Copyright © 2012

EAI, INC.(Energy Analysts International)

Westminster, Colorado

1

Copyright © 2012

Utica Shale Extract and Focusfor

Crude Oil Quality AssociationBy 

EAI, Inc.November 8, 2012

EAI, Inc.’s U.S. North American Shale Fairway Crude Supply, Logistics, 

Refining and Pricing Outlook Study

2

Copyright © 2012

3

Global Interactions

Copyright ©: EAI, Inc., 2012

GATEWAY

TMPLPORTAL NORTH EXPORT

BUTTE LOOP

ENBRIDGE EXPANSION

LONGHORN

MARKETLINK

(LINE‐9) REVERSAL

OHIO ACCESS

SEKCO LUCIUS

EPL ‐ EAGLFORD

KOCH – NUSTAR ‐ CC

KEYSTONE XL

SPEARHEAD ‐ EXP

17

18

2

19

16

1

4

141511

1013

8

3

9

57

12

6

EAI, Inc. North American Crude Production, Supply, Logistics, Refining and Pricing Network Modeling

ANS IMPORT

FOREIGN IMPORT

FOREIGN IMPORT

WATERBORNEIMPORT

EXPRESS / PLATTE

CAPLINEMIDVALLEY

Crude Routes/Flows

Crude routes & flows by grade linking production/supply to refining.  Basis for crude pricing relationships, production values/netbacks, refinery laid in crude opportunities, network constraints, etc.

SEAWAY

SEAWAY/ XL (Cnstr)

EAI, Inc.’s New Study Release:  North American Shale Fairway Crude Supply, Logistics, Refining & Pricing Outlook

Copyright © 2012

Crude Supply, Distribution & Refining Outlook Information and Modeling Process 

Supporting EAI, Inc.’s North American Crude and Shale Fairway Studies other EAI, Inc. Resource Based Industry Studies & EAI’ Inc.’s Client Specific Consulting

Study Basis Component Analysis Integrated Network Analysis

Program Output

Outlook for Crude Pricing Relationships

Incremental/ Replacement Crude Oil vs Refined Product Outlook

Transportation/ Port Facility Outlook

Feedstock Availability and Supply Strategy by Refining Area

Outlook for Refining & Potential Closures

Crude Production Trends and Outlook by Area

Crude Transportation Network Capabilities and Flows

Crude Supply Economics

Refinery Processing Capabilities and Feedstock

Outlook

Regional Crude Balances

Replacement / Incremental Crude Supply Outlook

Refinery Facility Outlook

Refinery Feedstock and Blendstock Outlook

EAI, Inc.'s Crude Oil Network Balance Forecast

Crude Price Forecast and Price

Relationships

Characterization of NA Crude Network

Environmental Regulation Outlook

Product Supply Demand Trends and Outlook

4

Copyright © 2012

Integrated & Regional Approach to AnalysisPetroleum Supply ‐ Demand Network

RefinedProductMarkets

Crude Oil/Other

FeedstockProduction

Resources

• Market Access

• Market Growth

• Product Pricing

• Logistics• Costs• Capacity

• Configuration/ Capacity

• Yields• Costs• Network Links

• Logistics• Costs• Capacity

• Production Trends

• Production Economics

• Quality• Price

• Resource/ Base• Geological/ Reservoir Parameters

• Finding Costs

GLOBAL FACTORS

Regional Supply ‐ Demand Network

Regional ‐ Facility Specific Factors

• Economics• Technology • Company/Business• Policy

Refining

ProductTransportation

andDistribution

FeedstockBlend Stock

Transportationand

Distribution

5

Copyright © 2012

Utica Shale: Production Outlook

6

EAI, Inc.’s U.S. North American Shale Fairway Crude Supply, Logistics, 

Refining and Pricing Outlook Study

Copyright © 2012

North American Resource PlaysThe primary shale plays shown below extend from the Bakken to the Gulf Coast and up to Utica.

