500,00

2.500,00

MATPETROL

24

Tatarenda

Tatarenda

5.000,00

5.000,00

144.425,00

550,00

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

3 6 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S CONTRATOS DE OPERACIÓN ÁREA OPERADOR

CAMPO

No.

EXTENSIÓN (Has) NOMBRE

ÁREAS DE EXPLORACIÓN PARCIAL Río Hondo (1)

ÁREAS DE

EXTENSIÓN

TOTAL

EXPLOTACIÓN

(Has)

(Has)

SUBTOTAL

PARCIAL

1.000.000,00 1.000.000,00

25

Río Hondo

PETROBRAS

26

San Alberto

San Alberto (*)(***)

17.508,56 1.076.858,56

BOLIVIA S.A.

27

San Antonio-Sábalo

Sábalo (*)(***)

34.450,00

28

Bloque XX-Tarija Oeste

Itaú (*)

24.900,00

29

Colpa-Caranda

Colpa-Caranda (***)

22.800,00

30

Bermejo-Toro-Barredero-

Bermejo, Toro, Barrendero,

10.087,50

Tigre-San Telmo

Tigre, San Telmo

31-1

O’Connor-Huayco

Huayco

31-2

Río Seco

Río Seco

18.750,00

31-3

San Isidro-Tacobo-Tajibo

Tacobo (*), Tajibo (*), Curiche (*)

38.000,00

31-4

Yacuiba-Madrejones

Madrejones Bolivianos (*)

25.000,00

PETROBRAS ARGENTINA

22.800,00

S.A.

PLUSPETROL

7.500,00 99.337,50

Bolivianos 32 33C

Cambeiti

Cambeiti

Caipipendi

Huacaya (*)

35.625,00

Margarita (*)

87.400,00

33 REPSOL YPF

34N

E&P

34S

Tuichi

Tuichi (1)

Tuichi Norte

512.500,00

50.000,00

Tuichi Sur

2.000,00

680.525,00

462.500,00

35

Mamoré

Surubí Noroeste (*)

36

Monteagudo

Monteagudo

25.000,00

37

Surubí

Surubí-Paloma

15.000,00

TOTAL E&P

38

Aquio

Aquio (*)

23.750,00

BOLIVIE

39

Ipati

Incahuasi (*)

37.500,00

3.000,00

40-1

Naranjillos

Naranjillos (***)

6.250,00

VINTAGE

40-2

Porvenir

Porvenir

7.500,00

PETROLEUM

40-3

Chaco Sur

Chaco Sur (*)

4.500,00

41

Ñupuco

Ñupuco TOTAL

1.849.375,00

61.250,00

27.250,00

9.000,00 763.496,06 2.612.871,06

ÁREAS RESERVADAS A FAVOR DE YPFB ÁREA OPERADOR

No.

ÁREAS DE EXPLORACIÓN

ZONA

TOTAL

EXTENSIÓN (Has) PARCIAL

ÁREAS DE EXPLOTACIÓN

3

Madidi

No tradicional

690.000,00

690.000,00

4

Secure

No tradicional

723.502,20

723.502,20

9

Iñaú

Tradicional

100.000,00

1000.000,00

13

Tiacia

Tradicional

91.225,00

91.225,00

YPFB

15

Iñiguazú

Tradicional

64.375,00

64.375,00

PETROANDINA

14N

Aguaragüe Norte

Tradicional

71.625,00

S.A.M.

14C

Aguaragüe Centro

Tradicional

49.125,00

14SA

Aguaragüe Sur “A”

Tradicional

29.375,00

14SB

Aguaragüe Sur “B”

Tradicional

31

Chispani

No tradicional

755.209,62

755.209,62

32

Lliquimuni

No tradicional

675.000,00

675.000,00

33

Chepite

No tradicional

387.500,00

387.500,00

2

Río Beni

No tradicional

1.000.000,00

1.000.000,00

GTLI S.A.

(Has)

SUBTOTAL

3.651.311,82 164.500,00

14.375,00

6

Almendro

Tradicional

98.375,00

98.375,00

11

Itacaray

Tradicional

58.750,00

58.750,00

30

Cupecito

Tradicional

95.625,00

95.625,00

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

1.252.750,00

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 3 7 ÁREAS RESERVADAS A FAVOR DE YPFB ÁREA OPERADOR

No.

ÁREAS DE EXPLORACIÓN

ZONA

PARCIAL GAZPROM -

TOTAL

EXTENSIÓN (Has)

ÁREAS DE EXPLOTACIÓN

(Has)

SUBTOTAL

785.625,00

785.625,00

785.625,00

11.875,00

11.875,00

11.875,00

193.359,38

193.359,38

21.093,75

21.093,75

Tradicional

57.500,00

57.500,00

Isipote

Tradicional

33.750,00

33.750,00

29

Yoai

No tradicional

45.000,00

45.000,00

37

Florida

Tradicional

29.375,00

29.375,00

39

Arenales

Tradicional

98.875,00

98.875,00

40

Taputá

Tradicional

42.500,00

42.500,00

42

Algarrobilla

Tradicional

43.125,00

43.125,00

43

Yuchán

No tradicional

40.000,00

40.000,00

46

Capiguazuti

Tradicional

22.000,00

22.000,00

47

Río Salado

Tradicional

50.000,00

50.000,00

1

Madre de Dios

No tradicional

500.000,00

500.000,00

24

Sayurenda

Tradicional

91.750,00

91.750,00

5

Cedro

Tradicional

99.775,00

99.775,00

8A

Carohuaicho “8A”

Tradicional

100.000,00

7

Azero

No tradicional

21

Sanandita

Tradicional

16

San Telmo

No tradicional

22

Astillero

Tradicional

23

Sunchal

26

TOTAL EASTERN PETROLEUM

YPFB

396.250,00

8B

Carohuaicho “8B”

Tradicional

98.750,00

8C

Carohuaicho “8C”

Tradicional

97.500,00

8D

Carohuaicho “8D”

Tradicional

100.000,00

10

Sauce Mayu

Tradicional

45.750,00

45.750,00

12

Huacareta

No tradicional

453.750,00

453.750,00

17

Coipasa

No tradicional

515.000,00

515.000,00

18

Corregidores

No tradicional

655.000,00

655.000,00

19

Buena Vista

Tradicional

2.500,00

2.500,00

20

Camatindi

Tradicional

10.725,00

10.725,00

25

Villamontes

Tradicional

12.500,00

12.500,00

27

Carandaiti

Tradicional

100.000,00

100.000,00

28

Boyuibe

Tradicional

75.000,00

75.000,00

34

Isarsama

No tradicional

28.750,00

28.750,00

35

Manco Kapac

Tradicional

5.000,00

5.000,00

36

San Miguel

Tradicional

1.250,00

1.250,00

38

El Dorado Oeste

Tradicional

86.250,00

86.250,00

41

Ovai

No tradicional

161.250,00

161.250,00

44

Casira

No tradicional

192.500,00

192.500,00

45

La Ceiba

Tradicional

33.125,00

33.125,00

48

La Guardia

Tradicional

90.625,00

90.625,00

49

Iguembe

Tradicional

17.500,00

17.500,00

50

San Martín

Tradicional

11.875,00

11.875,00

51

Okinawa

Tradicional

99.850,00

99.850,00

52

Rodeo

Tradicional

53

Pilar

No tradicional

54

El Remate

55

Nuevo Horizonte

56

98.050,00

98.050,00

392.500,00

392.500,00

Tradicional

50.625,00

50.625,00

Tradicional

96.875,00

96.875.00

Puerto Grether

Tradicional

82.500,00

82.500,00

57

Cobija

No tradicional

333.750,00

333.750,00

58

Manupiri

No tradicional

189.375,00

189.375,00

59

Toromonas

No tradicional

433.750,00

433.750,00

60

Nueva Esperanza

No tradicional

372.500,00

372.500,00

46.463.110,50

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

3 8 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S ÁREAS RESERVADAS A FAVOR DE YPFB ÁREA OPERADOR

No.

ÁREAS DE EXPLORACIÓN

ZONA

TOTAL

EXTENSIÓN (Has) PARCIAL

YPFB

ÁREAS DE EXPLOTACIÓN

(Has)

SUBTOTAL

61

San Felipe

No tradicional

490.000,00

490.000,00

62

Enero

No tradicional

560.000,00

560.000,00

63

Litoral

No tradicional

212.500,00

212.500,00

64

Ivirza

No tradicional

73.750,00

73.750,00

65

Madre Selva

No tradicional

680.000,00

680.000,00

66

San Silvestre

No tradicional

230.000,00

230.000,00

67

La Tigra

No tradicional

149.375,00

149.375,00

68

Abapó

No tradicional

63.750,00

63.750,00

69

Menonita

Tradicional

71.750,00

71.750,00

70

Avispa

No tradicional

182.500,00

182.500,00

71

Monteverde

No tradicional

381.250,00

381.250,00

72

Tita-Techi

Tradicional

81.250,00

81.250,00

73

Abeja

Tradicional

98.750,00

98.750,00

74

Colibrí

No tradicional

342.500,00

342.500,00

75

Fortín Paredes

No tradicional

346.165,87

346.165,87

76

Otuquis

No tradicional

600.000,00

600.000,00

77

Izozog

No tradicional

382.500,00

382.500,00

78

Oriental

Tradicional

96.875,00

96.875,00

79

Pelícano

Tradicional

46.250,00

46.250,00

80

Las Moras

No tradicional

105.000,00

105.000,00

81

Peta

No tradicional

330.000,00

330.000,00

82

Miraflores

No tradicional

320.000,00

320.000,00

83

Ayoreo

No tradicional

181.250,00

181.250,00

84

Alegría

Tradicional

85

El Chore

No tradicional

86

Yuarenda

No tradicional

45.175,00

45.175,00

87

Santa Catalina

No tradicional

248.041,50

248.041,50

88

San Andrés

No tradicional

355.000,00

355.000,00

89

Chacarilla

No tradicional

430.000,00

430.000,00

90

Totrani

No tradicional

565.000,00

565.000,00

91

Santa Lucía

No tradicional

325.000,00

325.000,00

92

Garci Mendoza

No tradicional

465.000,00

465.000,00

93

Río Mulato

No tradicional

340.000,00

340.000,00

94

Colchani

No tradicional

450.000,00

450.000,00

95

Casa Grande

No tradicional

307.500,00

307.500,00

96

Charagua

Tradicional

99.250,00

99.250,00

97

Irenda

Tradicional

25.000,00

25.000,00

98

Ingre

No tradicional

31.250,00

76.500,00

76.500,00

262.500,00

262.500,00

16.463.110,50

31.250,00

TOTAL ÁREAS RESERVADAS

22.164.672,32

22.164.672,32

EXTENSIÓN (Has) RESUMEN

EXPLORACIÓN

EXPLOTACIÓN

2.612.871,06

1.849.375,00

ÁREAS RESERVADAS EN CONTRATO PARA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN (S.A.M.)

