Planificacin del pozo Malvinas Octubre 2010 Jorge Barrn

Planificación del pozo Malvinas Octubre 2010 Jorge Barrón, Gerente de Perforación Offshore

Perforación Offshore en el Mar Argentino AGENDA • Antecedentes • Desafíos • Well Planning • Logística • Stena Drillmax • Planes de Contingencia y Aseguramiento 2

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes • En el 1 er. Trimestre de 2011 YPF llevará adelante una campaña de exploración en la cuenca Malvinas. • Se perforará un pozo exploratorio de 2000 m en el bloque CAA-40 con una profundidad de agua de 500 m (exploración Wildcat) • Compromiso con el estado Abril 2011 • Socios Pan. American Energy y Petrobras 4

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes Bahía Blanca Deep-Draft Port 900 nm Puerto Madryn Deep-Draft Port 784 nm Pto. Argentino Comodoro Rivadavia Logistics Base Airport 514 nm – 2 d 5 hr Puerto Deseado Refueling Station 381 nm – 1 d 9 hr Punta Quilla Contingency Port 307 nm – 1 d 7 hr Punta Loyola Contingency Port 270 nm – 1 d 3 hr Rio Grande Aerial Base 185 nm – 1 hr 22 m 5

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento

Perforación Offshore en el Mar Argentino Desafíos • El margen continental argentino es de 3. 000 km 2 • Históricamente se han perforado alrededor de 173 pozos exploratorios offshore: 1969 - 1979: 23% 1990 - 1999: 26% 1980 - 1989: 48% 2000 - 2010: 1% • El 60% de estos pozos fueron perforados solo en la cuenca Austral. • Tomando en cuenta la gran extensión del margen continental marítimo, se ve una baja exploración offshore. 7

Perforación Offshore en el Mar Argentino Desafíos • Falta de contratistas locales con experiencia Offshore • Costos de movilización / desmovilización de barcos de apoyo, materiales, herramientas. • Falta de recursos humanos locales con experiencia offshore • Consideraciones logísticas: inexistencia de barcos de apoyo de bandera Argentina. • Consideraciones geológicas: regiones geológicas inexploradas, incertidumbre. • Consideraciones medioambientales: fuerte sensibilidad ambiental en mares del Sur. • Falta de entes de control centralizados: permisos municipales, provinciales, y nacionales. 8

Perforación Offshore en el Mar Argentino Desafíos Disponibilidad de Equipos para operaciones offshore (año 2009) Fuente: Rig. Zone (Año 2009) 9

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning-GIP Gestion Integrada de Proyectos

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Riesgos Identificados Tiempos De Espera Logísticas Interfase Cuestiones entre Ambientales Cías de Fallas Servicio Arcillas Reactivas RIESGOS PRINCIPALES Pega Diferencial Incertidumbre Medioambiente Geológica Zonas Sobre presionadas Riesgos Derrames Someros Influjos Someros (Gas-Agua) Bajo Gradiente de Fractura Formación de Hidratos

Principales Riesgos Asociados Well Planning- Secciones Riserless HIGH Sección 17 ½” – Antes de la Mitigación Shallow gas (Impact x Probability RISK flow Downtime due Rig Equipment to WOW Failure Inadequate Insufficient wellbore PAD mud cleaning on rig ROV Failure Angle build up Shallow water flow LOW HIGH ABILITY TO MANAGE LOW

Principales Riesgos Asociados Sección 17 ½” – Luego de la Mitigación Downtime due (Impact x Probability RISK HIGH to WOW Shallow gas Rig Equipment flow Failure ROV Failure Inadequate Insufficient wellbore PAD mud cleaning on rig Shallow water flow LOW HIGH Angle build up ABILITY TO MANAGE LOW

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Esquema Mecánico Mud Line (522 m) 36” Conductor Casing (582 m) 13 3/8” Surface Casing (1032 m) Asegurar suficiente Resistencia de Formación e integridad de cemento para impedir migración de gas a superficie. 9 5/8” Production Casing (1432 m) Objetivo Primario: Adquisición de datos. Correr y fijar liner para el ensayo. 7” Production Liner (2032 m)

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Secciones Riserless : Método Pump and Dump Objetivos: Hueco Piloto 8 ½” • Determinar Presencia de gas somero en el área hasta los 1000 m • En caso de una arremetida de gas, el control dinámico tiene mas chances de éxito que en un pozo de gran diámetro Objetivos: Sección ensanchada 42” • Perforar, y cementar los sedimentos no consolidados de superficie. Objetivos: Sección Ensanchada 17 ½” • Perforar y cementar las formaciones del bajo Pleistoceno y Plioceno • Perforar eficientemente a través de las capas de gas somero. • Suficiente competencia de zapato (LOT) • Optimizar la utilización de fluidos. 42” 36” Csg 560 m 8 ½” Hueco Piloto 17 ½” Mix-on-the-fly technology 16 ppg + EMW 1000 m

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Movilización y Alistamientos 1 st STAGE MOB Bahía Blanca Brazil - Argentina Distance: 1700 nm Duration: 15 days Puerto Madryn Cdro Rivadavia RIG READINESS Country Entrance Permits, Materials Uploading & Crew Change Duration: 8 days 2 nd STAGE MOB CRV - MLV Distance: 530 nm Duration: 2 days

Bases Logísticas Onshore Bahía Blanca Deep-Draft Port 900 nm Puerto Madryn Deep-Draft Port 784 nm Pto. Argentino Comodoro Rivadavia Logistics Base Airport 514 nm – 2 d 5 hr Puerto Deseado Refueling Station 381 nm – 1 d 9 hr Punta Quilla Contingency Port 307 nm – 1 d 7 hr Punta Loyola Contingency Port 270 nm – 1 d 3 hr Rio Grande Aerial Base 185 nm – 1 hr 22 m

