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INFORME FINAL UNIDA UNIDAD D DE FISCAL FISCALIZACIÓN, IZACIÓN, SEGUIMIENTO Y CONTROL AUDITORIA A UDITORIAS S REAL REA L IZADA IZA DAS S

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NOTA INTERNA UFSC-MDP-003/2007 Página 1 de 111

NOTA INTERNA UFSC-MDP-003/2007 A:

Lic. Carlos Villegas Quiroga MINISTRO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIA

DE:

Ing. Enrique Mariaca Bilbao COORDINADOR DE AUDITORIAS A EMPRESAS PETROLERAS UNIDAD DE FISCALIZACION, SEGUIMIENTO Y CONTROL

Lic. Miguel Miguel Delgadillo Delgadillo Pacheco P acheco CONSULTOR

Ref.:

INFORME

FINAL

DE

RESULTADOS

DE

LAS

AUDITORIAS

A

EMPRESAS




























recursos. Por otro lado, el parágrafo I) del Art. 3ro. indica que sólo podrán seguir operando en el país las compañías que acaten inmediatamente las disposiciones del DS N° 28701, hasta que en un plazo no mayor a 180 días desde su promulgación, se regularice su actividad, mediante contratos, que cumplan las condiciones y requisitos legales y constitucionales. Para viabilizar el acatamiento de lo establecido en el parágrafo mencionado del DS N° 28701, el Supremo Gobierno de la nación promulgó el DS 28722 del 24 de mayo de 2006 que autoriza al MHE a contratar bienes, servicios generales y de consultaría, así como la realización de las auditorías necesarias, para la ejecución y cumplimiento de lo dispuesto en el DS N° 28701, estableciendo además que estas contrataciones se realizaran bajo la modalidad de contratación por excepción; y por medio del DS N° 28771 del 28 de junio de 2006 se establecen los mecanismos para la realización de las auditorias.




























Es necesario e importante recalcar que los resultados alcanzados en el proceso de auditoria, se basan exclusivamente en la información recabada de la auditoría realizada a los 56 campos , no tomándose en cuenta las inversiones en los campos no auditados, así como las inversiones realizadas por las empresas petroleras en otros campos en calidad de socios. Por razones que desconocemos el MHE omitió la realización de auditorías, a campos y bloques petroleros operados por empresas petroleras en actual explotación, cuyo detalle es el siguiente: N°

Operador

Campos/Bloqu es

An di na SA 1 Andi

Boquerón, Boquerón, Cobra, Encon E nconada, ada, Palaci P alacios, os, P atujú atujú y Puert P uerto o Palos P alos

2

Caigua, Churum Churumas, El E l Dorado, Dorado, J unín, Katari, Katari, Los Monos, P ercheles, ercheles, San Ignacio, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste y Palometas NW.

Chaco SA




























(Auditoría a Petrobrás-Bolivia SA, campo San Alberto) debería haber entregado sus informes finales el 12/10/06 y la última (Auditoría a Transredes SA) el 26/12/06. De acuerdo a los contratos suscritos por el MHE con las empresas Consultoras, después de la recepción de los informes finales en la UFSC, se determinó un plazo de 20 días para que los fiscalizadores evalúen los informes finales y las empresas Consultoras reformulen y/o complementen dichos informes, en un plazo de 10 días, en consecuencia en la revisión y corrección de los informes finales se pactó mediante contrato un plazo de 30 días adicionales; que sumados a los plazos de entrega contractuales se tiene que la primera contratación debería concluir el 11/11/2006 y la última contratación el 25/01/07. Si a los últimos plazos se añaden el tiempo que las empresas petroleras perjudicaron al proceso con una lenta entrega de documentos y/o un retraso considerable de 20 a 25 días, más el tiempo




























P4 P5 P6 P7 P8

Determinación Determinación de la Rentabilidad, Tasa Interna de R etorno etorno y Valor Valor Actu Actual al Neto. Verificación Verificación de la tributación tributación efectuada. Cuantificación Cuantificación de las Reservas proba probadas das y probables. probables. Identificación de los pasivos ambientales ambientales en los campos campos y cos costos tos de mitigación. mitigación. Valoración Valoración de los daños daños a las Com Comunidades unidades y las personas, así como daños al patrimon patrimonio io del Estado generado por las actividades de las empresas petroleras. P 9 E specificación specificación y comparación comparación de las medidas medidas establecidas en el estudio de impacto impacto am ambiental biental y su respectivo cumplimiento en función a los cronogramas, identificando montos de inversión. P 10 Cuantificación de los gastos efectuados en protección ambiental y relacionamiento sociocomunitario, desde el inicio de actividades. Aunque no estuvo especificado en los términos de referencia y el contrato de servicios, la UFSC






























II. RESULTADOS ECONOMICOS-FINANCIEROS 1. RESERVAS CEDIDAS GRATUITAMENTE

Consideramos que para iniciar nuestro análisis, se hizo necesario realizar una revisión de las






























