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Pilar, 8 de noviembre de 2013

Mitos, realidades e ideas sobre el
desarrollo de los recursos NC en
Argentina
Mauro G. Soares
Gerente de Recursos No Convencionales
Tecpetrol S.A.
Tecpetrol

1
Temas de la Charla

1. El “Juego” No Convencional
2. Vaca Muerta ¿Qué es? ¿Qué está pasando?
3. Desafíos e Ideas Mirando al Futuro

Tecpetrol

2
Lo que hace falta para…

“JUGAR” A LOS NO
CONVENCIONALES
Tecpetrol

3
Hace falta…

_ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo
_ Baja aversión al riesgo
_ Alta tolerancia por la variabilidad en los resultados
_ Disciplina técnica y logísitica,
_ Perforar muchos pozos lo que requiere grandes cantidades
de materiales, servicios y RRHH,

_ Estabilidad económica, cuidado ambiental y apoyo social
_ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo
Tecpetrol

4
Los proyectos no convencionales son justamente…
“no convencionales”

 Las transiciones son menos discretas. El “de-risking” es más lento y gradual
 El riesgo geológico dista de ser nulo (en EE.UU. sólo 1 de cada 3 plays

explorados han resultado comerciales)
 “Piloto” = optimización & estandarización con altas inversiones y trabajo técnico
intensivo
 Finalmente, no más del 30-40% del área total de un play resulta
desarrollable económicamente.
Tecpetrol

5
Where is Argentina playing?

Barnett

Vaca Muerta
D-129

Niobara
Wolfcamp

Eagleford
Marcellus

Una parte central del play Vaca Muerta esta entrando en etapa “Piloto” y
requerirá fuertes inversiones en el corto y mediano plazo
Otras áreas todavía en etapa de “Concepto” (exploración y caraterización)

En el corto plazo es esperable:
 Altísima variabilidad de resultados con tendencia a mejorar
 Mejoras en tiempos y costos de perforación y completación
Optimización de diseños de pozos y estimulación
Identificación de “sweet spots”

Tecpetrol

6
No todo el “acreage” es igual…

Eagleford

Barnett

¿Estamos en un “Sweet Spot”? ¿O al menos en el “Core”?

Variabilidad extrema
Tan sólo 20-40% de la superficie de un play resulta
económicamente desarrollable
Tecpetrol

7
Las estimaciones de reservas calculadas con
poca historia tienen mucho error…
Ejemplo para un pozo vertical en Neuquén

Fuente: Evaluación de la Formación Vaca Muerta Shale Oil por Nicolás Gutierrez Schmidt et al. (Abril 2013)
Tecpetrol

8
Variabilidad Extrema… (1/4)
Producción Máxima

Distribución Acumulada

en barriles por día de 5700 pozos horizontales
perforados en Eagleford entre 2007 y principios
de 2013

por rangos de producción máxima para 5700
pozos horizontales perforados en Eagleford entre
2007 y principios de 2013

Se puede aprender. Pero no es barato!
Tecpetrol

9
Variabilidad Extrema… (2/4)
Marcellus (3800 pozos)
Eagleford (8900 pozos)

Utica ( 560 pozos)

Tecpetrol

10
Variabilidad Extrema… (3/4)

Tecpetrol

11
Variabilidad Extrema… (4/4)
Eagleford
Karnes Trough Condensate

Área (km2)
2,065
% Desarrollable
90%
Pozos Perforados
1,777
Pozos Remanentes
4,017
Costo Pozos (MM US$)
7.5
Acumulada (miles BOE)
698
Valor Remanente (US$/Acre) 64,706
Tecpetrol

Eagleford
Northeast Oil

Área (km2)
12,960
% Desarrollable
10%
Pozos Perforados
159
Pozos Remanentes
429
Costo Pozos (MM US$)
6.5
Acumulada (miles BOE)
153
Valor Remanente (US$/Acre)
0
12
No Convencionales en Argentina