3.651.311,82

3.651.311,82

ÁREAS RESERVADAS EN CONTRATO DE SERVICIOS PETROLEROS (2)

2.050.250,00

2.050.250,00

ÁREAS RESERVADAS A FAVOR DE YPFB (3)

16.463.110,50

763.496,06

TOTAL

ÁREAS EN CONTRATO DE OPERACIÓN

16.463.110,50

ÁREA LIBRE DE INTERÉS PETROLERO

28.722.456,62

ÁREA TOTAL DE INTERÉS PETROLERO

53.500.000,00

(1) Contrato de Operación con Causales de Fuerza Mayor (2) Se incluyen las Áreas que están en trámite para Contrato de Servicios Petroleros (GTLI, Gazprom y Eastern Petroleum) (3) Existen Áreas en Convenios de Estudio, asignación a subsidiarias, asignación a GNEE, Compromisos para firma de Contratos de Servicios Petroleros, etc.

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 3 9

Cuadro 2: Control de Ejecución de UTE Certificadas de Contratos de Operación a Junio de 2012 ÁREA DE

ÁREA

FECHA

OBLIGACIONES DE UNIDADES DE

No. OPERADOR CONTRATO

TRABAJO PARA LA EXPLORACIÓN Zona Depto. Parcelas Fase

1

Total E&P

Ipati

T

Bolivie

SCZ,

24.55

4

Año 10

Inicio

Concl.

2-May-07 7-Ago-08

Comprom. Transfer. Obligac. Crédito Certific. 674.22

674.22

-

582.39

ACTIVIDADES

Ejecuc. 582.39

Saldo 91.83 CERTIFICACIÓN DE UTE 21-NOV-08 60.88 km2 Sísmica 3D en el Área = 395.72 UTE

CHU

143.39 km2 Sísmica 3D fuera del Área = 186.67 UTE Incumplimiento de 91.83 UTE, monto depositado por el Operador del Contrato con destino al TGN. Fase 4 ampliada en 258 días por Fuerza Mayor debido al atraso en la otorgación de la Licencia Ambiental para la ejecución de Sísmica 3D. Concluyó el Periodo adicional de Exploración al terminar la Fase 4 y devolvió el Área Remanente de exploración. Se levantó el Área de Contrato en Retención Ipati, efectuándose la Declaratoria de Comerciabilidad con fecha efectiva el 29/04/2011. 2

YPFB

Chimoré I

T

CBB

11.50

4

8

2-May-07

-

-

-

-

-

-

Chaco S.A.

- Obligaciones de UTE a definir en el momento de suspender la Fuerza Mayor por causales Medio Ambientales (Área Protegida). Levantamiento y cese de Fuerza Mayor en el Área de Contrato a partir de 8/11/11.

3

YPFB

Amboró

NT

SCZ

83.50

1

5

2-May-07

-

-

T

SCZ

13.00

3

7

2-May-07

-

146.48

-

-

-

-

Andina S.A. Espejos 4

YPFB

Sara

Fuerza Mayor por causales Medio Ambientales (Área Protegida). 146.48 1,063.92 1,210.40 1,210.40 (1,063.92) Obligación de UTE remanente a considerar en los volúmenes de

Andina S.A. Boomerang

trabajo en el PTP 2011. Se levantó la Fuerza Mayor por causales

III 5

YPFB

Sara

de Comunidades en fecha 01/01/2011. NT

SCZ

37.75

2

6

2-May-07

-

677.65

677.65

-

-

-

677.65 Obligación de UTE remanente a definir en el momento de suspender

Tuichi

NT

LPZ,

205.00

2

6

2-May-07

-

-

-

-

-

-

- Obligaciones de UTE a definir en el momento de suspender la

Aquio

T

SCZ,

10.16

2

4-5

234.88

234.88

-

679.81

679.81

Andina S.A. Boomerang I 6

Repsol

la Fuerza Mayor por causal de Comunidades.

YPF E&P 7

Total E&P

- Obligaciones de UTE a definir en el momento de suspender la

BNI

Bolivie

Fuerza Mayor por causales Medio Ambientales (Área Protegida). 2-May-07 1-May-09

(444.93) Obligación de UTE remanente CERTIFICACIÓN DE UTE 28-ABR-09

CHU

92.25 km2 Sísmica 3D en el Área = 480.00 UTE 311.49 km2 Sísmica 3D fuera del Área = 199.81 UTE Perforación del Pozo Aquio X-1001 programado a 6300m. (cambio de

T

fase)

SCZ,

10.10

3

6-7

2-May-09 1-May-11

900.00

900.00

444.93

710.30 1,155.23

CHU

(255.23) CERTIFICACIÓN DE UTE 06-OCT-10 Pozo AQI-X1001 hasta 2901m. = 710.30 UTE Se efectuó la Declaratoria de Comerciabilidad en fecha 29/04/11

8

Petrobras

Ingre

NT

CHU

14.00

2

6-7-8 2-May-07 6-Nov-09

(cambio de

NT

CHU

12.50

3

9-10

NT

LPZ,

400.00

1

4

-

-

619.43 2,077.79 2,697.22 (2,697.22) CERTIFICACIÓN DE UTE 30-OCT-08

Bolivia S.A.

Pozo Ingre X1 hasta 2108m. = 472.40 UTE 7-Nov-09 6-Nov-11

500.00

2,697.22 (2,197.22) CERTIFICACIÓN DE UTE 27-OCT-09

500.00 2,697.22

fase) 9

Petrobras

Río Hondo

Pozo Ingre X1 hasta 5077m. = 1605.39 UTE

Bolivia S.A.

2-May-07

-

-

-

-

-

-

BNI,

Áreas de Contrato bajo causal de Fuerza Mayor por aspecto

CBB 10

Petrobras

socioambiental (Área Protegida

San Alberto

T

TJA

12.61

5

11-12 2-May-07 9-Oct-08

-

- 2,980.17

(cambio de

T

TJA

12.61

6

13-14 10-Oct-08 9-Oct-10

900.00

900.00 2,980.17

NT

CHU,

77.96

5

14-15 2-May-07 5-Jun-08

550.23

550.23

- 2,980.17 (2,980.17) Perforación del Pozo San Alberto 15 programado a 5365m.

Bolivia S.A.

Devolución del Área Remanente de Exploración San Alberto Este 2,980.17 (2,980.17) y San Alberto Oeste. Continúa el Contrato de Operación con el

fase) 11

Repsol YPF E&P

- UTE cumplidas en la Fase 1

Caipipendi

Área de Explotación correspondiente al campo San Alberto. - 1,405.63 1,405.63

(855.40) CERTIFICACIÓN DE UTE 22-ABR-08

TJA,

Pozo Cuevo West-X2 tramo 5421-5620m. = 252.73 UTE

SCZ

CERTIFICACIÓN DE UTE 05-JUN-08 Pozo Huacaya X1(D) tramo 1087-4800m. = 1152.90 UTE Devolución del Área Remanente de Exploración Caipipendi. Continúa el Contrato de Operación correspondiente a los campos Margarita y Huacaya.

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

4 0 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 3: Contratos de Operación Protocolarizados a Junio de 2012 No

1

FECHA

FECHA

SUSCRIPCIÓN

EFECTIVA

27-Oct-06

2-May-07

OPERADOR

Vintage Petroleum Boliviana Vintage Petroleum Boliviana Ltd. Ltd. Suc. Bol.

2

27-Oct-06

2-May-07

TITULAR

Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia

28-Oct-06

2-May-07

BG Bolivia Corporation Sucursal BG Bolivia Corporation Suc. Bolivia Bolivia

ÁREA DE

ÁREA DE

ÁREA DE

ÁREA DE

CONTRATO

EXPLORACIÓN

EXPLOTACIÓN

RETENCIÓN

100% Chaco

Suc. Bol.

Tecpetrol de Bolivia S.A. 3

PARTICIPACIÓN

PARCELAS

HECTÁREAS

PLAZO (AÑOS)

-

Chaco Sur

-

1.80

4,500.00

Porvenir

-

Porvenir

-

3.00

7,500.00

5

Naranjillos

-

Naranjillos

-

2.50

6,250.00

26

-

Incahuasi

-

15.05

37,625.00

26

-

Palo Marcado

Ibibobo

6.04

15,100.00

17

-

La Vertiente,

-

15.00

37,500.00

7

80% Ipati

17

20% 100% Bloque XX Tarija Este La Vertiente

Escondido, Taiguati Los Suris 4

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Chaco S.A.

YPFB Chaco S.A.

100% Chimoré I

Chimoré I

Los Suris

-

2.00

5,000.00

7

Kanata, Kanata Norte

-

11.50

28,750.00

25

Juan Latino II

-

Percheles

-

10.00

25,000.00

25

San Ignacio

-

San Ignacio

-

1.50

3,750.00

25

Los Cusis

-

Los Cusis

-

1.00

2,500.00

25

Vuelta Grande

-

Vuelta Grande

-

2.50

6,250.00

25

Santa Rosa

-

Santa Rosa

-

2.75

6,875.00

25

Santa Rosa W

-

Santa Rosa W

-

0.50

1,250.00

25

San Roque

-

San Roque

-

1.50

3,750.00

25

Palometas NW

-

Palometas NW

-

2.50

6,250.00

25

Bulo Bulo

-

Bulo Bulo

-

3.50

8,750.00

25

Patujusal

-

Patujusal, Patujusal O.