Asumimos que las reservas probables representan para el año 1997 un 14,37% de las reservas probadas remanentes para el petróleo/condensado, de donde resulta que la suma del valor de reservas probadas y probables sería de MM$us 1.660. En lo referido a las reservas probadas de gas natural, las reservas probables representan para el año 1997 un 35,1% de las reservas probadas remanentes, por tanto, la sumatoria de ambas reservas alcanza a MM$us 3.480,






























Sumando la producción acumulada de las operadoras Chaco y Andina con las Reservas Remanentes al 2006, obtendremos las reservas probadas entregadas a las empresas capitalizadoras el 11 de abril de 1997 de acuerdo al cuadro 4:






























Por lo tanto, en el año 1997 existió manipulación de reservas por parte de YPFB, porque además de ceder gratuitamente nuestras reservas de gas y petróleo, se manipuló los informes de reservas nacionales de hidrocarburos no tomando en cuenta 1.141.432 MMpc de gas y 32.623 MBls, que monetizados representan la suma de MM$us 1.289, en consecuencia el valor total que las






























debe entender que las auditorías se realizaron desde el inicio de actividades de las empresas petroleras, motivo por el cual se tienen en cuenta las inversiones realizadas antes del año 1997 por algunas operadoras. En el año 2003 la operadora Petrobrás realizó la mayor de las inversiones de todo el periodo auditado, totalizando la suma de MM$us 155. La inversión reportada por año fue la siguiente:


























































































































































































































































































































































































































































































































































































































































La rentabilida rentabilidad d tiene tiene dos escenarios. Estos E stos son los siguientes: siguientes: a) Escenario 1. Inversiones reportadas por Transredes sin ajustes. De igual forma no se contabiliza la Cuenta Diferida reconocida por el ente regulador. Cuadr o 27. RENTABIL IDAD HISTORICA HISTORICA TRANSREDES – ESCENARIO 1 Flujo de Caja CONSOLIDADO

1997

Fl u j o d e Caj a Net o Flujo Acumulado Flujo de Caj Caja Descontado

-53.651.052

-53.651.052

1.088.780 -52 -52.56 .562.27 .271 -52.703.215

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

-15.606.213 -68 -68.16 .168.48 .484 -64.530.479

-45.431.090 -11 -113.59 .599.57 .574 -94.503.691

-26.723.625 -14 -140.32 .323.19 .199 -109.852.295

19.754.981 -12 -120.56 .568.21 .218 -99.974.875

-6.832.245 -12 -127.40 .400.46 .463 -102.948.757

6.345.881 -12 -121.05 .054.58 .582 -100.544.142

-14.439.884 -13 -135.49 .494.46 .466 -105.307.473

5.534.563 -12 -129.95 .959.90 .903 -103.718.108




























III. RESULTADOS TECNICOS 1. RESERVAS

Las reservas probadas determinadas por De Golyer Mac Nauthon al primero de enero del 2005 era de 26.748109 MMPC de gas y 465.225 MBbls de líquido, sin considerar los campos en retención y otros campos que se encontraban en reservas. En base a los cálculos de las auditorias las reservas variaron al mes de abril del 2006, en aproximadamente en un 26% con respecto a la reservas probadas recuperables como se pude observar en el cuadro 29. Cuadro 29. RESERV RESERVAS AS PROBADAS Y PROBABLES




























1. La empresa certificadora certificadora determ determinó inó el factor de recuperación en base al análisis de fluido lo cual se recomienda recomienda para reservorio res ervorio volumétrico. volumétrico. 2. No se consideró cons ideró la entrada entrada de agua agua en los distintos distintos niveles, ya que estos afectan los factores de recuperación los mismos que han sido determinado por análisis nodal tomando en cuenta que cada pozo produce de 2 o mas niveles. Cuadro 30. ANALISIS ANALISIS DE RESERV RESERVAS AS SAN A LBERTO Y SABAL O




























los cuales son: 600 psi, para el campo Itau sin tener producción alguna, y el campo San Alberto tubo una caída de presión de 764 psi. En este campo se deberá desarrollar un solo modelo geológico para poder optimizar la producción, teniendo un mayor beneficio para el país. La determinación de reserva se la hizo en forma estadística por no contar con una gran información de datos ni de presión ya que este campo tiene 3 pozos, de los cuales 2 dos se encuentra cerrado en reserva y el tercer pozo esta cerrado debido a que el nivel de importancia es acuífero. El campo Incahuasi es necesario desarrollar para incrementar su reserva de delimitar el campo. Cuadro 31. ANALISIS DE RESERVAS TOTAL BOLIVIA




























Cuadro 32. ANALISIS DE RESERVAS CAMPO MARGARITA

Los demás campos que administra esta empresa son: Monteagudo, Paloma, Surubi, Surubi NorOeste, Cambeiti e Itatique de los cuales los campos Monteaguado, Surubi, Paloma son antiguos y






























