CAMPO B UL O B U L O 2012
CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 2 1.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 2 2. ÁREA DE CONTRATO ............................................................................................................. 2 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ............................................................................ 2 2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS ................................................................................................ 4 2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA ................................................ 5 3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX)................................................................................. 5 3.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 5 3.2. PERFORACIÓN DE POZOS............................................................................................... 6 3.3. SÍSMICA............................................................................................................................. 8 3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS.............................................................................................. 9 3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO ....................................................... 9 3.6. FACILIDADES DE CAMPO............................................................................................... 13 3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS .................................................................. 13 3.8. DUCTOS .......................................................................................................................... 13 3.9. OTROS ............................................................................................................................. 14 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) ............................................................................... 14 4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 14 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS ................................................................................ 14 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS ............................................................................ 16 5. PRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 17 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................................ 18 7. ANEXOS.................................................................................................................................. 18
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1. INTRODUCCIÓN 1.1 ANTECEDENTES 1.1.1. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO El campo se encuentra en etapa de Desarrollo. 1.1.2. FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO No aplica. 1.1.3. CUMPLIMIENTO DE UTE’S No aplica. 2. ÁREA DE CONTRATO 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de Montaña de la Faja Subandina Central. Se trata de una estructura orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retrocorrimiento de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que en 1961, Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de una estructura anticlinal, denominada después como Bulo Bulo. En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBL-X1), pozo que alcanzó una profundidad final de 2599,3 m, logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la Formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro pozos más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5 y BBL-7), con los cuales se cerró la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo. A principios de la década de los años 80, YPFB encaró trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica obtenida se llegó a perforar el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la Formación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inicia una tercera etapa de exploración con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue alcanzar y evaluar a la Arenisca Sara de la Formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m, llegando a atravesar parcialmente a la Arenisca Sara, la que debido a la alta presión que presenta no pudo ser conclusivamente evaluada. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la Formación Roboré. En el año 2000,
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Chaco perforó el pozo Bulo Bulo-11 (BBL-11, PF 4380 m), con éxito en los ensayos efectuados en las areniscas de la Formación Roboré. El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las Formaciónes: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el tamaño y calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Las areniscas que conforman a la Formación Roboré, tienen su origen en una plataforma marina somera, se disponen en parasecuencias estratocrecientes. Estas son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento. En esta formación se han identificado tres paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas de base a techo con los términos de Areniscas RoboréIII, II y I, éstas han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La Arenisca Roboré-I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo (RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la Arenisca Roboré-III se advierte una RGP de 70000 pies cúbicos/barril, mientras que de la Arenisca Roboré-II se produjo petróleo con una RGP de 1700 pies cúbicos/barril. La Formación Cajones es un yacimiento de gas, con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos/barril. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4 y BBL-11, resultaron positivos productores gas condensado de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontraron reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13 y BBL-14 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata. Los pozos BBL-4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas. En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco perforó los pozos BBL-13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste del campo Bulo Bulo, llegando a descubrir nuevas reservas de gascondensado en la Formación Yantata y ratificando la acumulación de éstos en la Formación Cajones. En el segundo semestre del 2010, se perforó el pozo BBL-10 llegando a la profundidad final de 4300 m. Se efectuó una Prueba de Formación en agujero abierto de la Fm. Robore II, los resultados no son conclusivos por colapso del agujero, se estima muy baja permeabilidad. Se intentó fracturar la Fm. Robore III, en mini frac se estableció un gradiente de fractura muy elevado, mayor a 1.2 Psi/pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es productor actual de las formaciones Roboré I y Roboré III. En el segundo semestre del 2011, se programó la perforación del pozo BBL-15 con el objetivo de producir gas de la Formación Yantata y de la Formación Cajones y con una profundidad final proyectada de 1660 m. El pozo a la fecha se encuentra en fase de prueba. RESERVORIOS
PRODUCTORES
RESERVORIO
PROFUNDIDAD TOPE (Promedio) (m SS)
ESPESOR MEDIO (m)
FLUÍDOS PRODUCIDOS
LÍNEAS TERMINADAS
ROBORE-I
-3349.4
75.0
Gas/Condensado
05
ROBORE-III
-3913.0
80.0
Gas/Condensado
03
YANTATA
-1296.9
54.3
Gas/Condensado
03
CAJONES
-1324.5
6.8
Gas/Condensado
03
3
RESERVORIO EN RESERVA ROBORE-II
-3800.0
21.0
Gas/Condensado
00
-HISTORIALES Y GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN
2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS Función
Cantidad
Perforados
13
Productores
08
Abandonados Cerrados Inyectores
03 02 00
Pozo BBL-X1, BBL-X2, BBL-X3, BBL-04, BBL-05, BBL-07, BBL-X8, BBL-9D, BBL-10, BBL-11, BBL-13, BBL-14 y BBL-15. BBL-X2, BBL-X3, BBL-X8, BBL-10, BBL-11, BBL-13, BBL-14 y BBL-15. BBL-04, BBL-05 y BBL-07. BBL-X1 y BBL-9D.