-

2.00

5,000.00

25

H. Suárez Roca

-

Humberto Suárez Roca

-

1.50

3,750.00

25

Los Monos

-

Los Monos

-

1.00

2,500.00

25

Katari

-

Katari

-

1.00

2,500.00

25

Junín

-

Junín

-

0.75

1,875.00

25

Churumas

-

Churumas

-

3.50

8,750.00

25

Carrasco

-

Carrasco, Carrasco FW

-

2.50

6,250.00

25

Caigua

-

Caigua

-

0.75

1,875.00

25

Montecristo

-

Montecristo

-

0.22

550.00

25

5

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Patujú

-

Patujú

-

0.50

1,250.00

25

6

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Víbora

-

Víbora

-

1.75

4,375.00

25

7

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Sirari

-

Sirari

-

1.50

3,750.00

25

8

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Guairuy

-

Guairuy

-

4.00

10,000.00

25

9

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Río Grande

-

Río Grande

-

8.75

21,875.00

25

10

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Cobra

-

Cobra

-

0.50

1,250.00

25

11

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Yapacaní

-

Yapacaní

-

2.00

5,000.00

25

12

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Boquerón

-

Boquerón

-

1.50

3,750.00

25

13

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Grigotá

-

Grigotá

-

10.00

25,000.00

25

14

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Palacios

-

Palacios

-

0.25

625.00

25

15

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Amboró Espejos*

-

83.50

208,750.00

25

16

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Camiri

-

Camiri

-

5.50

13,750.00

25

17

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Puerto Palos

-

Puerto Palos

-

0.50

1,250.00

25

18

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Enconada

-

Enconada

-

1.25

3,125.00

25

19

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Sara Boomerang III S. Boomerang III -

-

13.00

32,500.00

25

20

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Cascabel

-

1.50

3,750.00

25

21

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% Sara Boomerang I Sara Boomerang I -

-

37.75

94,375.00

25

22

28-Oct-06

2-May-07

YPFB Andina S.A.

YPFB Andina S.A.

100% La Peña-Tundy

-

La Peña-Tundy

-

3.40

8,500.00

25

23

28-Oct-06

2-May-07

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

100% Cambeiti

-

Cambeiti

-

0.80

2,000.00

27

24

28-Oct-06

2-May-07

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

100% Surubí

-

Surubí, Paloma, Surubí

-

6.00

15,000.00

17

-

-

205.00

512,500.00

26

Surubí Noroeste

-

10.00

25,000.00

17

Amboró Espejos -

-

Cascabel

Bloque Bajo 25

28-Oct-06

2-May-07

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

100% Tuichi

26

28-Oct-06

2-May-07

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

100% Mamoré I

Tuichi -

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 4 1

No

27

FECHA

FECHA

SUSCRIPCIÓN

EFECTIVA

28-Oct-06

2-May-07

OPERADOR

Petrobras Bolivia S.A.

TITULAR

28-Oct-06

2-May-07

28-Oct-06

2-May-07

28-Oct-06

2-May-07

Pluspetrol Bolivia

ÁREA DE RETENCIÓN

30%

BG Bolivia Corporation Suc. Bolivia

25%

Pluspetrol Bolivia Corporation S.A.

Pluspetrol Bolivia Corporation S.A.

Itaú

-

9.96

24,900.00

18

-

Aquio

-

10.10

25,250.00

30

100% Yacuiba

-

Madrejones Bolivianos

-

10.00

25,000.00

26

San Isidro

-

Tacobo-Curiche, Tajibo

-

15.20

38,000.00

26

Río Seco

-

Río Seco

-

7.50

18,750.00

26

O’Connor-Huayco

-

Huayco

-

3.00

7,500.00

26

100% Bermejo, Toro,

-

B e r m e j o , To r o ,

-

4.04

10,087.50

19

Barredero, Tigre,

San Telmo 2-May-07

GTL International

32

28-Oct-06

3-May-07

Canadian Energy Enteprises Canadian Energy Enteprises CEE CEE Bolivia SRL

GTL International

34

35

36

37

28-Oct-06

28-Oct-06

28-Oct-06

28-Oct-06

28-Oct-06

2-May-07

2-May-07

2-May-07

2-May-07

2-May-07

Petrobras Argentina S.A. Petrobras Argentina S.A. Sucursal

39

40

28-Oct-06

28-Oct-06

28-Oct-06

2-May-07

2-May-07

2-May-07

28-Oct-06

2-May-07

-

1.00

2,500.00

20

50% Warnes

-

Warnes

-

0.73

1,825.00

26

-

Colpa-Caranda

-

9.12

22,800.00

17

-

-

400.00 1,000,000.00

25

-

San Alberto

-

7.00

17,508.56

25

-

San Antonio

-

13.78

34,450.00

25

-

Monteagudo

-

1.20

3,000.00

26

-

Margarita, Huacaya

-

49.21

123,025.00

19

-

Tatarenda

-

2.00

5,000.00

27

-

Ñupuco

-

3.60

9,000.00

23

-

El Dorado

-

7.30

18,250.00

26

50% 100% Colpa-Caranda

Petrobras Bolivia S.A.

Petrobras Bolivia S.A.

50% Río Hondo

Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia

50%

Petrobras Bolivia S.A.

35% San Alberto

Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia

15%

YPFB Andina S.A.

50%

Petrobras Bolivia S.A.

35% San Antonio

Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia

15%

YPFB Andina S.A.

50%

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

30% Monteagudo

Petrolex S.A.

30%

YPFB Andina S.A.

20%

Petrobras Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Matpetrol S.A.

YPFB Chaco S.A.

Río Hondo

20%

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

37.5% Caipipendi

BG Bolivia Corporation Suc. Bolivia

37.5%

PAE E&P Bolivia Ltd. (Suc. Bolivia)

25%

Matpetrol S.A.

50% Tatarenda

Orca S.A.

50%

Vintage Petroleum Boliviana Vintage Petroleum Boliviana Ltd. Ltd. Suc. Bol.

41

Palmar

Bolivia

Petrobras Bolivia S.A. 38

-

Sucursal Bolivia

Petrobras Bolivia S.A.

San Telmo

100% Palmar

Bolivia SRL Monelco SRL

33

PLAZO (AÑOS)

-

Barredero, Tigre,

28-Oct-06

HECTÁREAS

20%

Corporation S.A.

31

PARCELAS

4% 80% Aquio

Corporation S.A.

30

ÁREA DE EXPLOTACIÓN

41% Tarija Oeste

Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia

Pluspetrol Bolivia

ÁREA DE EXPLORACIÓN

Petrobras Bolivia S.A.

Tecpetrol de Bolivia S.A. 29

ÁREA DE CONTRATO

Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia

YPFB Chaco S.A. 28

PARTICIPACIÓN

50% Ñupuco

Suc. Bol. YPFB Chaco S.A.

50%

YPFB Chaco S.A.

90% El Dorado

Petrolex S.A.

10%

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

4 2 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 4: Mapa de Ubicación de Pozos Exploratorios en Actividad de Enero a Junio de 2012 ÁREAS DE INTERÉS PETROLERO MADRE DE DIOS BENI CHACO PANTANAL PIE DE MONTE SUBANDINO NORTE SUBANDINO SUR

Cobija

ALTIPLANO

Trinidad

La Paz

Cochabamba Santa Cruz de la Sierra

Oruro

Pluspetrol Curiche X-1003D Sucre

Pluspetrol Aimiri - X1001

Potosí

Pluspetrol Tajibo - X4

YPFB Andina S.A. Sararenda - X1

Tarija

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

BG Bolivia Corp. Ibibobo - X3

ZONA TRADICIONAL

(Ampliación: D.S. 28310, 26/Ago/05)

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 4 3

Cuadro 5: Perforación de Pozos Exploratorios de Enero a Junio de 2012 POZO

ÁREA DE CONTRATO

OPERADOR

UBICACIÓN

FECHAS Inicio

PROFUNDIDAD (m)

Conclusión Programada

RESULTADO/ESTADO ACTUAL

Alcanzada

Sararenda - X1

Guairuy

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

13-Ene-11

6.300,00

6.050,00 En perforación

Curiche X-1003D

San Isidro

Pluspetrol Bolivia

Santa Cruz

24-Nov-11

11-Ene-12

2.388,00

2.450,00 Productor

Tajibo - X4

San Isidro

Pluspetrol Bolivia

Santa Cruz

21-Abr-12

02-May-12

1.100,00

1.100,00 Abandonado

Aimiri - X1001

San Isidro

Pluspetrol Bolivia

Santa Cruz

19-May-12

04-Jun-12

1.200,00

1.203,00 Abandonado

IBB - X3

Bloque XX Tarija Este

BG Bolivia

Tarija

15-May-12

1.200,00

785,00 En perforación

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

4 4 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 6: Mapa de Ubicación de Pozos de Desarrollo en Actividad de Enero a Junio de 2012 ÁREAS DE INTERÉS PETROLERO MADRE DE DIOS BENI CHACO PANTANAL PIE DE MONTE SUBANDINO NORTE SUBANDINO SUR ALTIPLANO

Cobija

YPFB Andina S.A. Yapacaní - 21

Trinidad

YPFB Andina S.A. Yapacaní - 22 YPFB Chaco S.A. Bulo Bulo - 12

YPFB Andina S.A. Yapacaní - 24

YPFB Chaco S.A. Junín - 4D

La Paz

YPFB Chaco S.A. Palometas NW-4D YPFB Chaco S.A. Palometas NW-5D

YPFB Andina S.A. Río Grande - 39A

Cochabamba

Petrobras Argentina S.A. Oruro Caranda - 1013

Santa Cruz de la Sierra

YPFB Andina S.A. Río Grande - 83

Petrobras Argentina S.A. Colpa - 1004 Sucre

Total E&P Bolivie Incahuasi - 2

Potosí

Pluspetrol Curiche - 1006

YPFB Chaco S.A. Dorado Sur - 1003D

YPFB Andina S.A. Río Grande - 84

Repsol YPF E&P Margarita - 5 Petrobras Bolivia S.A. Itaú - X1 Re entry

BG Bolivia Corp. Palo Marcado - 6

Tarija

Petrobras Bolivia S.A. San Alberto - 16 Petrobras Bolivia S.A. San Alberto - X11 RE

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

ZONA TRADICIONAL

(Ampliación: D.S. 28310, 26/Ago/05)

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 4 5

Cuadro 7: Perforación de Pozos de Desarrollo de Enero a Junio de 2012 POZO

ÁREA DE CONTRATO

OPERADOR

UBICACIÓN

FECHAS Inicio

PROFUNDIDAD (m)

Conclusión Programada

RESULTADO/ESTADO ACTUAL

Alcanzada

San Alberto - 16

San Alberto

Petrobras Bolivia S.A.