NIOBRARA

MANCOS

NIOBRARA

HILLIARDBAXTER

FOOTHILLS

DEVONIANMARCELLUS

EAGLE FORDWOLFBERRY

WCSB

PRB

GGRB

DJ

SJB

ORDOVICIANUTICA SHALE

DEVONIANANTRIMNEW ALBANY

DEVONIANWOODFORD

MONTEREYSHALE

DEVONIAN‐MISSBAKKEN

AVALONBONE SPRING

COLONYGRANITE WASH

MISSISSIPPIAN

205

220

8

88‐PA17‐WV13‐OH

112

87

5753

46

29

20

18

14

8 2

17

RIG COUNT  2012RIG COUNT  2012HZ DRILLING IS HZ DRILLING IS FOCUSED ON OIL WITHFOCUSED ON OIL WITHWEST TEXAS & WILLISTONWEST TEXAS & WILLISTONHAVING TOP 2 PLAYSHAVING TOP 2 PLAYS

MONTNEYHORN RIVER

7

Sources:USGS: Intek Recoverable resource estimates;  EUR Estimates: Operator Quarterly Reports and UGCenter.com;  Rig count data:  BAKER HUGES, CAODC

Copyright © 2012

8

MARCELLUSWET GAS

UTICA WET GASPLAY (OHIO)

RECENT DEVELOPMENT

Non‐Vertical WellsMarcellus

MICHIGANBASIN

NEW ALBANY

TRENTON

ANTRIM SHALE

ANTRIM SHALE

ILLINOIS BASIN APPALACHIAN

BASIN

GAS OUTPUTBY COUNTY 2011E

GAS OUTPUTBY COUNTY 2011E

Midwest/Northeast Resource PlaysMost of the Midwest and Appalachia is dominated by natural gas with both coal and organic shale as source rocks.  Higher liquid content is found in the western Marcellus and western Utica shale of Ohio and Pennsylvania.  The southern portion of the Illinois Basin has produced light crude since 

1860’s with peak output of  220 MBPD in the late 1950’s.  The USGS and Ohio DNR indicate recoverable reserves ranging from 1.3 ‐5.0 billion barrels.  

Copyright © 2012

Midwest and Eastern Shale PlaysUtica Shale could replace the Marcellus as the leading source of

new gas and liquids supply in the Northeast.  Of the 30 wells completed in the Utica through Oct 2012, most of the liquids appear to be ultra‐light crude‐condensate range.

Michigan BasinUtica ShalePlay Outline

Marcellus ShalePlay Outline

New Albany (Oil)Source rock

GASTAR UTICA SHALE

15.5 MMCFD / 1100 BCPD. MARSHALL CO WV

CHESAPEAKE HAS 13 RIGS IN UTICA PLAY. HAS

DRILLED 134 WELLS TO DATE ( 12 PRODUCING).

ENCANA - DEVONDRILLING UTICA –

COLLINGWOOD SHALETESTS IN MICHIGAN

REX ENERGY EXPANDING ON SUCCESS IN MARCELLUS. 5 UTICA WELLS DRILLED AS OF

JUNE-2012Appalachian

Basin

UTICAGAS

UTICAGAS-COND

UTICAOIL

GULFPORT ENERGY3 WELLS COMPLETED

COMMITTED TO MARKWEST PROCESSING

HARRISON CO, OH

CONSOL – HESS JVPLAN 20 WELLS DURING

2012

9

EAGLE FORD TREND

Copyright © 2012

Midwest and Eastern Shale PlaysMarcellus and Utica 

Ohio crude:  called “Pennsylvania Grade” crude which was produced from sandstone and limestone reservoirs at depths of 300‐1600 feet.  Wells typically produced less than 50 BOPD.  Most of the liquids being recovered from the Marcellus have been NGL as derived from gas processing.  The Utica has higher crude content with liquids increasing to the west of the Marcellus fairway in PA and Ohio.

Utica & Point Pleasant shales (Orodivician) underlie the Marcellus (Devonian) and presents a much larger area for exploration.  As with the Marcellus, the mature deep source rocks contain dry gas with wet gas, condensate and oil found in progressively shallower sediment.  The Utica liquids play is most active in eastern Ohio.  