Cuadr o 33. ANA LISIS DE RESERVAS DE LOS CAMPOS DE REPSOL (EXCEPTO (EXCEPTO MARGARITA)






























Cuadro 34. ANALISIS DE RESERVAS CAMPO MARGARITA






























f. PLUSPETROL PLUSPETROL

Esta empresa opera los campos: Bermejo, Toro, Tacobo, Huayco, Río Seco de los cuales los mas






























Cuadro 37. ANALISIS DE RESERVAS BG BOLIVIA






























Cuadr o 38. ANAL ISIS DE RESERVAS RESERVAS PETROBRA PETROBRAS S ENERGIA ENERGIA


























































































































































































































































































































































































































































































































































































































































E l campo campo cuenta cuenta con con una una batería batería donde donde llega la produ producción cción de los pozos BJ O-2, 7, 10 y 34. 34. La producción del BJ P -X44 -X44 se conduce a la planta por un ducto ducto de 6” de diámetr diámetro o y 7 km. km. de longitud. La función principal de la Planta de Bermejo, es remover los hidrocarburos líquidos. El gas es utilizado como combustible y parte para la comercialización en el mercado interno (Entagas, Ende) y también para la exportación. Campo Campo Toro

Actualmente Actualmente el campo Toro tiene tiene 14 pozos activos, que producen producen petróleo petróleo de 23.4º API AP I de la Fm Fm. Tarij Tarija. a. La pr produ oducció cción n en marzo arzo de de 200 2006 6 fu fue de de 106 106 BOPD y 0 MMPC de gas gas,, con con 318 318 BPD de agua. Existe una batería de 2500 bbl de capacidad, que solo realiza la función de recolección y bombeo
































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Los Penocos (1 pozo) tiene una batería de separación y produce 200 BPD de crudo de 34ºAPI. Arroyo Negro (1 pozo) tiene un separador y produce 16 BPD de crudo de 33ºAPI. En Río Grande se procesa el gas proveniente de tres bloques: Río Grande, Boomerang y Sur. Existen dos plantas instaladas por YPFB: una de Re-inyección de 60 MMPCD, que no está reinyectando gas a los pozos “por falta de gas”; y una de Absorción de 180 MMPCD que procesa gas de Río Grande, de Los Sauces y del sur. Además hay nueva planta de recompresión compresión de donde donde se envía 70 MMP CD de gas al Altiplano, Altiplano, y el resto al Brasil.

De las plantas se recuperan de 150 a 250 TMD de GLP y 1.400 BPD de gasolina natural y condensado. El gas producido es bastante seco y no contiene excedentes de licuables, sin embargo por Río Grande pasan dos gasoductos que vienen de Colpa y del sur del país, con gas muy rico en GLP, que se mezcla con gas de las plantas de Río Grande para luego ser exportado al Brasil por Mutún y San Matías. En Río Grande es muy evidente el descuido y falta de




























En ambas plantas PESA ha modificado el sistema de instrumentación para un registro y control remoto, ha reforzado el sistema de seguridad y contra incendios y ha mejorado substancialmente el aspecto estético, sin embargo, es preocupante el hecho de que especialmente la planta de Colpa hasta la fecha no haya sido modificada para mantenerla al día con tecnología de punta, ocasionando así una operación ineficiente y costosa para el país. (Campos Sábalo S ábalo y San Albert A lberto) o) c. PETROBRAS BOLIVIA (Campos En nuestras visitas se nos informó que Petrobrás no podría darnos información escrita, pero que sí podríamos tomar fotografías y notas sobre lo que quisiéramos. 

La Planta de Gas de San Alberto fue instalada por Petrobrás el año 2001, y tiene a capacidad de 460 MMPCD. y el gas procesado es enviado hacia Yacuiba, de donde parte del gas se






























diciembre 2004 a abril, 2006 se exportó irregularmente al Brasil y a Argentina un total de 16.700 TM de de GLP. La planta de Paloma procesa gas de varios campos, produce 20 MMPCD de gas para la venta, rico en licuables, y mediante una unidad criogénica, GLP y 40 MMPCD de gas seco para reinyección inyección a pozos. pozos.

e. PLUSPETROL 



Madrejones sufrió un incendio que duró muchos meses, agotando sus reservas y causando una pérdida enorme al país. Sin embargo tiene una planta de compresión de 75 MMPCD, que está operando a una capacidad de 35 MMPCD de gas proveniente de otros campos, produciendo un gas con alto poder calorífico, rico en GLP y gasolina natural. Tacobo tiene una planta de gas de 35 MMPCD que produce un gas de alto poder calorífico.




