Tarija

11-Nov-11

5.230,00

4..497,00 En perforación

Río Grande - 39A

Río Grande

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

03-Ene-12

02-Mar-12

3.705,00

3.674,00 Productor

Yapacaní - 21

Yapacaní

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

16-Nov-11

23-Feb-12

3.000,00

3.084,00 Productor

Yapacaní - 22

Yapacaní

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

11-Ene-12

25-Mar-12

3.000,00

3.003,00 Productor

Bulo Bulo - 12

Bulo Bulo

YPFB Chaco S.A.

Cochabamba

13-Nov-11

4.400,00

4.570,00 En perforación

Dorado Sur - 1003D

Dorado

YPFB Chaco S.A.

Santa Cruz

26-Ene-12

4.422,00

4.240,00 En perforación

Caranda - 1013

Caranda

Petrobras Argentina S.A. Santa Cruz

16-Nov-11

02-Mar-12

2.400,00

2.370,00 Productor

Palometas NW - 4D

Palometas NW

YPFB Chaco S.A.

Santa Cruz

20-Ene-12

27-Mar-12

2.826,00

2.850,00 Productor

Incahuasi - 2

Ipati

Total E&P Bolivie

Santa Cruz

25-Ene-12

6.450,00

3.261,00 En perforación

Curiche - 1006

San Isidro

Pluspetrol Bolivia

Santa Cruz

15-Feb-12

1.850,00

1.800,00 Productor

San Alberto - X11 Re Entry

San Alberto

Petrobras Bolivia S.A.

Tarija

09-Feb-12

Río Grande - 83

Río Grande

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

10-Mar-12

Palo Marcado - 6

Bloque XX Tarija Este

BG Bolivia

Tarija

Palometas NW - 5D

Palometas NW

YPFB Chaco S.A.

Santa Cruz

Margartia - 5

Caipipendi

Repsol YPF E&P

Tarija

Itaú - X1 Re Entry

Bloque XX Tarija Oeste

Petrobras Bolivia S.A.

Yapacaní - 24

Yapacaní

Río Grande - 84

01-Abr-12

5.322,00

5.311,00 En perforación, Re Entry, KOP en 3.922m.

16-May-12

3.655,00

3.613,00 Productor

15-Feb-12

18-Abr-12

2.600,00

2.650,00 Productor

06-Abr-12

02-Jun-12

2.647,00

2.676,00 Productor

14-Abr-12

5.470,00

1.785,00 En perforación

Tarija

02-May-12

5.767,00

5.767,00 En intervención

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

06-May-12

2.700,00

2.650,00 Productor

Río Grande

YPFB Andina S.A.

Santa Cruz

12-Jun-12

3.650,00

2.808,00 En perforación

Junín - 4D

Junín

YPFB Chaco S.A.

Santa Cruz

29-Jun-12

2.647,00

96,00 En perforación

Colpa - 1004

Colpa

Petrobras Argentina S.A. Santa Cruz

13-Jun-12

1.702,00

1.702,00 En perforación

14-Jun-12

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

La producción de hidrocarburos en Bolivia está destinada principalmente al mercado interno y la venta a Brasil y Argentina

Refinería Gualberto Villarroel YPFB Refinación S.A. Cochabamba-Bolivia

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 4 7

Producción Certificada de Hidrocarburos La producción de hidrocarburos se destina hacia el mercado interno y la exportación a Brasil y Argentina La producción de Gas Natural se incrementó el primer semestre de la presente gestión a 47.7 millones de metros cúbicos por día. Las compañías operadoras que aportaron a la producción son: Petrobras Bolivia S.A., Repsol Y, YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A., Petrobras Argentina S.A. Sucursal Bolivia, Pluspetrol Bolivia Corporation, Vintage Petroleum Bolivian Ltd., British Gas Bolivia y Matpetrol.

YPFB fiscaliza la producción de petróleo y gas natural a través de la Gerencia Nacional de Fiscalización Según la Ley Nº 3058 de 17 de Mayo de 2005 y, de acuerdo a lo contenido en su Artículo N22º (Estructura y Atribuciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos), la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización tiene la competencia de fiscalizar la producción de hidrocarburos en calidad y volumen para efectos impositivos, regalías y participaciones

La Producción Certificada de Hidrocarburos se reporta en los Cuadros 8 al 17: 8. Producción promedio de petróleo, condensado y gasolina natural por Empresas y Campos. 9. Producción promedio de petróleo, condensado y gasolina natural por Operador y Departamento. 10. Producción promedio de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de plantas de tratamiento de gas natural y refinerías por Empresas. 11. Producción promedio de Gas Licuado de Petróleo sujeto al pago de Regalías por Operador y Departamento. 12. Producción promedio de Gas Licuado de Petróleo sujeto al pago de Regalías por Campo. 13. Producción Bruta promedio de gas natural por Empresas y Campos. 14. Volumen promedio de gas natural sujeto al pago de Regalías por Operador y Departamento. 15. Volumen promedio de gas natural sujeto al pago de Regalías por Empresas y Campos. 16. Destino de la producción total promedio de gas natural a Nivel Nacional 17. Evolución de la producción promedio de hidrocarburos líquidos y gas natural desde Julo de 1999, (inicio de exportación de gas natural a Brasil, Contrato de Compra y Venta YPFB-Petrobras S.A.) hasta Junio de 2012 Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

4 8 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 8: Producción Certificada de Petróleo, Condensado y Gasolina Natural Enero-Junio 2012 (Barriles por día) Resumen por Campos (Barriles por día) OPERADOR ENE YPFB ANDINA Arroyo Negro*** 7 Boquerón*** Camiri*** 158 Cascabel*** 19 Guairuy*** 58 La Peña*** 181 Los Penocos*** 52 Patujú*** 164 Río Grande* 1.512 Sirari** 185 Víbora** 109 Yapacaní** 531 SUBTOTAL 2.975 YPFB CHACO Bulo Bulo*** 2.372 Carrasco* 52 Carrasco Este*** 596 Carrasco Footwall*** 84 El Dorado*** 303 Humberto Suárez Roca*** 201 Junín*** 34 Kanata*** 25 Kanata Norte*** 79 Los Cusis*** 201 Montecristo*** 17 Palometas NW*** 45 Patujusal*** 400 Patujusal Oeste*** 74 San Roque** 117 Santa Rosa** 64 Santa Rosa W*** 4 Vuelta Grande* 1.044 El Dorado Sur*** 210 SUBTOTAL 5.923 VINTAGE PETROLEUM Chaco Sur*** 13 Naranjillos** 110 Ñupuco*** 126 SUBTOTAL 249 REPSOL YPF Surubí Bloque Bajo*** 588 Cambeiti*** 39 Huacaya*** Margarita** 3.735 Margarita-Huacaya** Monteagudo** 121 Paloma* 311 Surubí*** 859 Surubí Noroeste*** 1.182 SUBTOTAL 6.836

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

-

-

-

-

-

-

PROM. 7 182 158 16 61 175 153 214 1.590 173 104 552 3.385

7 174 152 16 58 176 47 183 1.499 184 106 553 3.156

7 223 157 14 59 174 213 236 1.602 179 104 522 3.489

9 250 169 14 63 173 252 290 1.646 168 102 587 3.724

7 233 160 14 65 174 192 215 1.648 166 103 688 3.665

6 209 153 20 62 170 163 194 1.635 159 101 430 3.302

2.366 51 578 98 292 199 38 24 69 203 17 43 402 59 117 68 17 1.048 221 5.912

2.293 49 502 133 289 150 24 36 69 177 17 39 372 60 115 57 20 1.042 227 5.673

2.255 47 171 132 288 191 19 36 63 186 16 62 391 68 112 57 25 1.042 227 5.388

2.222 44 191 114 273 167 25 31 61 192 16 62 389 63 128 58 20 1.020 224 5.298

2.240 45 464 114 267 170 15 31 51 197 17 67 401 45 126 61 7 975 220 5.510

-

-

-

-

-

-

2.291 48 417 112 285 180 26 31 65 193 17 53 392 62 119 61 15 1.029 222 5.617

13 110 129 252

14 109 117 240

11 111 111 233

15 110 111 236

15 109 110 234

-

-

-

-

-

-

13 110 117 241

585 50 22 4.498 123 309 871 1.204 7.661

576 56 4.849 122 308 853 1.194 7.958

565 53 1.801 5.940 122 303 845 1.175 10.804

537 51 8.146 127 315 837 1.163 11.175

524 51 12.089 134 298 827 1.070 14.994

-

-

-

-

-

-

563 50 4 2.480 4.362 125 307 849 1.165 9.905

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 4 9

OPERADOR ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM. PETROBRAS ARGENTINA Caranda*** 391 384 372 379 364 361 375 Colpa* 251 269 285 533 352 319 335 SUBTOTAL 642 653 658 913 716 680 710 PLUSPETROL Bermejo*** 51 49 46 44 50 50 48 Tacobo** 182 228 239 225 202 208 214 Tajibo** 89 89 88 84 49 80 80 Toro*** 92 97 90 87 88 87 90 Bermejo-X44*** 17 20 20 19 20 21 20 Curiche*** 212 224 240 262 271 256 244 SUBTOTAL 644 707 722 721 680 703 696 BG BOLIVIA Escondido*** 508 534 543 512 432 389 486 La Vertiente** 123 125 122 113 93 53 105 Los Suris*** 53 56 47 58 44 38 49 Palo Marcado*** 75 66 54 46 175 219 106 SUBTOTAL 760 781 766 728 743 699 746 PETROBRAS BOLIVIA Sábalo** 12.678 16.899 18.428 17.835 17.982 15.090 16.485 San Alberto** 7.515 9.237 9.328 7.213 9.196 8.130 8.436 Itaú*** 1.439 1.540 1.589 1.057 1.577 1.454 1.443 SUBTOTAL 21.632 27.676 29.346 26.105 28.755 24.674 26.364 MATPETROL Tatarenda*** 84 85 78 65 78 76 78 SUBTOTAL 84 85 78 65 78 76 78 TOTAL E&P BOLIVIE Aquio SUBTOTAL TOTAL NACIONAL 39.743 46.882 48.929 48.680 51.346 50.872 47.742 *Campos con facilidades de adecuación y planta de extracción de licuables ** Campos con facilidades de adecuación y plantas de desgasolinado *** Campos con facilidades de separación de fluidos y sin planta de extracción de licuables o desgasolinado. Gas Natural procesado en planta de extracción de licuables en otro campo NOTA: A partir del 19 de abril en adelante, se considera como campo “Margarita-Huacaya” donde se ha tomado la producción de los campos Margarita y Huacaya de manera conjunta para la aplicación del factor de distribución entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El volumen indicado para Abril de “Margarita-Huacaya” debe tomarse como acumulado del 19 al 30 de Abril de 2012 y para los campos Margarita y Huacaya (por separado) debe considerarse como el acumulado del 1° al 18 de Abril de 2012 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