Reserves Potential:   USGS 2011 assessment gives the Marcellus technically recoverable reserves of 84 TCF and 3.4 Billion barrels of NGL.  This compares with 2.0 TCF and 0.01 Billion barrels NGL reported for the Marcellus in the Appalachian Basin in the 2002 assessment.  The 2012 Utica Shale assessment cites technically recoverable reserves of 38 TCF,  208 million barrels NGL and 940 Million barrels oil.  Utica development could take as many as 110,000 wells in the Gas window and 17,500 wells would fit within the oil window.

Horizontal rig count:  30  active in Ohio as of October 2012.  Roughly 176 horizontal wells had been drilled out of 423 drilling permits issued for Utica in Ohio through June 2012. (Many of those Horizontal Permits target Marcellus oil along the OH‐PA state line).  

Completions:  Roughly 36 Utica‐Point Pleasant Hz wells completed to date.  Initial production tests available for less than 20 of these with most ranging from dry gas to very wet gas and condensate.

10

Copyright © 2012

11U.S. Central CorridorMidwest and North Eastern Resource Plays

Midwest:  comprised of IL, IN, OH, MI, produced 56 MBPD during 2011.  Of these states, only Ohio has enough recent resource based completions to allow speculation of  potential reserves.  PA reserves are published.

Positive factors include well defined source rock, up to 450 feet thick, with estimated recoverable reserves ranging from 1.5‐5.0 billion barrels oil & 4‐15 TCF natural gas, high GOR provides reservoir ‘energy’,  natural fracture network, low water saturation, good ‘brittle’ rock properties,  Senate Bill 165:  signed into Ohio oil and gas law in 2010, intended to streamline permit and operational reporting process. Ohio Senate Bill 315: introduced March 2012, adds horiz well language and procedures.

Unknowns:  the size of the sweet spots, shallower depth range (5‐8000 feet) could require higher permeability for oil completions,  surface constraints and environmental resistance (as with all plays in NE). 

Other Plays:  The Devonian and Ordovician shales in each of the Illinois Basin and Michigan basin have similar characteristics to the Utica Shale play in OH.  Trenton‐Black River: found immediately below the Utica, extends from Illinois to New York and has historically been a natural gas target. Contribution of crude from Ordovician play in southern Ontario has been less than 1 MBPD.

Michigan Basin:  Collingwood Shale (gas) & A‐1 Carbonate:  rumoured to be richer in liquids.  Drilling is underway in deeper sediment of the Michigan (South and Central Michigan) by Devon, Sinclair, Encana and others.  Historically, exploration had focused on conventional traps (reefs and carbonate pinchouts) and structural features updip from the central source rock bearing region with oil gravity ranging from 26‐49° API in the shallow higher liquid bearing fields.  The largest field in the state is the 39 mile long Albion‐Pulaski‐Scipio trend which has produced over 150 million barrels from the Trenton at roughly 3500 feet.  

New Albany: Oil bearing objective in the southern Illinois basin has produced roughly 4 billion barrels to date.  The Devonian shale (Antrim equivalent) is similar in many regards to the Bakken and is being tested by several independent operators.  Drawbacks are the shallow depth of proven oil saturation and corresponding reduction in reservoir energy.

Eastern Canadian:  Collingwood Formation (Lower Utica‐Trenton age equivalent) exploration since 2009 is gas dominated with initial potential ranging as high as 12 MMCFPD.  Players:  Forest, Talisman, Questerre.

Copyright © 2012

12Comparison of Type Curves:  Utica Shale (oil play)2 Play Types, 4 Cases averaged (industry sources)

EAI, INC. MODEL HZ  ASSUMPTIONS

OIL PLAY: 300  MBO BASE CASE (AVG)  WELL COST:  $4.5‐5.5 MM

HIGH GAS CASES (LOW LIQUIDS) NOT INCLUDED IN THIS AVERAGE

30  RIGS ACTIVE IN UTICA OILPLAY IN OHIO.

UTICACrude andWet Gas

OH PA

Copyright © 2012

Drilling Economy of Scale plus Significant Sweet Spot Key to Play Success:  Ultimately the liquids output from each play will depend on rig count and the distribution of EUR (Estimated Ultimate Recovery) from wells.  Historically, ‘resource plays’ have a broad range of statistical outcomes.  Typically, a relatively small number of high EUR wells make the play profitable while the sum of the medium to low EUR wells contribute to an overall play average return in the 10‐20% range.