Bases Logísticas Onshore Pto Comodoro Rivadavia (Prov. Chubut) Maniobra de amarre Sin inconvenientes Permanencia en muelle Sin restricciones Instalaciones existentes Si, construidas y acondicionadas para Aurora Experiencia operativa del puerto Actividad petrolera regional Relación con las Autoridades Actividad Sindical Experiencia operativa de PNA Si, reciente Si, presencia de bases de suministro de empresas de servicio Si, fluida, agilidad en los procesos administrativos y operativos Existente Si, reciente

Base Logística Comodoro Rivadavia, Chubut

Base Suministro de Combustible Puerto Deseado (Prov. Santa Cruz) Pto Punta Quilla (Prov. Santa Cruz) Pto Comodoro Rivadavia (Prov. Chubut) Maniobra de amarre Sin inconvenientes Espera horario de marea (12 hs) Sin inconvenientes Permanencia en muelle Sin inconvenientes Condicionado a las corrientes de mareas (7 nds) Sin inconvenientes Si No Si Manifold de la Terminal Camión, desde Comodoro Rivadavia (750 km) Camión, desde km 3 (9 km) Propietario Método de provisión

Bases Aéreas • Premisa: menor tiempo de vuelo mínima distancia a la locación Distancia a locación Categoría AOCI (Organización de Aviación Civil Internacional). Tipo de aeronaves que pueden operar Aeropuerto Hermes Quijada (Río Grande, Td. F) Aeropuerto Islas Malvinas (Ushuaia, Td. F) Aeropuerto Norberto Fernandez (Río Gallegos, Santa Cruz) 185 MN (1 hr 22 min) 215 MN 270 MN 4 C Aeropuerto Internacional 4 E Aeropuerto Internacional Mc. D Douglas MD-81 Airbus A 318 / A 319 / A 320 / A 321 Boeing 738 Airbus A 340 Boeing 747 / 779 Operadoras LADE Aerolíneas Argentinas LAN Airlines LAN Argentina Aeovías DAP Hangares disponibles Base Aeronaval ARA Aeroclub

Bases Aéreas Base Aeronaval Río Grande – Hermes Quijada International Airport (Td. F) q 9 km NW of Río Grande city, Road No. 3 q 185 nm from Malvinas x-1

Manuales y Procedimientos • Manual y Procedimientos de Operación de Bases Logísticas • Criterios de diseño, instalaciones y procedimientos de operación de Bases Logísticas onshore para apoyo de las actividades de exploración offshore. • Plan Logístico: • Identificación y especificación de medios y necesidades logísticas para el proyecto • Manual de Operaciones Marinas • Lineamientos generales para operación de buques en el área

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Perforación Offshore en el Mar Argentino Stena Drillmax • Dadas las condiciones climáticas, la geografía y la profundidad del agua, se empleará un drillship. • Stena Drill. MAX • • Alta autonomía Posicionamiento dinámico Doble torre de perforación Profundidad Máx. Agua: 3048 m. 28

Perforación Offshore en el Mar Argentino Barcos de Apoyo Normand Skarven. Normand Baltic.

Perforación Offshore en el Mar Argentino Helicópteros • Helicópteros para Transporte de Personal: • Aeronave: 2 x Agusta Westland AW-139 • Tipo: Bi-turbina • Capacidad de vuelo: Diurno y nocturno • Tripulación mínima: Piloto y copiloto • Pax: máx. 7 • Reserva de combustible mínima: 30 min para un vuelo de 400 mn • MEDEVAC: remoción de asientos para transporte de camilla y asistente médico

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Well Control Action Plan GIP: Frame Work Well Control Action Plan VISUALIZATION CONCEPTUALIZATION Kick. Off Meeting Programs Drilling Working Instruction Site Survey Identify Needs of Well Control Assurance SHA Review Rig and Drilling Tools Acceptance Rig Visit Risk Assess. Blowout Response II Pre-Spud DWOP TWOP Blowout Response I Hazid HSE EXECUTION DEFINITION OS Drill OSER Plan

Assurance Specific Tasks During Conceptualization Rig Selection Surface Hole Approach Engineering Focused Well Control Tasks (B&C) Shallow Gas Flow Blow Out Estimation Rates Pumping Requirements Conceptual Relief Well Interventions Drilling Fluids Strategy Logistics needs identification and Plan Specific Tasks During Definition Rig Audit Rig Inspection BOP Inspection Crew Engagement External Well Examiner Working Instructions Blow Out Contingency Plan (BCP) Drilling Fluids Strategy Logistics implementation plan

Assurance Specific Tasks Operations Decision-making Ø Ø Implementaion of “Well Aware” programme to raise awareness of human factors issues Review key decision points on decision criteria and potential ambiguities Table top exercises to rehearse team in decision making and response to unexpected events. Ø Ø Zero tolerance on any BOP or control systems defects Max focus on PP detection Pit volume monitoring (one operation at a time) Rigorous tripping procedures Strict adherance to policies during installation & testing of safety critical barriers. Pre-Operations Start-Up Rig Audit Ø Ø Ø Shared Activity with previous operator YPF Supervisors Involved Stenas´additional actions post Horizon incident Action Tracking from previous operator to YPF Periodic Verification During Operations Ø Ø Well Integrity Ø Ø Implement UK well examination scheme Verification of barriers Critical focus on well integrity issues during the Well Test. Re-verification of barriers that might have been inadvertently disturbed. Verification of emergency disconnection and AMF systems Double check function on ROV hot stab interfaces Re-check shearing capabilities Advice from Boots and Coots on emergency access – Lessons from Macondo Petrobras and PAE shared learnings post Horizon Incident

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