5 0 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 9: Producción Certificada de Petróleo, Condensado y Gasolina Natural Enero-Junio 2012 (Barriles por día) OPERADOR Repsol YPF YPFB Chaco YPFB Andina BG Bolivia Vintage Petroleum Petrobras Argentina Pluspetrol Petrobras Bolivia Matpetrol Total E&P Bolivie TOTAL NACIONAL

% 20,7 11,8 7,1 1,6 0,5 1,5 1,5 55,2 0,2 0,0 100,0

DEPARTAMENTO Cochabamba Chuquisaca Santa Cruz Tarija TOTAL NACIONAL

% 12,2 5,9 13,4 68,5 100,0

Resumen por Operador (Barriles por día) OPERADOR ENE FEB Repsol YPF 6.836 7.661 YPFB Chaco 5.923 5.912 YPFB Andina 2.975 3.156 BG Bolivia 760 781 Vintage Petroleum 249 252 Petrobras Argentina 642 653 Pluspetrol 644 707 Petrobras Bolivia 21.632 27.676 Matpetrol 84 85 Total E&P Bolivie TOTAL NACIONAL 39.743 46.882

Pluspetrol Vintage Petroleum 1.5% 696 bpd 0.5% 241 bpd Matpetrol 0.2% 78 bpd Petrobras Bolivia S.A. 55.2% 26.364 bpd

Petrobras Argentina S.A. 1.5% 710 bpd BG Bolivia Corp. 1.6% 746 bpd YPFB Andina S.A. 7.1% 3.385 bpd

YPFB Chaco S.A. 11.8% 5.617 bpd

Repsol YPF E&P 20.7% 9.905 bpd

Chuquisaca 5.9% 2.837 bpd

Tarija 68.5%

32.681 bpd

MAR 7.958 5.673 3.489 766 240 658 722 29.346 78 48.929

ABR 10.804 5.388 3.724 728 233 913 721 26.105 65 48.680

MAY 11.175 5.298 3.665 743 236 716 680 28.755 78 51.346

JUN 14.994 5.510 3.302 699 234 680 703 24.674 76 50.782

JUL

ABR 5.590 5.884 6.967 30.238 48.680

MAY 5.514 3.234 6.630 35.968 51.346

JUN 5.663 4.381 6.229 34.599 50.872

JUL

Resumen por Departamentos (Barriles por día) DEPARTAMENTO ENE FEB MAR Cochabamba 6.149 6.155 6.015 Chuquisaca 1.165 1.192 1.164 Santa Cruz 5.886 6.155 6.388 Tarija 26.543 33.379 35.361 TOTAL NACIONAL 39.743 46.882 48.929 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

AGO -

SEP -

AGO -

OCT -

SEP -

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

Cochabamba 12.2% 5.848 bpd

NOV -

OCT -

DIC -

NOV -

Santa Cruz 13.4% 6.376 bpd

-

PROM. 9.905 5.617 3.385 746 241 710 696 26.364 78 47.742

-

PROM. 5.848 2.837 6.376 32.681 47.742

DIC -

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 5 1

Cuadro 10: Producción Certificada de Gas Licuado de Plantas Enero-Junio 2012 (Metros cúbicos por día)

OPERADOR YPFB Andina YPFB Chaco Petrobras Argentina Repsol YPF TOTAL NACIONAL

% 39,1 53,8 3,2 3,9 100,0

Petrobras Argentina S.A. 3.2% 41 MCD

YPFB Chaco S.A. 53.8% 680 MCD

Repsol YPF E&P 3.9% 49 MCD

YPFB Andina S.A. 39.1% 494 MCD

[MCD]

YPFB Andina S.A.

YPFB Chaco S.A.

Repsol YPF E&P

Petrobras Argentina S.A.

800 700 600 500 400 300 200 100 0

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

Resumen por Operador (Metros cúbicos por día) OPERADOR ENE FEB MAR ABR YPFB Andina 474 491 498 505 YPFB Chaco 684 685 693 663 Petrobras Argentina 39 44 42 41 Repsol YPF 50 51 46 50 TOTAL NACIONAL 1.248 1.271 1.279 1.258 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

JUN

MAY 495 665 40 49 1.250

JUL

JUN 503 691 38 49 1.280

AGO

JUL

SEP

AGO -

SEP -

OCT

OCT -

NOV

NOV -

DIC

DIC -

-

PROM. 494 680 41 49 1.264

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

5 2 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 11: Producción Certificada de GLP sujeto a pago de Regalías Enero-Junio 2012 (Metros cúbicos por día) Resumen por Operador OPERADOR YPFB Andina YPFB Chaco Petrobras Argentina Repsol YPF TOTAL NACIONAL

% 19,9 70,1 5,5 4,5 100,0

DEPARTAMENTO Cochabamba Chuquisaca Santa Cruz TOTAL NACIONAL

% 39,1 35,5 25,3 100,0

Repsol YPF E&P 4.5% 41 MCD

YPFB Chaco S.A. 70.1% 630 MCD

Petrobras Argentina S.A. 5.5% 49 MCD YPFB Andina S.A. 19.9% 179 MCD

Santa Cruz 25.3% 228 MCD

Cochabamba 39.1% 351 MCD

Chuquisaca 35.5% 319 MCD Resumen por Operador (Metros cúbicos por día) OPERADOR ENE FEB YPFB Andina 166 163 YPFB Chaco 636 585 Petrobras Argentina 50 51 Repsol YPF 39 44 TOTAL NACIONAL 891 843

MAR 177 652 46 42 917

ABR 189 640 50 41 919

MAY 188 641 49 40 918

JUN 189 628 49 38 904

JUL

Resumen por Departamentos (Metros cúbicos por día) DEPARTAMENTO ENE FEB MAR ABR Cochabamba 357 307 370 358 Chuquisaca 318 321 323 322 Santa Cruz 216 214 223 239 TOTAL NACIONAL 891 843 917 919 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

MAY 359 322 237 918

JUN 357 310 238 904

JUL

AGO -

SEP -

AGO -

OCT -

SEP -

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

NOV -

OCT -

DIC -

NOV -

-

PROM. 179 630 49 41 899

-

PROM. 351 319 228 899

DIC -

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 5 3

Cuadro 12: Producción Certificada de GLP sujeto a pago de Regalías Enero-Junio 2012 (Metros cúbicos por día) Resumen por Campos [MCD] 1000

YPFB Andina S.A. 891

900

YPFB Chaco S.A.

917

919

918

904

MAR

ABR

MAY

JUN

Repsol YPF E&P

Petrobras Argentina S.A.

843

800 700 600 500 400 300 200 100 0

ENE

FEB

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Resumen por Campos (Metros cúbicos por día) OPERADOR ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM. YPFB ANDINA Río Grande* 166 163 177 189 188 189 179 SUBTOTAL 166 163 177 189 188 189 179 YPFB CHACO Bulo Bulo*** 296 242 301 291 295 296 287 Carrasco* 4 4 4 4 4 3 4 Carrasco Footwall*** 1 3 6 6 5 4 4 Kanata*** 7 7 7 7 6 6 7 Kanata Norte*** 11 8 10 10 10 8 10 Vuelta Grande* 318 321 323 322 322 310 319 SUBTOTAL 636 585 652 640 641 628 630 REPSOL YPF Paloma* 29 30 28 24 26 30 28 Surubí Noroeste*** 2 2 2 2 1 1 2 Surubí*** 2 3 3 4 3 1 3 Surubí Bloque Bajo*** 7 9 9 10 10 6 8 SUBTOTAL 39 44 42 41 40 38 41 PETROBRAS ARGENTINA Caranda*** 36 36 33 38 34 31 35 Colpa* 14 15 13 12 14 17 14 SUBTOTAL 50 51 46 50 49 49 49 TOTAL NACIONAL 891 843 917 919 918 904 899 *Campos con facilidades de adecuación y planta de extracción de licuables ** Campos con facilidades de adecuación y plantas de desgasolinado *** Campos con facilidades de separación de fluidos y sin planta de extracción de licuables o desgasolinado. Gas Natural procesado en planta de extracción de licuables en otro campo Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

5 4 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 13: Producción Certificada de Gas Natural Enero-Junio 2012 (Millones de pies cúbicos por día) Resumen por Campos (Millones de pies cúbicos por día) OPERADOR YPFB ANDINA Arroyo Negro*** Boquerón*** Camiri*** Cascabel*** Guairuy*** La Peña*** Los Penocos*** Patujú*** Río Grande* Sirari** Víbora** Yapacaní** SUBTOTAL YPFB CHACO Bulo Bulo*** Carrasco* Carrasco Este*** Carrasco Footwall*** El Dorado*** Humberto Suárez Roca*** Junín*** Kanata*** Kanata Norte*** Los Cusis*** Montecristo*** Palometas NW*** Patujusal*** Patujusal Oeste*** San Roque** Santa Rosa** Santa Rosa W*** Vuelta Grande* El Dorado Sur*** SUBTOTAL VINTAGE PETROLEUM Chaco Sur*** Naranjillos** Ñupuco*** SUBTOTAL REPSOL YPF Surubí Bloque Bajo*** Cambeiti*** Huacaya*** Margarita** Margarita-Huacaya** Monteagudo** Paloma* Surubí*** Surubí Noroeste*** SUBTOTAL