Frontend Investments:  Operators must be able to drill enough wells to satisfy the statistical curve.  Furthermore, since most of the cash flow is concentrated in the first 6‐12 months of production, the number of wells drilled in a given year will be very sensitive to oil and gas pricing.  

Representative Play Profile:  558 wells were drilled and yielded an average of 168  MBO / well in sales.  However,  looking at the table; roughly 30% of the wells did not payout (based on A 100 MBO payout). Using the same tableit is apparent that the 200‐300 MBOE wells represent one thirdof overall output.

Resource Plays – AKA Treadmill Plays

TOTAL SALES FROM 548 WELLS = 93 Million Barrels

169 MBOE/ WELL

13

EUR MBO Count EUR Frequency PctEUR (1‐50) 20 500 3.6%EUR (50‐100) 155 11625 26.8%EUR (100‐150) 112 14000 19.6%EUR (150‐200) 94 16450 17.2%EUR (200‐250) 72 16200 12.5%EUR (250‐300) 51 14025 9.3%EUR (300‐350) 24 7800 4.7%EUR (350‐400) 18 6750 5.1%EUR (400‐450) 8 3400 1.5%EUR (450‐500) 2 950 0.1%EUR (over 500) 3 1575 0.6%

Total 548 93125 100.0%

Copyright © 2012

14Midwest and Eastern Shale PlaysMarcellus and Utica 

Using a simple combination of EUR and potential locations, the Utica fairway can generate over 300 MBPD of stocktank liquids (crude and condensate) with 60 rigs by 2015‐2016.  Most of the wells drilled 

in Ohio during 2012 are still waiting on completion or pipeline connection.

JAN 2012

COMPLETIONS COMPLETIONS COMPLETIONS COMPLETIONS COMPLETIONSANNUAL WELL COUNT 2010 2011 2012 2013 2014OH UTICA 0 10 252 639 639PA UTICA OIL 1 1 25 186 186MARCELLUS WET GAS 2 315 629 786 786

Copyright © 2012

15Midwest and Eastern Shale PlaysForecast based on 60 rigs continuously active in the 

Utica Crude‐Condensate corridorForecast crude increase is heavily weighted toward Ohio side of Utica Shale play although only a small proportion of the overall fairway is required to keep the 60 rig fleet active through 2020.  Utica has similar well potential in northwestern PA (5 counties) and NE West Virginia (6 counties) but with less physical area than Ohio (22 counties).  Horizontal rig count as of April 2012 were:  OH (30), PA (64), WV (25).  PA‐WV activity includes Marcellus.  No rigs in NY due to ongoing review of frac concerns.

Copyright © 2012

16Midwest and Eastern Shale PlaysStatewide Natural Gas Production MMCFPD

Natural gas output from PA quadrupled in 2011 with PA total crude condensate increasing to 10‐15 MBPD by year end.  The below Scenario shows the impact of natural gas production from Utica shale, starting in 2013, if  the Utica were to expand at half the rate of the Marcellus.  Data not 

available for North East States until March of the following year.

PA  HELD AT 10 PCT GROWTH AFTER 2014(SOME FORECAST MARCELLUS GROWTH TO OVER 17 BCFPD BY 2020).

PA  HELD AT 10 PCT GROWTH AFTER 2014(SOME FORECAST MARCELLUS GROWTH TO OVER 17 BCFPD BY 2020).

Incremental wet gas required to fillATEX NGL pipeline as scheduled inMarkwest 2012 guidance.

Incremental wet gas required to fillATEX NGL pipeline as scheduled inMarkwest 2012 guidance.

Copyright © 2012

17Natural Gas Consumption by State, BCFPDThe estimated average natural gas consumption through midyear 2012, for the area shown below, 

amounted to 24 BCFPD with NY & IL having the largest statewide demand.  Shortfall in local natural gas supply is offset by imports from Canada, the Gulf Coast and Rocky Mountain producing 

states.