IV. RESULTA RESULTADOS DOS MEDIOAMBIENTAL MEDIOAMBIENTALES ES 1. PASIVOS AMBIENTALES

Se ha evaluado con visitas in situ los campos operados por las empresas petroleras, realizando importantes hallazgos de pasivos ambientales sujetos a ser remediados bajo programas específicos. El análisis se realizó en aplicación de los incisos a) y b) del Art. 46 del Reglamento General de Gestión Ambiental (RGGA), de la Ley de Medio Ambiente (Ley N° 1333). Asimismo se ha calculado montos estimados a ser considerados para su remediación ambiental. Los pasivos ambientales identificados, en su mayoría están distribuidos en: campamentos, caminos, fosas no restauradas, derrumbes en derechos de vía de ductos, canteras abandonadas y pozos considerados abandonados, los cuales deben ser sujetos a cierre técnico (Ley N° 3058 y






























Residuos

SA y otros. otros. Suelos S uelos contaminados por vertimientos vertimientos de hidrocarburos. 2 Fosas de residuos empetrolados Camiri Pasivos heredados sin






























a. PETROBRAS PETROBRAS BOLIVIA B OLIVIA Campo Campo San San Al berto

• S e establecieron establecieron licencias ambientales ambientales en un total total de 8, las cuales comprenden comprenden licencias para






























• Debido a la fragilidad del área (Serranía (S erranía de San Antonio), se recomiend recomienda a a la Autoridad Ambiental Competente (AAC), establezca una auditoria socio ambiental específica en forma inmediata para la línea de transferencia en el Cruce del Túnel y sus inmediaciones; como así también en la Quebrada Los Monos, lugar donde la contingencia de abril de 2006, ha tenido consecuencias de proporciones considerables. De esta manera se podrá evaluar en su real






























habiendo obtenido 130 Licencias Ambientales para: intervención de pozos, perforación y adecuaciones varias en las plantas de Colpa y Caranda, sin embargo, la empresa petrolera no ha cumplido con el Plan de Monitoreo establecido en el Manifiesto Ambiental de las Plantas Colpa y Caranda, especialmente en el tema de mediciones de gases en forma semestral y de las aguas de descarga.






























g. VINTAGE

• No cumplieron cumplieron con la normativa normativa en el manejo manejo de desechos líquidos lí quidos de aguas aguas de form formación, y con los manejos y disposiciones de residuos sólidos industriales, es más ni lo mencionan.


























































































































































































































































































































































































































































































































































































































































El 20 de agosto de 2001 MAXUS BOLIVIA INC. solicita a YPFB en cumplimiento del Art. 19 de la Ley 1689, autorización para Subrogar a favor de REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA el 100% de su participación en las operaciones petrolíferas que viene desarrollando en Bolivia en el bloque CAMBEITI, solicitud aceptada por REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA con nota GM-224/2001 de 20 de agosto de 2001. El Directorio de YPFB, mediante resolución No. 39/2001 de 14 de septiembre de 2001 otorga el consentimiento para la subrogación de conformidad con el Art. 19 de la Ley 1689. En consecuencia, MAXUS BOLIVIA INC. subrogó, cedió y transfirió en lo proindiviso el 100% de los intereses, derechos y obligaciones establecidos en el Contrato de Riesgo Compartido antes mencionados a la Sociedad Repsol YPF E&P Bolivia S.A. que se constituye en el Operador del Bloque.




























Subrogaciones:

Subrogación que hace REPSOL YPF BOLIVIA S.A. a favor de Maxus INC.-Bolivia, GB Exploration and Production Limitd, Epec Ventures Bolivia Corporation y empresa petrolera Chaco. 



Testimonio estimonio Nº Nº 891/2000 Fecha de protocolización: 21/07/00

Con el expreso consentimiento otorgado por YPFB, YPF S.A. subroga, cede transfiere del total de sus intereses, derechos y obligaciones derivados del Contrato exponiendo a la fecha la siguiente composición: MAXUS BOLIVIA INC. BG EXPLORATION EXP LORATION AND PRODUCTION PR ODUCTION LIMITED

20% 20% 20% 20%




























El 4 de febrero de 1981 se protocoliza el Contrato de Transferencia, Asignación, Subrogación y Operación Conjunta sobre un Contrato de Operación Petrolífera del 12 de noviembre de 1980, suscrito entre YPFB, OBI y COIL, por el cual OBI le subroga a COIL el veinticinco por ciento (25%) de su participación en un Contrato de Operación, lo cual incluye los derechos y obligaciones del Contrato de Transporte y Compra-venta de Petróleo y Gas Natural del 8 de agosto de 1980. El 11 de agosto de 1988 el Directorio de Canadianoxy (Boliviana) Ltd. Casa Matriz (CBL), mediante Acta, autoriza la constitución de una Sucursal en la República de Bolivia. El 15 de agosto de 1988 se constituye CBL Sucursal Bolivia de acuerdo con las Leyes de las Islas Bermudas. El 19 de julio de 1989 se protocoliza la escritura de subrogación y transferencia de obligaciones y derechos contractuales (Contratos de operación de acuerdo al Decreto Ley N° 10170 del 28 de marzo de 1972 Ley General de Hidrocarburos) suscrita entre YPFB, OBI, COIL y CBL. Por este




