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

0,01 0,64 0,78 0,07 0,19 0,03 9,54 52,32 14,78 4,68 53,20 136,24

0,01 3,03 0,65 0,71 0,07 0,19 0,03 10,82 52,71 14,23 4,64 55,54 142,64

0,01 4,63 0,64 0,72 0,07 0,22 0,02 14,35 55,79 13,67 4,50 53,11 147,73

0,01 5,75 0,64 0,68 0,07 0,20 0,03 16,82 58,43 12,57 4,39 67,05 166,62

0,01 5,80 0,64 0,91 0,07 0,21 0,03 17,53 58,59 12,64 4,21 70,54 171,18

0,00 5,15 0,64 0,91 0,07 0,18 0,03 15,78 59,10 12,15 4,31 43,98 142,30

-

-

-

-

-

-

0,01 4,06 0,64 0,79 0,07 0,20 0,03 14,14 56,16 13,34 4,45 57,24 151,12

77,24 1,03 4,66 0,45 11,86 0,12 7,11 1,90 1,96 0,13 0,20 15,49 0,47 0,01 8,01 27,09 2,40 64,27 7,09 231,50

77,13 1,01 4,58 1,01 11,67 0,14 6,79 1,95 1,70 0,13 0,20 15,17 0,49 0,01 7,90 30,89 3,82 64,20 7,50 236,29

76,59 0,99 4,24 1,66 11,60 0,14 5,00 1,82 1,68 0,11 0,20 13,89 0,41 0,02 7,61 27,36 3,51 64,13 7,46 228,45

75,85 0,95 1,46 1,20 11,52 0,15 5,33 1,84 1,69 0,13 0,21 19,92 0,44 0,05 7,97 28,35 3,79 63,27 7,35 231,46

75,71 0,90 1,62 1,05 11,07 0,14 5,28 1,75 1,58 0,11 0,21 19,64 0,43 0,07 7,83 28,44 3,77 61,97 7,09 228,68

75,78 0,86 4,07 0,95 10,90 0,15 4,98 1,86 1,48 0,10 0,20 19,02 0,42 0,07 7,82 28,80 1,51 59,60 7,03 225,59

-

-

-

-

-

-

76,38 0,96 3,44 1,05 11,44 0,14 5,75 1,85 1,68 0,12 0,21 17,19 0,44 0,04 7,86 28,49 3,14 62,91 7,25 230,33

1,40 11,91 9,80 23,11

1,47 11,96 9,63 23,06

1,45 12,00 9,32 22,78

1,43 11,95 8,79 22,16

1,44 11,83 8,74 22,01

1,41 11,78 8,35 21,54

-

-

-

-

-

-

1,43 11,90 9,11 22,45

1,17 0,18 81,94 0,31 5,85 0,84 0,67 90,96

1,17 0,18 2,21 97,45 0,30 5,66 0,82 0,66 108,46

1,23 0,18 107,25 0,30 5,65 0,83 0,56 116,00

1,24 0,18 53,96 41,64 0,29 5,28 0,82 0,49 103,89

1,12 0,18 209,17 0,34 5,77 0,91 0,47 217,95

1,07 0,18 294,70 0,36 5,28 0,83 0,53 302,93

-

-

-

-

-

-

1,17 0,18 0,37 56,77 90,92 0,31 5,58 0,84 0,56 156,70

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

OCT

NOV

DIC

PROM.

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 5 5

OPERADOR ENE FEB MAR ABR MAY JUN PETROBRAS ARGENTINA Caranda*** 15,47 15,17 15,21 14,47 14,19 14,05 Colpa* 8,16 8,31 8,24 8,31 7,92 7,78 SUBTOTAL 23,62 23,48 23,45 22,78 22,12 21,83 PLUSPETROL Tacobo** 53,68 57,00 56,07 54,50 53,58 55,00 Tajibo** 9,68 9,66 9,54 9,17 5,59 8,92 Bermejo*** 1,53 1,18 1,19 1,17 1,15 1,22 Curiche*** 23,09 25,05 26,39 28,54 30,02 27,37 SUBTOTAL 87,98 92,89 93,18 93,38 90,34 92,51 BG BOLIVIA Escondido*** 26,62 29,44 29,64 28,90 26,16 23,99 La Vertiente** 7,14 6,97 6,65 6,05 5,06 2,83 Los Suris*** 1,31 1,37 1,41 1,63 1,37 1,36 Palo Marcado*** 5,99 4,80 4,93 3,44 8,67 10,46 SUBTOTAL 41,07 42,58 42,63 40,02 41,26 38,64 PETROBRAS BOLIVIA Sábalo** 414,02 554,94 598,90 586,78 591,72 498,14 San Alberto** 331,51 405,40 411,97 322,48 406,47 361,20 Itaú*** 53,16 57,83 60,26 39,22 59,39 54,95 SUBTOTAL 798,69 1.018,17 1.071,13 948,47 1.057,57 914,29 TOTAL E&P BOLIVIE Aquio SUBTOTAL MATPETROL Tatarenda*** 0,23 0,23 0,23 0,26 0,21 0,21 SUBTOTAL 0,23 0,23 0,23 0,26 0,21 0,21 TOTAL NACIONAL 1.433,40 1.687,79 1.745,59 1.629,04 1.851,34 1.759,84

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROM.

-

-

-

-

-

-

14,76 8,12 22,88

-

-

-

-

-

-

54,97 8,76 1,24 26,74 91,71

-

-

-

-

-

-

27,46 5,78 1,41 6,38 41,03

-

-

-

-

-

-

540,75 373,17 54,13 968,05

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,23 0,23 1.684,50

Resumen por Operador (Millones de metros cúbicos por día) OPERADOR ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM. YPFB Andina 3,86 4,04 4,18 4,72 4,85 4,03 4,28 YPFB Chaco 6,56 6,69 6,47 6,55 6,48 6,39 6,52 Vintage 0,65 0,65 0,65 0,63 0,62 0,61 0,64 Repsol YPF 2,58 3,07 3,28 2,94 6,17 8,58 4,44 Petrobras Argentina 0,67 0,66 0,66 0,65 0,63 0,62 0,65 Pluspetrol 2,49 2,63 2,64 2,64 2,56 2,62 2,60 BG Bolivia 1,16 1,21 1,21 1,13 1,17 1,09 1,16 Petrobras Bolivia 22,62 28,83 30,33 26,86 29,95 25,89 27,41 Total E&P Bolivie Matpetrol 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 TOTAL NACIONAL 40,59 47,79 49,43 46,13 52,42 49,83 47,70 *Campos con facilidades de adecuación y planta de extracción de licuables ** Campos con facilidades de adecuación y plantas de desgasolinado *** Campos con facilidades de separación de fluidos y sin planta de extracción de licuables o desgasolinado. Gas Natural procesado en planta de extracción de licuables en otro campo NOTA: A partir del 19 de abril en adelante, se considera como campo “Margarita-Huacaya” donde se ha tomado la producción de los campos Margarita y Huacaya de manera conjunta para la aplicación del factor de distribución entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El volumen indicado para Abril de “Margarita-Huacaya” debe tomarse como acumulado del 19 al 30 de Abril de 2012 y para los campos Margarita y Huacaya (por separado) debe considerarse como el acumulado del 1° al 18 de Abril de 2012 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

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5 6 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Porcentaje de Producción de Gas Natural - Petrobras Bolivia S.A. Itaú 5.59% 54,13 MMPCD

Sábalo 55.86% 540,75 MMPCD

San Alberto 38.55% 373,17 MMPCD

Porcentaje de Producción de Gas Natural - YPFB Chaco S.A. Montecristo 0.09% 0,21 MMPCD Humberto Suárez Roca 0.06% 0,14 MMPCD Los Cusis 0.05% 0,12 MMPCD Patujusal Oeste 0.02% 0,04 MMPCD

Carrasco FW 0.46% 1,05 MMPCD Carrasco 0.42% 0,96 MMPCD Patujusal 0.19% 0,44 MMPCD

Kanata Norte 0.73% 1,68 MMPCD Kanata 0.80% 1,85 MMPCD

Santa Rosa W 1.36% 3,14 MMPCD

Carrasco Este 1.49% 3,44 MMPCD Junín 2.50% 5,75 MMPCD El Dorado Sur 3.15% 7,25 MMPCD San Roque 3.41% 7,86 MMPCD

Bulo Bulo 33.16% 76,38 MMPCD

El Dorado 4.97% 11,44 MMPCD Palometas NW 7.46% 17,19 MMPCD Santa Rosa 12.37% 28,49 MMPCD

Vuelta Grande 27.31% 62,91 MMPCD

Porcentaje de Producción de Gas Natural - Repsol YPF E&P Huacaya 0.24% 0,37 MMPCD Monteagudo 0.20% 0,31 MMPCD Cambeiti 0.11% 0,18 MMPCD

Surubí Noroeste 0.36% 0,56 MMPCD

Surubí 0.54% 0,84 MMPCD Surubí Bloque Bajo 0.74% 1,17 MMPCD Paloma 3.56% 5,58 MMPCD

Margarita-Huacaya 58.02% 90,92 MMPCD

Margarita 36.23% 56,77 MMPCD

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YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 5 7

Porcentaje de Producción de Gas Natural - YPFB Andina S.A. La Peña 0.13% 0,20 MMPCD Guairuy 0.05% 0,07 MMPCD Los Penocos 0.02% 0,03 MMPCD Arroyo Negro 0.00% 0,01 MMPCD

Camiri 0.43% 0,64 MMPCD

Cascabel 0.52% 0,79 MMPCD Boquerón 2.69% 4,06 MMPCD

Víbora 2.95% 4,45 MMPCD Sirari 8.83% 13,34 MMPCD Patujú 9.36% 14,14 MMPCD

Yapacaní 37.88% 57,24 MMPCD

Río Grande 37.16% 56,16 MMPCD

Porcentaje de Producción de Gas Natural - Pluspetrol Bermejo 1.35% 1,24 MMPCD

Tajibo 9.55% 8,76 MMPCD

Tacobo 59.94% 54,97 MMPCD

Curiche 29.16% 26,74 MMPCD

Porcentaje de Producción de Gas Natural - BG Bolivia Corporation Los Suris 3.43% 1,41 MMPCD

La Vertiente 14.10% 5,78 MMPCD

Escondido 66.92% 27,46 MMPCD

Palo Marcado 15.56% 6,38 MMPCD

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5 8 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Porcentaje de Producción de Gas Natural por Empresas Petroleras Petrobras Argentina S.A. 1.36% 22,88 MMPCD BG Bolivia Corporation 2.44% 41,03 MMPCD