D -3.3 D - 2.1

D -0.7

D-0.7

D - 2.7

D-0.9

D-2.1

D-3.9

D -2.8D -2.9

D-1.2

D-0.3

D- 1.4

S -0.0 S - 0.0

S – 0.4

S-0.0

S- 0.5

S -0.0

S-0.0

S-0.1

S -0.3S -5.0

S-0.4

S -0.8

S 0.0

D- CONSUMED-BCFPD

S -PRODUCED-BCFPD

SOURCE: EAI.GOV

Copyright © 2012

18

SOURCE: http://www.dcnr.state.pa.us/ucmprd2/groups/public/documents/document/dcnr_009755.pdf

Pennsylvania ActivityMarcellus and Utica :  Horizontal well activity (red dots) is concentrated in Bradford , Susquehana, Lycoming & Tioga Counties in the north and in Washington and Greene 

Counties in the southwest.

UTICAOILFAIRWAY

UTICA DRY GASFAIRWAY

The wet gas window for the Marcellus is characterized by an increase from 1050 BTU (dry gas) to 1250‐1350 BTU (wet gas) roughly parallel to the Utica wet gas transition line shown to the left.

Marcellus rich gas wells recover 25‐100 MB of condensate, 250‐300 MB of NGL and  3.5‐4.5 BCFG for a sum total EUR of  6.4 BCFG.

Utica oil in PA is still in exploration stage

Butler

Clarion

Washington

Beaver

UTICAWET GASFAIRWAY

Copyright © 2012

19Ohio ActivityUtica activity is concentrated along the wet‐gas / crude corridor in Carroll, Columbiana,  and Harrison counties.  Some Marcellus wells along the OH‐PA state line in Jefferson, Monroe and 

Belmont Counties.

UTICAOILFAIRWAY

UTICAWET GASFAIRWAY

UTICA DRY GASFAIRWAY

)##)#)))))

)####)))#)##)#)###

)

)))))))

))))#

)

#)#

#))))))) ))

))

))

#

)))#) )

###)#)

## ##

)

)

##

))

)#)# )

#))#)#

)

#)#

)#)

)

)

The Utica & Point Pleasant oil window is found at 5,000 to 6,000 feet and transitions to wet gas with increased depth to the east.  The deep Utica is dry gas bearing in most of PA.

Initial production rates have been released for roughly a dozen of the ROUGHLY 30 completions reported through July 2012.

PA ‐U

TICAACTIV

ITY

HZ_WELL_LOCS by Status

# Completed (12)

# Drilled (80)

# Drilling (35)

) Permitted (167)

# Plugged (1)

# Producing (21)

CHSPKENeider 3H980 BPD / 3800 MCFPD

CHSPKEBurgett 7‐15‐6 8H‐RS720 BPD / 2100 MCFPD

CHSPKEMangun Mangun 8H1015 BPD / 3100 MCFPD

CHSPKEShaw 20‐14‐5 5H770 BPD / 2900 MCFPD

CHSPKE  SEPT 2011 DISCOVERYBuell 10‐11‐5 10H1425 BPD / 9500 MCFPD

CHSPKEConglio 7‐14‐4 6H290 BPD / 5000 MCFPD

CNX Gas Hendricks MAHN2AHSU758 BPD /  MCFPD

CHSPKEMurvay Por 8H583 BPD /  MCFPD

GULFPORT 6 Utica Wells drilled.  Waiting on frac job to cureBefore flowing back.Belmong & Guernsey

GULFPORT 

Copyright © 2012

Utica Shale: Refining and Transportation

20

EAI, Inc.’s U.S. North American Shale Fairway Crude Supply, Logistics, 

Refining and Pricing Outlook Study

Copyright © 2012

SLCCHI

OZARK

CU

DEN

BC

BKR

CSP

EXPRESS

BUTTE

PLATTE

CLR

EDM

HRD

SRN

HST

CC

PTK

BTR

LGV

TMPL

ENBR

ENBRKEYSTONE

ENBR ND

ENBR

PEGASUS

SEAWAYBASIN

WTG

LONGHORN

CENTURION

KMELPMDL

BRG MID-VALY

CAPLINE

S. ACCESS

D1

C

F

H

A

L

M

N

O

P

R

B

I

D2

S

K

L

Canadian‐U.S. Crude Oil Pipeline NetworkChanging Conductivity Across the North American Shale Fairway