Sociedad de Economía Mixta” (Chaco SAM), a la que se transfirieron los activos de YPFB relacionados con la exploración y producción, y se le otorgaron concesiones para explorar y producir hidrocarburos. De esta manera se inicia un proceso de fraccionamiento de la cadena productiva. • •

YPFB como sector público TRABAJADORES como sector privado

Como consecuencia del Decreto Supremo 24409 del 14 de noviembre del 1996, el poder ejecutivo reconoce la personalidad jurídica de la Empresa Petrolera Chaco Sociedad de Economía Mixta (EPCHA SAM), mediante la resolución Nº 02-0904 7/96, de fecha 4 de diciembre de 1996. Se registró en la Dirección General de Registro de Comercio, obteniendo la matrícula comercial Nº 08039615/03, autorizada para realizar actos de comercio.




























En fecha 10 de abril de 1997, Am oc o Net her lan ds Petr ol eum Com pan y transfirió las acciones de Chaco S.A. S .A. transfirió transfirió las acciones que obraban obraban en su poder a Am oc o B ol iv ia Oi l an d Gas AB . La Empresa Chaco S.A., tiene por objeto realizar actividades petroleras en Bolivia, en especial las actividades de exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos de conformidad con la Ley de Hidrocarburos y sus reglamentos. Composición accionária

Dentro de la composición accionaría, el 50% de la Empresa CHACO S.A. corresponde al socio capitalizador PAE, (a través de Amoco Bolivia Oil & Gas), el 49% administrado por las AFP’ s Previsión SA, y Futuro de Bolivia SA, acciones que pertenecen a un gran grupo de bolivianos, mientras el 1% restante pertenece a ex trabajadores de YPFB y otros accionistas menores.






























Tamb También ién es dueña eña de la cen central Termoeléctri Termoeléctri ca de Bulo B ulo en el Chapare Cochabambino; tiene participación mayoritaria en la planta procesadora de GLP (Gas Licuado de Petróleo), Flamagas en la ciudad de Santa Cruz, y ENERSA SA, además de la Planta de Compresión de Gas de Río Grande (en sociedad con Andina SA, Petrobrás SA).






























Ahora Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con las acciones, que antes estaba en poder de las (Administradoras de Fondo de Pensiones). Este consorcio también participa en Petroquímica Bolivia. La siguientes empresas son afiliadas del socio contralor Chaco SA, Am oc o Bo li vi a Oil & Gas






























Como efecto de la adjudicación, se conformó la sociedad anónima mixta, la cual posteriormente fue convertida en sociedad anónima. La participación de sociedades y sus aportes, se detallan a continuación: Andina Corporation orporation

6.719.760

50,00%






























11. TRANSREDES SA

Tran Transr sred edes es SA, Emp Empresa esa de Tran Transpor sportte de de Hid Hidrocar ocarb buros SA, fu fue crea cread da en en mayo ayo de de 1997 bajo ajo el proceso de capitalización del Estado, los activos de transporte propiedad del Estado que estaban a cargo de la empresa estatal del petróleo - YPFB fueron transferidos al sector privado. La empresa






























Carlson Dividend Dividend F acility acility S A Bonifaz P az, S ergio R obert oberto Lijeron, S oliz F rancisco Hoffman Hoffman Otros (1.392 accionistas) accionis tas)

0,13% 0,13% 0,10% 0,04% 1,76%





































































































































































































































































































































































































































































































































































































































CUADRO N° 9 COSTOS ADMINISTRATIVOS REPORTADOS POR EL OPERADOR

1995 PETROBRAS PETROBRAS B OL.

San Alberto 1/ Sábalo REPSOL

Margarita Bloq loque Mamoré 2/ Monteagudo Cambeiti Itatiqui BG 3/

Escondido Ibibobo La Vertiente

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1996 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1997 402,5 402,5 0,0 13.87 .872,0 967,0 12.87 .875,0 0,0 0,0 30,0

1998 829,4 578,4 251,0 21.139,0 1.960,0 18.19 .190,0 780,0 0,0 209,0

(En miles de dólares americanos) 1999 2000 2001 1.906,2 8.292,0 1.932,0 1.896,2 8.096,0 1.242,0 10,0 196,0 690,0 32.38 .389,0 58.560,0 35.52 .521,0 7.871,0 6.385,0 6.738,0 21.25 .254,0 46.05 .059,0 13.40 .401,0 2.757,0 5.618,0 13.976,0 138,0 323,0 728,0 369,0 175,0 678,0

2002 6.667,9 3.889,9 2.778,0 39.326,0 5.469,0 26.85 .854,0 4.605,0 340,0 2.058,0

2003 7.286,9 1.712,9 5.574,0 36.92 .927,0 6.995,0 21.58 .586,0 6.199,0 602,0 1.545,0

2004 11.380,2 2.957,2 8.423,0 30.836,0 10.355,0 15.46 .469,0 4.272,0 -24,0 764,0

2005 10.654,4 1.038,4 9.616,0 31.99 .999,0 9.344,0 18.52 .529,0 2.985,0 143,0 998,0