¿QUÉ ES VACA MUERTA?
¿QUÉ ESTÁ PASANDO?
Tecpetrol

13
Cuenca Neuquina
Ubicación del Play Vaca Muerta

Tecpetrol

14
Vaca Muerta a escala
Vaca Muerta

Eagleford

Potencial
>15,000 pozos

230 km

170 km

Total
Desarrollable
Espesor
Pozos Perforados
Inversiones Acum.
Producción Actual
Tecpetrol

~20,000 km2
~8,000 km2
100-300m
~200
~2500 millones US$
~13 mil boe/d

Total
Desarrollable
Espesor
Pozos Perforados
Inversiones Acum.
Producción Actual

~50,000 km2
~20,000 km2
60-100m
~9000
~90,000 millones US$
~1.5 millones boe/d
15
~180 pozos perforados en Vaca Muerta
Inversiones ~ 2500 millones US$

Actividad aun incipiente (menos de 30 pz Horizontales)
Producción Actual ~13,000 boe/d (~1% total país)
Vertical

Horizontal

Empresa

Totales
2009/10

2011

10

30

66

106

2

7

9

2

1

4

Roch SA

3

6

9

Pluspetrol

1

7

8

YPF

2012/13* Subtotal 2009/10

2011

Apache

1

1

116

4

13

3

4

8

1

1

9

6

6

9

Shell
Americas Petrogas

10

4
1

4

6

Total

6

2012/13* Subtotal

PAE

4

5

5

4

Chevron

4

4

2

2

2

Medanito / EOG

2

2

2

ExxonMobil

1

1

1

Capex SA

1

1

1

Petrobras

2

2

2

Argenta Energia

1

1

1

G&P

1

1

1

Tecpetrol

2

TOTAL

11

* Incluye los pozos de 1S 2013.

Tecpetrol

41

2

99

154

2
7

21

28

182

Se incluyen WOs relevantes
.
16
Actividad Incipiente. Resultados variables.
Eagleford Horizontal Wells
Peak Oil Production (bbld)

Eagleford = ~9000 pozos
Vaca Muerta ~30 pozos

2000

1800

Eagleford
Argentina

1600

1400
1200

1000
800
600
400
200
0
10/10/2006

2/22/2008

7/6/2009

11/18/2010

4/1/2012

First Production Date

8/14/2013

Fuente: Elaboración propia en base a
DrillingInfo e información pública.

Volúmenes nominales por pozo. No normalizados por largo de lateral y/o cantidad de etapas de estimulación hidráulica.

Inlcuye pozos horizontales perforados por YPF (7), Shell (3) y EOG/Medanito (2).
Tecpetrol

17
El número de equipos de perforación activos a
aumentado 40% desde 2011
YE 2011

YE 2012

3Q 2013

2Q 2013 vs.
YE 2011

Total País

79

95

110

+ 31

Cca. Neuquina
YPF Nuequén
YPF No Convencional

32
12
6

50
23
10

62
35
19

+ 30
+ 23
+ 13

# de Equipos de Perforación

 Aumento de actividad concentrado en YPF en Cca. Neuquina
 Más de la mitad de los equipos de YPF en NQN dedicados a
perforar petróleo en Vaca Muerta

Utilización plena de equipos disponibles en Argentina

Tecpetrol

18
El número de equipos de fractura a aumentado
120% desde 2011
Capacidad de Fracturamiento
Hidráulico (miles de HHP)

YE 2011

YE 2012

2Q 2013

2Q 2013 vs.
YE 2011

Total País

140

165

310

+ 170

Cca. Neuquina

110

125

250

+ 140

Aumento de equipos concentrado en Neuquén
Equipos adicionales que sean necesarios deberán importarse o
construirse localmente (total o parcialmente)