MAP REF PROJECT TARGET

ASOUTHERN ACCESS –FLANAGAN 400 MBPD

COMPLETED SPRING 2009

C ENBRIDGE GATEWAY (CRUDE) 580 MBPD/150 COND

D1 TMX‐2 DONE, TMX 3 PLANNING 300 MBPD  BY 2015

D2 TMX NORTHERN EXPORT 400 MBPD post 2015

FCDN WATERBORNE EXPORT TO US PSW

LIMITED  VIA BURNABY

KEYSTONE TO WOOD RIVER DONE JUNE 2010

CUSHING LINK  ‐ 155 MBPD DONE FEB 2011

KEYSTONE XL – GULF COAST EXTENSION 500‐700 MBPD

TARGET 2013

KEYSTONE BAKKENLINK CONNECT BAKER MT

KSEAWAY REVERSAL (150 MBPD, EXPAND TO 400 IN 2014)

STARTED UP MAY‐2012

H

I

MAP REF PROJECT TARGET

L KM‐PONY EXPRESS CRUDE TARGET 200 MBPD 2014

MPEGASUS EXPANSION TO 95 MBPD

COMPLETED JUNE 2009

NTRANSCANADA‐ LOUISIANA ACCESS 

CONCEPT

OBUTTE EXPANSION‐150 MBPD IN 2012

TARGET 200 MBPD 2013

PLINE‐9 REVERSAL ‐ TRAILBREAKERS 240 MBPD

SHELVED JULY 2012

PLINE‐9 REVERSAL ‐ TRAILBREAKERS 240 MBPD

SHELVED JULY 2012

RSPEARHEAD EXPANSION TO 190 MBPD

COMPLETED MAY2009

ENBRIDGE ND (PORTAL) EXPANDED TO 161 MBPD

JAN 2010 –DONE

PORTAL NORTH – 140  ND TO CDN

TARGET 2013

TPORTAL NORTH – 140  ND TO CDN

TARGET 2013

S

21

Copyright © 2012

CRUDE RUNS BY HUBFOREIGN GRADES AND DOMESTICMBPD 11,000

5,500

1,100

FRGN_LGHT_MDM_HVY_SWTFRGN_LGHT_SRFRGN_HVY_SRDMST_TTL_MAINLY_LGHT

Refinery Hub Crude Slate SummaryNorth American Shale Fairway Refinery Hubs, Plants Crude Basins & Pipeline ConductivityForeign crude summarized by grade category.  Domestic crude consists primarily of light sweet and light sour crude 

with the exception of GOM‐Mars medium sour, OK‐Velma heavy  and Wyoming heavy crude streams.EAI, Inc. tracks and analyzes all plants; Shale Fairway consists of 23 refinery hubs and 88 plants

HOUSTONPASADENA

BEAUMONTPT. ARTHUR

LK CHRLS

BATON ROUGECRDR‐ALNC

TX CITY

WTX ANDPANHANDLE

PSCGLA

CORPUS CHR

CHICAGO

MINPL‐SPER

DTRT‐TLDO

W‐OHE‐OH

S‐MW

CHYN‐CSPR

DNVR‐CO

SLC‐SW‐WY

WRV_RBSN

WCHT_PNCA

TLSA_CFYV

BLNG_MT

S‐OK

22

INLAND‐EGC

MNDN

Copyright © 2012

Mid Valley

Spearhead

Lima

SARNIA

ChiCap

Mustang

LINE 6B

Lakehead &Southern Access

Toldeo

BP

238

219

275

150

460

340

CHICAGO

PLATTE-143KEYSTONE-435 PATOKA

CAPLINE

623

Enbridge – Lakehead %

%

%

%

Pegasus

Midwest and Eastern Crude InfrastructureCrude pipeline access into OH‐PA‐KY is somewhat limited.  Refined product pipeline network is extensive and has some surplus capacity.  New construction is focused on NGL export from 

Marcellus & Utica Plays.