2006 16.044,6 1.316,6 14.728,0 36.135,0 13.897,0 18.57 .573,0 2.340,0 682,0 643,0

TOTAL 65.395,9 23.129,9 42.266,0 336.70 .704,0 69.981,0 212.79 .790,0 43.532,0 2.932,0 7.469,0



























CUADRO N° 10 COSTOS ADMINISTRATIVOS AJUSTADOS POR AUDITORIA

1995 PETROBRAS PETROBRAS B OL.

San Alberto 1/ Sábalo REPSOL

Margarita Bloq loque Mamoré 2/ Monteagudo Cambeiti Itatiqui BG 3/

Escondido Ibibobo La Vertiente Los Suris

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1996 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1997 402,5 402,5 0,0 13.87 .871,0 967,0 12.87 .874,0 0,0 0,0 30,0

1998 578,4 578,4 0,0 21.070,0 1.960,0 18.19 .190,0 777,0 0,0 143,0

(En miles de dólares americanos) 1999 2000 2001 1.896,2 8.125,0 1.628,0 1.896,2 8.096,0 1.242,0 0,0 29,0 386,0 31.02 .025,0 56.555,0 34.17 .177,0 6.892,0 4.790,0 6.575,0 21.25 .254,0 46.05 .059,0 13.07 .077,0 2.521,0 5.383,0 13.412,0 138,0 323,0 715,0 220,0 0,0 398,0

2002 5.896,9 3.889,9 2.007,0 31.449,0 2.112,0 25.23 .230,0 2.931,0 280,0 896,0

2003 7.445,9 1.712,9 5.733,0 25.40 .408,0 2.127,0 17.55 .559,0 4.559,0 541,0 622,0

2004 11.624,2 2.957,2 8.667,0 17.934,0 2.499,0 11.89 .895,0 3.017,0 -141,0 664,0

2005 7.999,4 1.038,4 6.961,0 19.96 .967,0 4.128,0 13.43 .430,0 1.830,0 34,0 545,0

2006 9.463,6 1.316,6 8.147,0 24.633,0 7.747,0 14.47 .478,0 1.633,0 503,0 272,0

TOTAL 55.059,9 23.129,9 31.930,0 276.08 .089,0 39.797,0 194.04 .046,0 36.063,0 2.393,0 3.790,0



























CUADRO N° 11 RESERVAS PROBADAS DE PETROLEO

(En barriles) OPERA DOR

PETROBRA PETROBRAS S SAL P ET ETROBRAS SAB REPS OL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE P LU LUS PE PE TR TR OL OL CHAC CHACO O AND ANDINA INA TOTAL TOTAL TOTAL

1995

1996

0 655.49 .493 0 0 21.2 21.276 76.3 .36 68 29. 29.65 659. 9.07 071 1 0 0 0 0 0 0 1.878.689 1.786.060 0 0 0 0 0 0 23.1 23.155 55.0 .057 57

32.10 32. 100. 0.62 624 4

1997

1998

1999

734.00 .000 0 40.2 40.23 39.00 9.000 0 0 0 4.545.000 334.000 43.797.000 35.998.892 0

9.61 .612.57 .571 0 49.17 9.178. 8.0 051 0 0 11.688.636 348.924 34.704.950 32.755.101 0

12 125. 5.64 647. 7.89 892 2

13 138. 8.28 288. 8.23 233 3

2000

2001

2002

2003

2004

71.80 .808.55 .551 101.64 .646.01 .019 98.29 .295.23 .230 35 35.613.446 35 35.613.446 65.964.730 133 133.473 .473.4 .41 11 166. 166.0 046.5 46.574 74 164 164.6 .628 28.1 .191 91 0 5.303.245 6.180.120 0 0 0 11 11.349.150 9.762.164 8.567.232 475.607 445.984 253.938 23 23.921.057 28 28.062.167 26.834.209 43. 43.551.587 40. 40.823.412 37.069.006 65.4 65.45 59.64 9.648 8 47.0 47.089 89.6 .628 28 62.7 62.722 22.5 .53 32

97.13 .139.09 .099 89.144.868 161. 161.56 562. 2.3 324 5.392.518 0 8.448.609 893.772 27.199.782 28.221.609 62.5 62.559 59.6 .664 64

95.66 .661.56 .566 96.30 .300.53 .539 87.692.010 95 95.145.154 160 160.727 .727.3 .338 38 162. 162.9 904.0 04.057 57 5. 5.083.546 4.662.282 1.058.196 93 930.917 8.403.279 7.819.660 714.749 714.396 23.539.258 23 23.880.418 25.529.870 19. 19.859.724 49.5 49.575 75.1 .130 30 49.2 49.218 18.5 .582 82