Tecpetrol

19
Proyectos Shales Anunciados 2013-14

Empresas

Área

# Pozos

YPF-Chevron

Loma La Lata

115

YPF-Dow

El Orejano

16

Total

Aguada Pichana

12

Shell

Sierras Blancas y Aguila Mora

6-8

ExxonMobil

Loma del Choique y otras

6-8

Otros Operadores

Pozos Exploratorios en varios
bloques

10-20

Tecpetrol

20
Comentarios Generales sobre Vaca Muerta
– Técnicamente el tamaño del recurso es muy importante
– La actividad es incipiente. El esfuerzo exploratorio
remanente es muy significativo en tiempo y capital a
riesgo
– Es esperable muchísima variabilidad en los resultados
– Los costos actuales de perforación y completación son
muy elevados en comparación a USA
– La comercialidad del play debe aun probarse con pozos
horizontales y optimización de costos.

Tecpetrol

21
Lo que viene

DESAFÍOS E IDEAS
A FUTURO
Tecpetrol

22
Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca
Muerta
– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura
- Optimización de diseños, escala de operaciones y utilización de
equipos (eficiencia)
- Mejoras el diseño de los pozos (especialmente para perforar a
través de la formación Quintuco)

- Desarrollo de la “receta óptima” para fracturas (¿arenas naturales
locales?)
- Mejoras generales en infraestructura y logística
- Cooperación entre compañías y con el Estado y demás
organizaciones civiles, sindicales.

Tecpetrol

23
Los costos de perforación deberían reducirse
25% y los de fractura 40%
Millones de US$

Eagleford

Vaca Muerta

Vaca Muerta

(Estimado Actual)

(Objetivo)

Perforación

4.2

8.5

6.5

Completación

5.3

9.8

5.9

Costo Total Pozo

9.5

18.3

12.5

Eagleford vs. Vaca Muerta

1.0x

1.9x

1.3x

Perforación (US$/ft)
Completación (US$/stage)

880
319

2080
654

1595 (-23%)
396 (-39%)

TMD (m)

4,800

4,100

4,100

Largo Rama Lateral (m)

1,300

1,200

1,200

Tiempo Perforación (Días)

44

60

37

# etapas de fractura

17

15

15

2,000

3,400

3,400

29,100

15,500

15,500

Apuntalante (Tn)
Agua (m3)

Tecpetrol

24
Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca
Muerta
– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura
– Mejoras de Contexto Macroeconómico
- Estabilización macroeconómica general
- Normalización de las restricciones cambiarias
- Mejoras en las condiciones de acceso al financiamiento

Tecpetrol

25
Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca
Muerta
– Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura
– Mejoras de Contexto Macroeconómico
– Mejoras en el Sector Energético
- Normalización del funcionamiento del mercado de gas natural y
eléctrico, y readecuación de tarifas de transporte y distribución.
- Generación de un marco de incentivos específicos para el shale
- Acompañamiento eficaz del Estado (Nación y Provincias)
- Acompañamiento social y sindical

Tecpetrol

26
Triplicar las Inversiones en Upstream al 2020
Miles de millones de US$
Miles de millones de US$

Perforación y CompletaciónUS$ Pozos
Miles de millones de de

2013E

2020E

2013E

2020E

4.8
2013E

x32020E
14.4

INVERSIÓN
Acumulado
2014-2020

Promedio

INVERSIÓN
Anual

Acumulado
2014-2020

Promedio
INVERSIÓN
Anual

75

12.5

4.8

x2

x3

2,000

Acumulado
2014-2020

14.4

75

12.5

Instalaciones de Producción de Pozos
# Pozos
Perforación y Completación

0.4
1,200
4.8

x2
x2
x3

0.8
2,000
14.4

4
75

0.7
12.5

# Pozos
Instalaciones de Producción
Incorporación Equipos de Perforación
Instalaciones de Producción
# Equipos Incorporados
Incorporación Equipos de Perforación
# Equipos Perforación Activos