PHASE IIISouthern Access

CHEROKEEOZARK -

325

1140

275

Enbridge – LINE-9

240

LINE-7

ROBINSON

WARREN

SUPERIOR

DELAWARE CITY

YORKTOWN

CATLETTSBURG

MT VERNON

WOOD RIVER

EAGLE POINT

CANTON

LINDEN

MEMPHIS

VA

PA

NY

OH

East coast and Ohio refiners could benefit from low cost hydrogen (from natural gas) and increased liquids from the growing OH western  PA supply.  Most of the liquids are NGL range material.

Marathon Cattlettsburg & Canton OH refineries are targets for Utica crude output.

Excess NGL is to be exported to Quebec or the GC on new or expanding pipelines

Midstream and producers using rail and barge to market NGL.  look to new storage capacity as solution to near term gas overhang

ATEXMARCELLUS ETHANEGREENSBURG PA TO

MONT BELVIEU TX190 MBPD CAPY BY

2014

MARINER WEST ETHANELIBERTY PA TO

SARNIA ONTARIO75 MBPD CAPY by 2013

MIDVALLEY

MARATHON

WILLIAMSATLANTIC ACCESS

PL(GA TO TRANSCO)

MARINER EAST- NGL LIBERTY PA TOPHILADELPHIA

50 MBPD CAPY by 2013

REFINERY

1140 PL Capacity, MBPD

23

Copyright © 2012

Ohio‐PA NGL InfrastructureNew Fractionation Facilities and NGL Export Pipelines.  

FRACTIONATION PLANT

1140 PL Capacity, MBPD

PLANTNAME COMPNAME TARGET CAPY MBPDETHANE CRACKER SHELL 2012 75HOUSTON MARKWEST ACTIVE 60MAJORSVILLE MARKWEST ACTIVE ‐MOBLEY MARKWEST 2013 ‐SHERWOOD MARKWEST 2014 ‐NOBLE I‐III MARKWEST 2013 ‐DE‐ETHANIZER MARKWEST 2014 40HARRISON 1‐3 MARKWEST 2013 40NATRIUM DOMINION 2012 60

NGL PIPELINE OPERATOR TARGET CAPY MBPDATEX (ETHANE) ENTERPRISE 2014 190MARINER WEST MARKWEST 2013 75MARINER EAST MARKWEST 2014 90GATEWAY GAS DOMINION 2012 ‐NGL TO HOUSTON MARKWEST 2014 115BUTLER NGL MARKWEST 2014 20

SHELLETHANE CRACKER

HARRISON I‐iiiFRACTIONATOR

MOBLEY320 MMCFD

SHERWOOD400 MMCFD

NOBLE I‐III45 MMCFDEXPAND TO200 MMCFD

MARKWESTBLUESTONEGAS PLANTS

DOMINIONNATRIUM

200 MMCFD 

MARKWESTHOUSTON

FRACTIONATOR

MARINER EAST-90

MARINER WEST-75

ATEX – 190TO

MONT BELVIEU

CANTON

PITTSBURGH

YOUNGSTOWN

AKRON

MAJORSVILLE270 MMCFDEXPAND TO 800 MMCFD

WV

PAOHMARKWESTDE‐ETHANIZER

24

Copyright © 2012

Implications of Supply Growth 25

Base Case:  In the base case scenario, PA & OH crude output rises to 250 MBPD by 2015‐16.  This volume of light sweet crude is sufficient to displace most if not all of the sweet crude  currently being  refined  in Ohio and Kentucky.   Most of  the current  feedstock  is conveyed  into Ohio by  the MidValley pipeline,  Enbridge pipeline  from Canada, or  the Marathon operated system originating in Patoka.

Surplus:    Surplus  crude  to  be  exported  via  barge  and  rail  over  near  term.  No  crude pipeline projects in works for now .

60 MBPD  of  Canadian  crude  reaches Ohio  via  the  Enbridge Ohio Access  pipeline completed  in 1999 and other  routes via Patoka,  IL.   Some of  the  imported heavy blend and synthetic grades are committed  and or integrated volumes and  are less likely to be backed out by Ohio sweet.