Vintage Petroleum 1.33% 22,45 MMPCD Matpetrol 0.01% 0,23 MMPCD

Pluspetrol 5.44% 91,71 MMPCD YPFB Andina S.A. 8.97% 151,12 MMPCD Repsol YPF E&P 9.30% 156,70 MMPCD

Petrobras Bolivia S.A. 57.47% 968,05 MMPCD

YPFB Chaco S.A. 13.67% 230,33 MMPCD

Producción de Gas Natural por Empresas Petroleras [MMPCD] 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

Pluspetrol

BG Bolivia

Petrobras Bolivia

Total E&P

Matpetrol

YPFB Andina

YPFB Chaco

Vintage Petroleum

Repsol YPF

Petrobras Argentina

1.851,34 1.687,79

1.745,59

1.759,84

1.629,04

1.433,40

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

SEP

OCT

NOV

DIC

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 5 9

Cuadro 14: Producción de Gas Natural sujeto a pago de Regalías y Participaciones Enero-Junio 2012 (Millones de pies cúbicos por día) OPERADOR YPFB Andina YPFB Chaco Vintage Petroleum Repsol YPF Petrobras Argentina Pluspetrol BG Bolivia Petrobras Bolivia Matpetrol Total E&P Bolivie TOTAL NACIONAL DEPARTAMENTO Cochabamba Chuquisaca Santa Cruz Tarija TOTAL NACIONAL

% 8,8 13,1 1,3 9,2 1,3 5,4 2,5 58,3 100,0

Petrobras Argentina S.A. 1.3% 21,06 MMPCD

Vintage Petroleum 1.3% 21,76MMPCD

BG Bolivia Corporation 2.5% 40,59 MMPCD

YPFB Andina S.A. 8.8% 143,65 MMPCD

Pluspetrol 5.4% 87,86 MMPCD

Repsol YPF E&P 9.2% 149,68 MMPCD

Petrobras Bolivia S.A. 58.3% 949,95 MMPCD

YPFB Chaco S.A. 13.1% 214,17 MMPCD

Chuquisaca 5.3% 86,43 MMPCD

%

Cochabamba 5.3% 86,87 MMPCD

5,3 5,3 20,4 69,0 100,0

Tarija 69.0% 1.123,35 MMPCD

Santa Cruz 20.4% 332,07 MMPCD

Resumen por Operador (Millones de pies cúbicos por día) OPERADOR ENE FEB MAR ABR MAY JUN YPFB Andina 128,80 135,34 140,38 158,99 163,28 135,11 YPFB Chaco 215,36 220,10 212,38 215,25 212,03 209,88 Vintage Petroleum 22,39 22,34 22,10 21,45 21,35 20,93 Repsol YPF 85,38 100,97 110,84 98,92 207,71 294,28 Petrobras Argentina 21,64 21,58 21,54 20,93 20,52 20,13 Pluspetrol 83,91 89,20 89,51 89,24 86,36 88,91 BG Bolivia 40,59 42,09 42,16 39,58 40,83 38,30 Petrobras Bolivia 780,84 999,79 1.051,72 930,82 1.038,98 897,53 Matpetrol Total E&P Bolivie TOTAL NACIONAL 1.378,91 1.631,42 1.690,63 1.575,20 1.791,04 1.705,06 Resumen por Departamentos (Millones de pies cúbicos por día) DEPARTAMENTO ENE FEB MAR ABR MAY JUN Cochabamba 88,52 89,03 88,70 84,53 84,26 86,17 Chuquisaca 56,71 56,75 56,62 69,45 121,00 158,03 Santa Cruz 311,59 328,35 326,83 351,72 351,32 322,60 Tarija 922,10 1.157,29 1.218,48 1.069,51 1.234,47 1.138,25 TOTAL NACIONAL 1.378,91 1.631,42 1.690,63 1.575,20 1.791,04 1.705,06 Resumen por Departamentos (Millones de metros cúbicos por día) DEPARTAMENTO ENE FEB MAR ABR Cochabamba 2,51 2,52 2,51 2,39 Chuquisaca 1,61 1,61 1,60 1,97 Santa Cruz 8,82 9,30 9,25 9,96 Tarija 26,11 32,77 34,50 30,29 TOTAL NACIONAL 39,05 46,20 47,87 44,60 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

MAY 2,39 3,43 9,95 34,96 50,72

JUN 2,44 4,47 9,14 32,23 48,28

JUL

AGO -

JUL

SEP -

AGO -

JUL

SEP -

AGO -

OCT -

OCT -

SEP -

NOV -

NOV -

OCT -

DIC -

PROM. 143,65 214,17 21,76 149,68 21,06 87,86 40,59 949,95 1.628,71

-

PROM. 86,87 86,43 332,07 1.123,35 1.628,71

-

PROM. 2,46 2,45 9,40 31,81 46,12

DIC -

NOV -

-

DIC -

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

6 0 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 15: Producción de Gas Natural sujeto a pago de Regalías y Participaciones Enero-Junio 2012 (Millones de pies cúbicos por día) Resumen por Campos (Millones de pies cúbicos por día) OPERADOR ENE FEB MAR YPFB ANDINA Arroyo Negro*** Boquerón*** Camiri*** Cascabel*** Guairuy*** La Peña*** Los Penocos*** Patujú*** Río Grande* Sirari** Víbora** Yapacaní** SUBTOTAL YPFB CHACO Bulo Bulo*** Carrasco* Carrasco Este*** Carrasco Footwall*** El Dorado*** Humberto Suárez Roca*** Junín*** Kanata*** Kanata Norte*** Los Cusis*** Montecristo*** Palometas NW*** Patujusal*** Patujusal Oeste*** San Roque** Santa Rosa** Santa Rosa W*** Vuelta Grande* El Dorado Sur*** SUBTOTAL VINTAGE PETROLEUM Chaco Sur*** Naranjillos** Ñupuco*** SUBTOTAL REPSOL YPF Surubí Bloque Bajo*** Huacaya*** Margarita** Margarita-Huacaya** Monteagudo** Paloma* Surubí*** Surubí Noroeste*** SUBTOTAL

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

PROM.

0,03 0,77 0,00 0,00 9,48 48,81 14,43 4,25 51,01 128,80

3,02 0,02 0,71 0,00 0,00 10,74 49,47 13,84 4,22 53,31 135,34

0,00 4,60 0,03 0,72 0,01 0,00 14,26 52,26 13,25 4,09 51,17 140,38

5,70 0,03 0,67 0,01 0,00 16,69 54,71 12,08 3,98 65,12 158,99

5.75 0,03 0,90 0,01 0,00 17,46 54,78 12,21 3,82 68,32 163,28

5,11 0,02 0,90 0,00 0,00 15,71 55,34 11,70 3,90 42,43 135,11

-

-

-

-

-

-

0,00 4,03 0,03 0,78 0,01 0,00 14,06 52,56 12,92 4,04 55,23 143,65

74,42 0,84 4,42 0,44 11,81 7,10 1,74 1,85 15,48 0,05 7,66 23,40 2,40 56,68 7,07 215,36

74,37 0,82 4,34 0,97 11,63 6,78 1,78 1,61 0,01 0,01 15,16 0,08 7,54 26,98 3,82 56,74 7,47 220,10

73,85 0,79 4,01 1,59 11,56 5,00 1,66 1,59 13,70 7,27 23,83 3,51 56,60 7,43 212,38

73,12 0,73 1,39 1,15 11,47 0,00 5,32 1,68 1,59 0,00 0,00 19,91 0,02 7,66 24,38 3,79 55,75 7,32 215,25

72,87 0,70 1,53 1,01 11,03 5,28 1,60 1,49 0,00 19,24 0,01 0,01 7,50 24,50 3,77 54,42 7,06 212,03

72,92 0,64 3,87 0,91 10,86 0,00 4,97 1,70 1,40 19,01 0,01 7,50 24,94 1,51 52,64 7,01 209,88

-

-

-

-

-

-

73,59 0,75 3,26 1,01 11,39 0,00 5,74 1,69 1,59 0,00 0,00 17,08 0,03 0,00 7,52 24,67 3,13 55,47 7,22 214,17

1,32 11,41 9,66 22,39

1,40 11,44 9,50 22,34

1,37 11,53 9,20 22,10

1,33 11,47 8,65 21,45

1,36 11,37 8,62 21,35

1,34 11,32 8,27 20,93

-

-

-

-

-

-

1,35 11,42 8,98 21,76

0,55 80,54 0,03 4,01 0,14 0,12 85,38

0,70 95,83 0,00 4,02 0,23 0,19 100,97

0,71 105,60 0,03 4,12 0,23 0,16 110,84

0,71 53,10 40,92 0,02 3,81 0,22 0,14 98,92

0,63 202,59 0,06 4,13 0,19 0,10 207,71

0,62 289,46 0,08 3,88 0,14 0,10 294,28

-

-

-

-

-

-

0,65 55,85 88,83 0,04 4,00 0,19 0,13 149,68

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 6 1

OPERADOR ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM. PETROBRAS ARGENTINA Caranda*** 14,09 13,89 13,88 13,29 13,23 12,93 13,55 Colpa* 7,55 7,69 7,66 7,64 7,29 7,19 7,50 SUBTOTAL 21,64 21,58 21,54 20,93 20,52 20,13 21,06 PLUSPETROL Tacobo** 50,27 53,60 52,68 51,00 50,12 51,67 51,56 Tajibo** 9,48 9,46 9,34 8,98 5,15 8,73 8,52 Bermejo X-44*** 1,49 1,14 1,15 1,13 1,11 1,17 1,20 Curiche*** 22,68 25,00 26,34 28,13 29,98 27,34 26,58 SUBTOTAL 83,91 89,20 89,51 89,24 86,36 88,91 87,86 BG BOLIVIA Escondido*** 26,49 29,28 29,49 28,75 26,03 23,85 27,32 La Vertiente** 6,88 6,72 6,42 5,85 4,86 2,74 5,58 Los Suris*** 1,30 1,36 1,40 1,63 1,36 1,35 1,40 Palo Marcado*** 5,91 4,72 4,85 3,36 8,57 10,36 6,29 SUBTOTAL 40,59 42,09 42,16 39,58 40,83 38,30 40,59 PETROBRAS BOLIVIA Sábalo** 402,61 544,29 587,29 575,78 580,82 488,43 529,87 San Alberto** 325,35 397,96 404,48 316,02 399,05 354,42 366,21 Itaú*** 52,89 57,54 59,96 39,03 59,10 54,68 53,87 SUBTOTAL 780,84 999,79 1.051,72 930,82 1.038,98 897,53 949,95 TOTAL E&P BOLIVIE Aquio SUBTOTAL MATPETROL Tatarenda*** SUBTOTAL TOTAL NACIONAL 1.378,91 1.631,42 1.690,63 1.575,20 1.791,04 1.705,06 1.628,71 *Campos con facilidades de adecuación y planta de extracción de licuables ** Campos con facilidades de adecuación y plantas de desgasolinado *** Campos con facilidades de separación de fluidos y sin planta de extracción de licuables o desgasolinado. Gas Natural procesado en planta de extracción de licuables en otro campo NOTA: A partir del 19 de abril en adelante, se considera como campo “Margarita-Huacaya” donde se ha tomado la producción de los campos Margarita y Huacaya de manera conjunta para la aplicación del factor de distribución entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El volumen indicado para Abril de “Margarita-Huacaya” debe tomarse como acumulado del 19 al 30 de Abril de 2012 y para los campos Margarita y Huacaya (por separado) debe considerarse como el acumulado del 1° al 18 de Abril de 2012 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