1,200

0.4
0.3
0.4
+10
0.3
110

x2
x2
x2
x2
x2
x2
x2

2,000

+10
0.3
0.2
110

x2
x2
x1
x2

+20
0.6
0.2
200

+10
+5
110
0.2
4.8
8
250
+5
1,200
0.2
8
5.7
250
+5

x2
x1
x2
x1
x3
x5
x6
x1
x2
x1
x5
x3
x6
x1

+20
+5
200
0.2
14.4
40
1,400
+5
2,000
0.2
40
16.0
1,400
+5

Capacidad Fracturamiento Upstream
Inversiones Anuales(´000 HHP)

250
5.7

x5
x6
x3

Incorporación Equipos de Perforación

0.3
5.7

# Pozos

Perforación y Completación de Pozos

Miles de millones de US$

# Equipos Incorporados
Incorporación Equipos de Perforación
Incorporación SetsActivos
# Equipos Perforación de Fractura
# Equipos Incorporados
# Sets de Fractura Incorporados
# Equipos Perforación Activos
Incorporación Completación de Pozos
Perforación y Sets de Fractura
# Sets de Fractura Activos
Capacidad Fracturamiento (´000 HHP)
# Sets de Fractura Incorporados
Pozos
Incorporación Sets de Fractura
# Sets de Fractura Activos
Inversiones Anuales(´000 HHP)
Capacidad Fracturamiento Upstream
# Sets de Fractura Incorporados

Instalaciones deActivos
Producción
# Sets de Fractura

Inversiones Anuales Upstream
# Equipos Incorporados
# Equipos Perforación Activos
Tecpetrol

Incorporación Sets de Fractura

1,200

2013E

0.8
0.6
0.8
+20
0.6
200

2020E

Promedio
Anual

4
0.7
3
0.5
4
0.7
INVERSIÓN
3
0.5
Acumulado
3
2014-2020

Promedio
0.5
Anual

1
75

0.2
12.5

1

0.2

83

13.8

1,400
16.0

83

13.8

x2
x3

0.6
16.0

3
83

0.5
13.8

+10
110

x2
x2

+20
200

0.2

x1

0.2

1

0.2

0.4
8

x2

0.8
40

1

4

0.2

0.7

27
Ojalá seamos capaces.

Tecpetrol

28
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Tecpetrol

29

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Mitos, realidades e ideas sobre el desarrollo de los recursos no convencionales en Argentina