853 MBPD of  foreign crude delivered to Northeast refiners during first half of 2012.  Of this volume, 79 percent is light (sweet or sour) and heavy sweet grades.

Copyright © 2012

Mid Valley

Spearhead

Lima

SARNIA

ChiCap

Mustang

LINE 6B

Lakehead &Southern Access

Toldeo

BP

238

219

275

150

460

340

CHICAGO

PLATTE-143KEYSTONE-435 PATOKA

CAPLINE

623

Enbridge – Lakehead %

%

%

%

%

%

%

Pegasus

Ohio Petroleum Logistical Shift PotentialIncrease of Ohio crude output to 300 MBPD as outlined in the base case scenario would have 

several knock‐on effects that extend from western Canada to the U.S. East Coast refining region.

PHASE IIISouthern Access

CHEROKEEOZARK -

325

1140

275

Enbridge – LINE-9

240

LINE-7

ROBINSON

WARREN

SUPERIOR

DELAWARE CITY

YORKTOWN

CATLETTSBURG

MT VERNON

WOOD RIVER

EAGLE POINT

CANTON

LINDEN

MEMPHIS

VA

PA

NY

OH

REFINERY

• Increased local crude supply could stimulate refinery expansion, 

• Change refined product trade across Midwest, including pipeline imports from GC and exports via east coast ports

• Trigger pipeline conversions for crude and product export from Ohio and Pennsylvania

• Back out WTX, Canadian crude supply and/or displace waterborne crude imports.

• Similar and longer list of NGL‐LNG logistical shifts will be realized with long term natural gas supply growth

1140 PL Capacity, MBPD

MIDVALLEY

MARATHON

Potential displacement of Canadian Synthetic

Excess refined product pushing east

Shorter haul than Bakken to NE refining

Could displace 

WTI on MidValley 

Pipeline

Could displace 

crude supply 

from Patoka

26

Copyright © 2012

Who are we?

EAI, Inc. (Energy Analysts International) is a provider of leading edge and high quality products, consulting and services for a growing U.S. domestic and international client base. 

EAI, Inc. was incorporated in 1982 and is headquartered in Westminster Colorado.

The company’s niche was and continues to be a “bottom‐up” and integrated approach to developing opportunities, projects and strategies for companies ranging in size from the Fortune 500 to smaller, regional niche entities.

EAI, Inc. has evolved a multidisciplinary staff and proven processes to develop and deliver value to its clients drawing on a comprehensive business vision, proven business models and processes, applied Information technologies and comprehensive information resources.

EAI, Inc. Global Resource Group has worked with crude producers, crude buyers, traders, pipeline companies and refiners assessing production developments and outlooks, crude logistics, crude options for refiners, crude pricing and supply economics, crude marketing and crude value assessments. 

27

Copyright © 2012

EAI, Inc. Global ResourceGroup

Industry Studies

Client Specific Consulting & Value 

Building

Client Services‐Enhancement & Outsourcing

How do we deliver value?

EAI, Inc. 

28

Copyright © 2012

EAI, Inc. Contact Information 29

Copyright ©: EAI, Inc., 2012

30

EAI, Inc.(Energy Analysts International) 

12000 N Pecos StSuite 310

Westminster, CO 80234United States

P: +1.303.469.5115F: +1.303.469.4722Web: crudehub.com

Steve M. Fiillinghamsmfillingham@eaiweb.com

Joseph J. Letojjleto@eaiweb.com

EAI, Inc.EAI, Inc.(Energy Analysts International) (Energy Analysts International) 

12000 N Pecos St12000 N Pecos StSuite 310Suite 310

Westminster, CO 80234Westminster, CO 80234United StatesUnited States

P: +1.303.469.5115P: +1.303.469.5115F: +1.303.469.4722F: +1.303.469.4722Web: Web: crudehub.comcrudehub.com

Steve M. FiillinghamSteve M. Fiillinghamsmfillingham@eaiweb.comsmfillingham@eaiweb.com

Joseph J. Letojjleto@eaiweb.com