38 385. 5.65 652. 2.45 457 7

480. 480.56 562. 2.24 245 5

457. 457.98 984. 4.94 942 2

43 434. 4.79 792. 2.63 639 9

47 470. 0.51 515. 5.18 188 8

461. 461.43 435. 5.72 729 9

2005*

2006

94.13 .130.03 .037 57.02 .025.00 .000 91.218.819 70.232.000 158. 158.78 788. 8.4 419 175.7 75.737 37.7 .772 72 4. 4.230.551 4.137.449 692.101 618.989 7.480.334 7.475.673 420.283 393.268 21.618.843 20.922.068 18.287.959 17.860.390 49.2 49.218 18.5 .582 82 49.2 49.218 18.5 .58 82 446. 446.08 085. 5.92 928 8

403. 403.62 621. 1.19 191 1

CUADRO N° 12 RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL

(En millones de pies cúbicos) OPERADOR

PETR PETRO OBRAS RAS SAL SAL P ETROBRAS SAB REPS REPSO OL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE

1995 0 0 14.355 0 0 0

1996

39.472 0 36.795 0 0 0

1997

26.369 0 124.797 0 0 299 059

1998

361.929 0 480.790 0 0 572 383

1999

2.597.175 0 4.278.842 0 0 714 119

2000

4.545.044 0 6.435.743 36 361.186 0 652 917

2001

4.581.555 2.839.643 6.435.116 389.898 0 643 952

2002

2003

4.545.650 3. 3.667.038 6.435.116 327.778 0 636 493

4.499.670 3.635.283 6.497.976 313.045 184.382 628 090

2004

4.459.411 3.553.820 5.924.084 29 290.249 16 169.010 597 666

2005

4.389.767 3.553.820 5.887.832 275.767 131.020 591 790

2006

4.372.681 3. 3.747.235 5.887.832 262.028 82.893 587 179

































CUADRO N° 13 INVERSIONES REPORTADAS REPORTADAS POR EL OPERADOR

(En miles de dólares americanos) OPERA DOR

P ETROBRAS SAL P ETROBRAS SAB REP SOL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE P LUSP ETROL CHACO ANDINA TOTAL TRANSREDES TOTA L

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

TOTA L

0 0 0 0 11.995 8.648 19.159 0 0 0 0

0 0 53.841 0 290 661 17 0 0 0 0

0 2.065 26.551 11.722 6.397 6.713 3.381 41.417 24.947 7.27 7.277 7 1.9 1.911

18.637 3.487 70.715 26.624 32.714 25.261 58.726 52.894 39.801 34.5 34.534 34 15.4 15.419 19

36.517 11.769 53.750 19.176 10.067 30.675 22.800 31.649 65.314 29.48 9.481 1 34.85 4.851 1

68.095 26.716 70.616 511 4.068 28.820 61.075 41.409 33.340 44.5 44.536 36 42.8 42.876 76

94.072 18.047 15.316 22.620 4.803 1.030 55.474 50.893 45.061 10.6 10.603 03 67.4 67.462 62

53.822 70.438 52.266 10.457 8.155 2.641 9.736 34.363 24.268 28.53 8.535 5 84.66 4.661 1

9.999 155.295 27.734 7.600 614 1.653 591 44.629 14.748 35.2 35.242 42 16.49 6.499 9

30.200 19.749 77.462 3.161 3.932 0 12.908 21.851 13.199 31.1 31.101 01 28.8 28.883 83

15.287 6.667 80.050 11.612 4.327 0 7.238 54.579 12.272 6.848 .848 29.28 9.285 5

15.879 28.704 59.377 528 4.677 0 -126 2.169 656 2.83 2.831 1 8.50 8.506 6

342.509

39.802

54.809

132.379

378.813

346.049

422.061

385.380

379.342

314.603

242.447

228.165

123.203

3.047.051

342.937 587.678 114.012 92.038 106.102 250.979 375.851 273.606 230.988 330.352

CUADRO N° 14 INVERSIONES DEL OPERADOR AJUSTADAS POR AUDITORIA


P ETROBRAS SAL P ETROBRAS SAB REP SOL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE

1995

0 0 0 0 8.477 7 055

1996

-1 - 12.000 0 53.838 0 290 504

1997

0 1.452 19.829 7.490 6.397 6 593

1998

14.889 2.467 62.016 17.013 27.227 23 149

1999

28.824 8.145 46.830 12.254 6.855 23 852

2000

59.595 26.048 49.184 327 2.219 2 966

2001

92.036 5.209 16.326 14.455 -3.634 744

2002

50.864 57.255 52.234 6.682 6.658 2 291

2003

7.851 126.064 25.896 4.856 -5 52

2004

24.762 14.446 74.450 2.020 3.897 0

2005

1.388 5.031 50.654 7.420 3.673 0

2006

15.369 22.647 37.889 337 4.677 0

TOTA L

283.576 268.764 489.146 72.855 66.731 67 206

































CUADRO N° 15 AMORTIZACIONES Y DEPRECIACIONES DEPRECIACIONES REPORTADAS POR EL OPERADOR


P ETROBRAS SAL P ETROBRAS SAB REP SOL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE P LUSP ETROL CHACO ANDINA TOTAL TRANSREDES TOTA L