  • 1. Pilar, 8 de noviembre de 2013 Mitos, realidades e ideas sobre el desarrollo de los recursos NC en Argentina Mauro G. Soares Gerente de Recursos No Convencionales Tecpetrol S.A. Tecpetrol 1
  • 2. Temas de la Charla 1. El “Juego” No Convencional 2. Vaca Muerta ¿Qué es? ¿Qué está pasando? 3. Desafíos e Ideas Mirando al Futuro Tecpetrol 2
  • 3. Lo que hace falta para… “JUGAR” A LOS NO CONVENCIONALES Tecpetrol 3
  • 4. Hace falta… _ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo _ Baja aversión al riesgo _ Alta tolerancia por la variabilidad en los resultados _ Disciplina técnica y logísitica, _ Perforar muchos pozos lo que requiere grandes cantidades de materiales, servicios y RRHH, _ Estabilidad económica, cuidado ambiental y apoyo social _ Grandes cantidades de inversión de capital a riesgo Tecpetrol 4
  • 5. Los proyectos no convencionales son justamente… “no convencionales”  Las transiciones son menos discretas. El “de-risking” es más lento y gradual  El riesgo geológico dista de ser nulo (en EE.UU. sólo 1 de cada 3 plays explorados han resultado comerciales)  “Piloto” = optimización & estandarización con altas inversiones y trabajo técnico intensivo  Finalmente, no más del 30-40% del área total de un play resulta desarrollable económicamente. Tecpetrol 5
  • 6. Where is Argentina playing? Barnett Vaca Muerta D-129 Niobara Wolfcamp Eagleford Marcellus Una parte central del play Vaca Muerta esta entrando en etapa “Piloto” y requerirá fuertes inversiones en el corto y mediano plazo Otras áreas todavía en etapa de “Concepto” (exploración y caraterización) En el corto plazo es esperable:  Altísima variabilidad de resultados con tendencia a mejorar  Mejoras en tiempos y costos de perforación y completación Optimización de diseños de pozos y estimulación Identificación de “sweet spots” Tecpetrol 6
  • 7. No todo el “acreage” es igual… Eagleford Barnett ¿Estamos en un “Sweet Spot”? ¿O al menos en el “Core”? Variabilidad extrema Tan sólo 20-40% de la superficie de un play resulta económicamente desarrollable Tecpetrol 7
  • 8. Las estimaciones de reservas calculadas con poca historia tienen mucho error… Ejemplo para un pozo vertical en Neuquén Fuente: Evaluación de la Formación Vaca Muerta Shale Oil por Nicolás Gutierrez Schmidt et al. (Abril 2013) Tecpetrol 8
  • 9. Variabilidad Extrema… (1/4) Producción Máxima Distribución Acumulada en barriles por día de 5700 pozos horizontales perforados en Eagleford entre 2007 y principios de 2013 por rangos de producción máxima para 5700 pozos horizontales perforados en Eagleford entre 2007 y principios de 2013 Se puede aprender. Pero no es barato! Tecpetrol 9
  • 10. Variabilidad Extrema… (2/4) Marcellus (3800 pozos) Eagleford (8900 pozos) Utica ( 560 pozos) Tecpetrol 10
  • 12. Variabilidad Extrema… (4/4) Eagleford Karnes Trough Condensate Área (km2) 2,065 % Desarrollable 90% Pozos Perforados 1,777 Pozos Remanentes 4,017 Costo Pozos (MM US$) 7.5 Acumulada (miles BOE) 698 Valor Remanente (US$/Acre) 64,706 Tecpetrol Eagleford Northeast Oil Área (km2) 12,960 % Desarrollable 10% Pozos Perforados 159 Pozos Remanentes 429 Costo Pozos (MM US$) 6.5 Acumulada (miles BOE) 153 Valor Remanente (US$/Acre) 0 12
  • 13. No Convencionales en Argentina ¿QUÉ ES VACA MUERTA? ¿QUÉ ESTÁ PASANDO? Tecpetrol 13
  • 14. Cuenca Neuquina Ubicación del Play Vaca Muerta Tecpetrol 14
  • 15. Vaca Muerta a escala Vaca Muerta Eagleford Potencial >15,000 pozos 230 km 170 km Total Desarrollable Espesor Pozos Perforados Inversiones Acum. Producción Actual Tecpetrol ~20,000 km2 ~8,000 km2 100-300m ~200 ~2500 millones US$ ~13 mil boe/d Total Desarrollable Espesor Pozos Perforados Inversiones Acum. Producción Actual ~50,000 km2 ~20,000 km2 60-100m ~9000 ~90,000 millones US$ ~1.5 millones boe/d 15