6 2 | YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S

Cuadro 16: Destino del Gas Natural Enero-Junio 2012 (Millones de pies cúbicos por día) DESTINO Entregado al ducto Combustible Convertido a líquido Inyectado Quemado/Venteado TOTAL PRODUCIDO

% 95,86 1,81 1,09 0,00 1,24 100,00

Quemado/Venteado 1.24%20,86 MMPCD

Convertido a líquido 1.09% 18,42 MMPCD

Combustible 1.81% 30,41 MMPCD

Entregado al ducto 95.86% 1.614,81 MMPCD

[MMPCD] 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

Entregado al ducto

Combustible

Convertido a líquido

Inyectado

Quemado/Venteado

1.851,34 1.687,79

1.745,59

1.759,84 1.629,04

1.433,40

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

Destino del Gas Natural (Millones de pies cúbicos por día) DESTINO ENE FEB MAR ABR MAY JUN Entregado al ducto 1.365,47 1.617,28 1.677,04 1.561,23 1.776,99 1.690,83 Combustible 29,07 30,18 30,00 29,66 32,34 31,24 Convertido a líquido 17,32 18,64 19,28 17,91 18,74 18,63 Inyectado Quemado/Venteado 21,55 21,70 19,27 20,24 23,26 19,14 TOTAL PRODUCIDO 1.433,40 1.687,79 1,745,59 1.629,04 1.851,34 1.759,84 Destino del Gas Natural (Millones de metros cúbicos por día) DESTINO ENE FEB MAR ABR Entregado al ducto 38,67 45,80 47,49 44,21 Combustible 0,82 0,85 0,85 0,84 Convertido a líquido 0,49 0,53 0,55 0,51 Inyectado Quemado/Venteado 0,61 0,61 0,55 0,57 TOTAL PRODUCIDO 40,59 47,79 49,43 46,13 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

MAY 50,32 0,92 0,53 0,66 52,42

JUN 47,88 0,88 0,53 0,54 49,83

JUL

AGO

JUL

AGO -

JUL

SEP -

AGO -

SEP OCT -

SEP -

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

OCT NOV -

OCT -

NOV DIC -

NOV -

DIC -

PROM. 1.614,81 30,41 18,42 20,86 1.684,50

-

PROM. 45,73 0,86 0,52 0,59 47,70

DIC -

YA C I M I E N TO S P E T R O L I F E R O S F I S C A L E S B O L I V I A N O S | 6 3

Cuadro 17: Evolución de la Producción de Hidrocarburos Julio 1999 - Junio 2012 [BPD] 60000 58000 56000 54000 52000 50000 48000 46000 44000 42000 40000 38000 36000 34000 32000 30000 28000 26000 24000 22000 20000

Petróleo, Condensado y Gasolina Natural (BPD)

1999

2000

2001

2002

2003

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

HIDROCARBURO ENE FEB Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) Gas Natural (MMPCD) Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 29.231 29.254 Gas Natural (MMPCD) 468,07 459,66 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 34.038 33.692 Gas Natural (MMPCD) 610,18 626,85 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 36.302 36.016 Gas Natural (MMPCD) 767,44 768,07 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 38.364 38.547 Gas Natural (MMPCD) 899,78 943,06 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 41.740 44.636 Gas Natural (MMPCD) 1.025,70 1.105,39 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 48.016 49.226 Gas Natural (MMPCD) 1.329,45 1.372,60 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 49.632 51.083 Gas Natural (MMPCD) 1.375,66 1.452,79 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 46.800 48.486 Gas Natural (MMPCD) 1.334,95 1.405,78 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 48.666 48.237 Gas Natural (MMPCD) 1.505,14 1.498,90 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 39.970 41.201 Gas Natural (MMPCD) 1.211,94 1.265,43 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 36.501 41.164 Gas Natural (MMPCD) 1.164,15 1.388,70 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 38.754 45.582 Gas Natural (MMPCD) 1.382,25 1.624,78 Pet/Cond. y Gasolina Natural (BPD) 39.743 46.882 Gas Natural (MMPCD) 1.433,40 1.687,79 Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP

Gas Natural (MMPCD)

[MMPCD]

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

MAR

ABR

MAY

JUN

29.158 487,94 34.321 631,33 35.476 824,48 36.587 881,49 47.189 1.145,62 50.687 1.442,54 51.411 1.457,31 49.074 1.419,24 47.801 1.499,15 39.735 1.221,97 41.961 1.416,88 43.692 1.565,98 48.929 1.745,59

29.265 493,20 34.136 622,20 34.757 842,63 37.294 924,38 46.898 1.163,43 51.391 1.482,32 39.982 1.211,79 49.320 1.420,59 47.279 1.503,43 39.804 1.257,26 39.308 1.316,84 39.538 1.407,08 46.680 1.629,04

29.632 498,39 36.776 695,18 34.508 817,26 38.638 952,03 47.704 1.193,94 50.614 1.438,56 47.953 1.418,66 49.797 1.479,70 47.065 1.503,59 44.514 1.444,58 44.449 1.529,11 41.764 1.482,49 51.346 1.851,34

30.936 555,83 35.648 680,05 34.781 844,87 39.177 1.008,69 47.527 1.270,08 50.103 1.375,99 49.630 1.471,48 50.891 1.535,63 47.049 1.501,44 45.083 1.481,17 45.214 1.569,97 47.312 1.687,72 50.872 1.759,84

JUL 32.615 530,78 31.778 577,20 35.580 693,72 34.945 866,34 38.455 1.011,17 46.258 1.262,11 51.256 1.390,18 50.577 1.488,26 51.030 1.540,75 47.881 1.525,43 42.237 1.420,34 45.030 1.568,78 47.363 1.696,56 -

AGO 33.145 550,61 31.963 592,35 33.756 693,25 37.189 933,21 38.540 1.000,17 46.494 1.298,49 51.966 1.448,94 51.913 1.531,81 49.649 1.513,01 46.265 1.487,23 41.126 1.329,02 45.579 1.595,90 47.092 1.684,25 -

SEP 30.622 461,60 32.156 593,38 36.970 712,38 37.769 936,52 39.959 986,77 48.421 1.338,55 52.084 1.477,11 51.180 1.493,33 49.328 1.515,48 45.656 1.459,20 39.528 1.288,49 45.114 1.579,89 46.714 1.680,94 -

OCT 29.660 468,57 34.030 620,22 37.906 757,76 38.688 933,19 42.364 1.074,51 48.057 1.320,28 51.031 1.434,85 50.980 1.464,02 48.979 1.511,94 45.968 1.474,02 40.598 1.296,87 44.518 1.552,44 46.485 1.678,27 -

NOV 29.815 486,01 34.933 628,22 38.852 803,58 36.946 915,14 44.341 1.126,86 46.777 1.298,54 52.079 1,453,06 45.359 1.332,02 48.676 1.504,41 45.782 1.463,55 38.284 1.216,27 44.191 1.542,15 46.102 1.661,21 -

2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

DIC 30.263 487,43 34.558 624,86 37.732 775,76 38.030 885,70 42.283 1.058,27 45.540 1.267,67 50.581 1.406,58 45.382 1.354,46 48.867 1.505,59 43.451 1.381,75 35.876 1.141,31 40.808 1.450,69 42.734 1.547,95 -

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

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GLOSARIO DE TÉRMINOS AGA API CEALCA CNIH CNMCH D.S. DBCE DBL DDP DGEC DGP DNGC Fm GASYRG GERH GLP GNAC GNEE GNF IDH NIST PDD POA PTP S.A. S.A.M. SCADA TGN UAPL UCGG UNGC URC USC UTE VPACF YPFB

Asociación Americana de Gas (American Gas Association) Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute) Comité de Evaluación y Aprobación de Licitaciones, Contrataciones y Adquisiciones Centro Nacional de Información Hidrocarburífera Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos Decreto Supremo Documento Base de Convenio de Estudio Documento Base de Licitación Dirección de Desarrollo y Producción Dirección de Gestión Económica de Contratos Dirección de Geología y Perforación Dirección de Negociación y Gestión de Contratos Formación Gasoducto Yacuiba - Río Grande Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos Gas Licuado de Petróleo Gerencia Nacional de Administración de Contratos Gerencia Nacional de Exploración y Explotación Gerencia Nacional de Fiscalización Impuesto Directo a los Hidrocarburos Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (National Institute of Standards and Technology) Plan de Desarrollo Plan Operativo Anual Programa de Trabajo y Presupuesto Sociedad Anónima Sociedad de Economía Mixta Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (Supervisory Control and Data Adquisition) Tesoro General de la Nación Unidad de Administración de Procesos de Licitación Unidad de Control de Geología y Geofísica Unidad de Negociación y Gestión de Contratos Unidad de Revisión de Costos Unidad de Seguimiento y Control Unidad de Trabajo de Exploración Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Unidades A Bs. BPD MCD PCD $us

Amperios Bolivianos Barriles por día Metros cúbicos por día Pies cúbicos por día Dólares americanos

Símbolos M Mil (103) (1.000) MM Millón (106) (1.000.000) m Mili (10-3) (0,001)

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización www.ypfb.gob.bo