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

TOTA L

0 0 0 0 5.931 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 -985 452 0 0 0 0 0

0 0 0 24 1.713 1.072 0 14.729 0 0 2.7 2.781

0 0 0 113 4.820 1.594 637 14.139 8.421 0 4.84 4.841 1

0 0 72 411 4.361 4.530 584 14.669 8.082 0 5.162 .162

311 0 319 2.172 4.816 7.815 649 15.210 14.804 0 5.6 5.681

5.409 0 10.181 2.978 1.766 2.090 523 20.371 18.270 0 6.40 6.408 8

4.362 0 29.565 5.303 8.551 2.218 3.870 24.186 25.006 0 6.765 .765

4.603 68 13.372 8.353 7.053 1.593 9.276 23.644 26.723 0 7.183 .183

6.304 8.522 12.612 8.308 2.938 1.563 4.620 25.353 1.819 0 6.45 6.456 6

10.878 17.885 20.777 3.149 7.419 1.047 3.850 17.823 5.197 0 7.594 .594

2.256 15.472 50.476 4.595 5.280 0 14.078 2.061 47.278 0 2.71 2.716 6

34.124 41.947 137.374 35.406 53.663 23.973 38.087 172.185 155.600 0 55.5 55.587 87

5.931

-533

20.318

34.564

37.872

51.776

67.995

109.826

101.867

78.496

95.620

144.211

747.944

CUADRO N° 16 AMORTIZACIONES Y DEPRECIACIONES DEPRECIACIONES AJUSTADA S POR AUDITORIA


P ETROBRAS SAL P ETROBRAS SAB REP SOL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE

1995

0 0 0 0 4.352 0

1996

0 0 0 0 -723 452

1997

0 0 0 24 1.257 1 072

1998

0 0 0 113 3.537 1 594

1999

0 0 72 411 3.201 1 565

2000

311 0 18.423 2.172 3.534 3 996

2001

5.409 0 14.695 2.978 1.296 2 627

2002

4.362 0 22.225 5.303 6.275 1 659

2003

4.603 66 16.263 8.353 5.176 1 387

2004

6.304 8.278 15.617 8.308 2.156 1 579

2005

10.878 17.372 18.348 3.149 5.445 1 205

2006

2.256 15.028 45.262 4.595 3.874 499

TOTA L

34.124 40.744 150.905 35.406 39.382 17 635



































CUADRO N° 17 COSTOS OPERATIVOS DE PRODUCCION REPORTADOS REPORTADOS POR EL OPERADOR


P ETROBRAS SAL P ETROBRAS SAB REP SOL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE P LUSP ETROL

1995

0 0 0 0 24.353 3.625 0

1996

0 0 0 0 24.353 5.187 0

1997

402 0 1.915 2.055 24.353 3.697 0

1998

5.863 251 5.623 3.591 24.353 5.786 3 682

1999

2.317 10 12.862 4.907 24.353 6.630 39 418

2000

7.716 196 -418 3.147 24.353 11.300 4 642

2001

16.498 2.489 40.253 2.068 24.353 10.341 4 891

2002

36.449 6.323 69.441 5.298 24.353 8.666 7 290

2003

49.430 6.887 49.446 7.415 24.353 9.125 15 433

2004

69.926 105.777 48.157 6.643 24.353 12.276 7 684

2005

74.214 164.629 63.156 8.808 24.353 11.539 5 498

2006

96.673 380.772 194.389 12.395 8.118 6.389 31 538

TOTA L

359.488 667.334 484.824 56.328 276.000 94.561 120 076

































CUADRO N° 19 COSTOS ADMINISTRATIVOS REPORTADOS REPORTADOS POR EL OPERADOR


P ETROBRAS SAL P ETROBRAS SAB REP SOL BG P ETROBRAS ENE R. VINTAGE P LUSP ETROL

1995

1996

0 0 0 0 0 0 0

1997

0 0 0 0 0 0 0

402 0 13.872 0 0 0 0

1998

578 251 21.139 0 0 0 0

1999

1.896 10 32.389 0 0 0 0

2000

8.096 196 58.560 0 0 0 0

2001

1.242 690 35.521 0 0 0 0

2002

3.890 2.778 39.326 0 0 0 0

2003

1.713 5.574 36.927 0 0 0 0

2004

2.957 8.423 30.836 0 0 0 0

2005

1.038 9.616 31.999 0 0 0 0

2006

1.317 14.728 36.135 0 0 0 0

TOTA L

23.130 42.266 336.704 0 0 0 0

































PETROBRAS Campo SAN ALBERTO 400

343 350

359

































PETROBRAS Campo SABALO 700

600

667

653

































REPSOL 588

600

540 489

500

485





















































































































































































































































Auditori a 1

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