  • 16. ~180 pozos perforados en Vaca Muerta Inversiones ~ 2500 millones US$ Actividad aun incipiente (menos de 30 pz Horizontales) Producción Actual ~13,000 boe/d (~1% total país) Vertical Horizontal Empresa Totales 2009/10 2011 10 30 66 106 2 7 9 2 1 4 Roch SA 3 6 9 Pluspetrol 1 7 8 YPF 2012/13* Subtotal 2009/10 2011 Apache 1 1 116 4 13 3 4 8 1 1 9 6 6 9 Shell Americas Petrogas 10 4 1 4 6 Total 6 2012/13* Subtotal PAE 4 5 5 4 Chevron 4 4 2 2 2 Medanito / EOG 2 2 2 ExxonMobil 1 1 1 Capex SA 1 1 1 Petrobras 2 2 2 Argenta Energia 1 1 1 G&P 1 1 1 Tecpetrol 2 TOTAL 11 * Incluye los pozos de 1S 2013. Tecpetrol 41 2 99 154 2 7 21 28 182 Se incluyen WOs relevantes . 16
  • 17. Actividad Incipiente. Resultados variables. Eagleford Horizontal Wells Peak Oil Production (bbld) Eagleford = ~9000 pozos Vaca Muerta ~30 pozos 2000 1800 Eagleford Argentina 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 10/10/2006 2/22/2008 7/6/2009 11/18/2010 4/1/2012 First Production Date 8/14/2013 Fuente: Elaboración propia en base a DrillingInfo e información pública. Volúmenes nominales por pozo. No normalizados por largo de lateral y/o cantidad de etapas de estimulación hidráulica. Inlcuye pozos horizontales perforados por YPF (7), Shell (3) y EOG/Medanito (2). Tecpetrol 17
  • 18. El número de equipos de perforación activos a aumentado 40% desde 2011 YE 2011 YE 2012 3Q 2013 2Q 2013 vs. YE 2011 Total País 79 95 110 + 31 Cca. Neuquina YPF Nuequén YPF No Convencional 32 12 6 50 23 10 62 35 19 + 30 + 23 + 13 # de Equipos de Perforación  Aumento de actividad concentrado en YPF en Cca. Neuquina  Más de la mitad de los equipos de YPF en NQN dedicados a perforar petróleo en Vaca Muerta Utilización plena de equipos disponibles en Argentina Tecpetrol 18
  • 19. El número de equipos de fractura a aumentado 120% desde 2011 Capacidad de Fracturamiento Hidráulico (miles de HHP) YE 2011 YE 2012 2Q 2013 2Q 2013 vs. YE 2011 Total País 140 165 310 + 170 Cca. Neuquina 110 125 250 + 140 Aumento de equipos concentrado en Neuquén Equipos adicionales que sean necesarios deberán importarse o construirse localmente (total o parcialmente) Tecpetrol 19
  • 20. Proyectos Shales Anunciados 2013-14 Empresas Área # Pozos YPF-Chevron Loma La Lata 115 YPF-Dow El Orejano 16 Total Aguada Pichana 12 Shell Sierras Blancas y Aguila Mora 6-8 ExxonMobil Loma del Choique y otras 6-8 Otros Operadores Pozos Exploratorios en varios bloques 10-20 Tecpetrol 20
  • 21. Comentarios Generales sobre Vaca Muerta – Técnicamente el tamaño del recurso es muy importante – La actividad es incipiente. El esfuerzo exploratorio remanente es muy significativo en tiempo y capital a riesgo – Es esperable muchísima variabilidad en los resultados – Los costos actuales de perforación y completación son muy elevados en comparación a USA – La comercialidad del play debe aun probarse con pozos horizontales y optimización de costos. Tecpetrol 21
  • 22. Lo que viene DESAFÍOS E IDEAS A FUTURO Tecpetrol 22
  • 23. Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta – Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura - Optimización de diseños, escala de operaciones y utilización de equipos (eficiencia) - Mejoras el diseño de los pozos (especialmente para perforar a través de la formación Quintuco) - Desarrollo de la “receta óptima” para fracturas (¿arenas naturales locales?) - Mejoras generales en infraestructura y logística - Cooperación entre compañías y con el Estado y demás organizaciones civiles, sindicales. Tecpetrol 23
  • 24. Los costos de perforación deberían reducirse 25% y los de fractura 40% Millones de US$ Eagleford Vaca Muerta Vaca Muerta (Estimado Actual) (Objetivo) Perforación 4.2 8.5 6.5 Completación 5.3 9.8 5.9 Costo Total Pozo 9.5 18.3 12.5 Eagleford vs. Vaca Muerta 1.0x 1.9x 1.3x Perforación (US$/ft) Completación (US$/stage) 880 319 2080 654 1595 (-23%) 396 (-39%) TMD (m) 4,800 4,100 4,100 Largo Rama Lateral (m) 1,300 1,200 1,200 Tiempo Perforación (Días) 44 60 37 # etapas de fractura 17 15 15 2,000 3,400 3,400 29,100 15,500 15,500 Apuntalante (Tn) Agua (m3) Tecpetrol 24
  • 25. Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta – Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura – Mejoras de Contexto Macroeconómico - Estabilización macroeconómica general - Normalización de las restricciones cambiarias - Mejoras en las condiciones de acceso al financiamiento Tecpetrol 25
  • 26. Principales Desafíos para el Desarrollo de Vaca Muerta – Reducción de tiempos y costos de perforación y fractura – Mejoras de Contexto Macroeconómico – Mejoras en el Sector Energético - Normalización del funcionamiento del mercado de gas natural y eléctrico, y readecuación de tarifas de transporte y distribución. - Generación de un marco de incentivos específicos para el shale - Acompañamiento eficaz del Estado (Nación y Provincias) - Acompañamiento social y sindical Tecpetrol 26
  • 27. Triplicar las Inversiones en Upstream al 2020 Miles de millones de US$ Miles de millones de US$ Perforación y CompletaciónUS$ Pozos Miles de millones de de 2013E 2020E 2013E 2020E 4.8 2013E x32020E 14.4 INVERSIÓN Acumulado 2014-2020 Promedio INVERSIÓN Anual Acumulado 2014-2020 Promedio INVERSIÓN Anual 75 12.5 4.8 x2 x3 2,000 Acumulado 2014-2020 14.4 75 12.5 Instalaciones de Producción de Pozos # Pozos Perforación y Completación 0.4 1,200 4.8 x2 x2 x3 0.8 2,000 14.4 4 75 0.7 12.5 # Pozos Instalaciones de Producción Incorporación Equipos de Perforación Instalaciones de Producción # Equipos Incorporados Incorporación Equipos de Perforación # Equipos Perforación Activos 1,200 0.4 0.3 0.4 +10 0.3 110 x2 x2 x2 x2 x2 x2 x2 2,000 +10 0.3 0.2 110 x2 x2 x1 x2 +20 0.6 0.2 200 +10 +5 110 0.2 4.8 8 250 +5 1,200 0.2 8 5.7 250 +5 x2 x1 x2 x1 x3 x5 x6 x1 x2 x1 x5 x3 x6 x1 +20 +5 200 0.2 14.4 40 1,400 +5 2,000 0.2 40 16.0 1,400 +5 Capacidad Fracturamiento Upstream Inversiones Anuales(´000 HHP) 250 5.7 x5 x6 x3 Incorporación Equipos de Perforación 0.3 5.7 # Pozos Perforación y Completación de Pozos Miles de millones de US$ # Equipos Incorporados Incorporación Equipos de Perforación Incorporación SetsActivos # Equipos Perforación de Fractura # Equipos Incorporados # Sets de Fractura Incorporados # Equipos Perforación Activos Incorporación Completación de Pozos Perforación y Sets de Fractura # Sets de Fractura Activos Capacidad Fracturamiento (´000 HHP) # Sets de Fractura Incorporados Pozos Incorporación Sets de Fractura # Sets de Fractura Activos Inversiones Anuales(´000 HHP) Capacidad Fracturamiento Upstream # Sets de Fractura Incorporados Instalaciones deActivos Producción # Sets de Fractura Inversiones Anuales Upstream # Equipos Incorporados # Equipos Perforación Activos Tecpetrol Incorporación Sets de Fractura 1,200 2013E 0.8 0.6 0.8 +20 0.6 200 2020E Promedio Anual 4 0.7 3 0.5 4 0.7 INVERSIÓN 3 0.5 Acumulado 3 2014-2020 Promedio 0.5 Anual 1 75 0.2 12.5 1 0.2 83 13.8 1,400 16.0 83 13.8 x2 x3 0.6 16.0 3 83 0.5 13.8 +10 110 x2 x2 +20 200 0.2 x1 0.2 1 0.2 0.4 8 x2 0.8 40 1 4 0.2 0.7 27