4
Tipo de Termin ación Terminación Doble Terminación Simple
04 06
BBL-10, BBL-11, BBL-14 y BBL-15 BBL-X1, BBL-X2, BBL-X3, BBL-X8, BBL-9D y BBL-13.
2.3. DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA SISTEMAS DE RECOLECCIÓN El sistema de recolección es mediante líneas con diámetro nominal de 6” que comunican a los pozos que están distribuidos en las diferentes planchadas del campo Bulo Bulo con el colector que está ubicado cerca a la planchada del pozo BBL-8. Además, se tiene una línea de producción con diámetro nominal de 12” que comunica el colector con el tren de separación que está ubicado en las facilidades de la planta Carrasco. La longitud de líneas de recolección de 6” que están en operación es de 25,3 kilómetros y la línea de 12” tiene una longitud de 27,4 kilómetros. SISTEMA DE SEPARACIÓN Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo ingresan en la planta al sistema de separación de presión intermedia (500 psi). En el área del colector en el campo se cuenta con un separador de prueba, que permite realizar pruebas individuales a los pozos. 3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) 3.1. INTRODUCCIÓN Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2012 dentro del campo son los siguientes: EMPRESA: CONTRATO DE OPERACIÓN: CAMPO (S): PERÍODO: ACTUALIZACIÓN:
YPFB CHACO S.A. 3675 BULO BULO 2012 SEPTIEMBRE 2011
PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expres ado en Dólares Americanos)
ETAPA
DESARROLLO (CAPEX)
ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD
Tipo de Cambio: PTP2012 SEP.2011 US$
6,97 PTP2012 SEP.2011 Bolivianos 55.063.000 55.063.000
2 PERFORACIÓN DE POZOS BBL-12
2 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES PLANTA Sistema de compresión
7.900.000 7.900.000 3.878.000 2.000.000 2.000.000
1.878.000 1.443.000 320.000 15.000 100.000
13.089.660 10.057.710 2.230.400 104.550 697.000
1 1.7 78.000
82.092.660
CAMPO Líneas BBL-12 Línea BBL-15 y facilidades Migra r a un n uevo s is tem a de com uni cació n de po zos Bul o Bul o Entierro de líneas TOTAL DESARROLLO (2)
27.029.660 13.940.000 13.940.000
5
3.2. PERFORACIÓN DE POZOS
Perfor ación Pozo BBL-12
El campo Bulo Bulo tiene producción acumulada de gas proveniente de los pozos BBL-X3, BBLX8, BBL-9, BBL-11 terminados en el reservorio Robore I y los pozos BBL-9 y BBL-11 terminados en el reservorio Robore III. La producción de la Roboré III fue interrumpida debido al cierre de las fracturas naturales producto de la depleción del reservorio. El pozo Bulo Bulo-12 ha sido diseñado para que atraviese a los reservorios Roboré-I, Roboré-II y Roboré-III en una posición intermedia entre los pozos BBL-X3 y BBL-9 a 1.8 y 2.3 Km. respectivamente. Con respecto al reservorio Roboré-I, este debería ser encontrado 172 m más bajo que en el pozo BBL-11, 26 m más alto que en el pozo BBL-X3, y 377 m más alto con respecto al pozo BBL-9. El pozo en esta posición, permitirá acelerar la producción de las reservas de gas de Roboré-I y también incrementar el factor de recuperación. En el caso del reservorio Roboré-III, el pozo BBL-12 encontrará el tope de este nivel 144 más bajo que en el pozo BBL-11, 26 m más alto que en el pozo BBL-X3 y 326 m más alto con respecto al pozo BBL-9. Sus coordenadas aproximadas son (355227 m E, 8084979 m N, 300 m) con profundidad final igual a 4400 m. Se estima que el costo del pozo será igual a 16.6 MM $us y que el volumen de reservas de gas estará en el orden de 33 BCF. Pronóstico de producción:
Indicadores económicos:
P50
WTI
VAN10
TIR
PRI (años )
us$/bbl 70
us$ 31.1 MM
93.3%
1.57
6
Ubicación del pozo:
Mapa estructu ral de la formación Roboré III con la ubi cación d el pozo BBL-12
Presupuesto: PRESUPUESTO PERFORACIÓN POZO B BL-12 DESCRIPCIÓN
SUPERVISIÓN Y LOGÍSTICA (Transp.de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) EQUIPO DE PERFORACIÓN SE RV ICIOS CONTRATA DOS (baleos, registros , terminación,coiled tubing, pruebas, cementación)
COSTO ESTIMADO
950.000 4.600.000 4.550.000
CONSTRUCCIÓN DE CAMINO Y PLANCHADA, PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES
1.300.000
MATERIALES Y SUMINISTROS (trépanos, tubing, casing, cabezales, mat. Tangibles no controlables y otros) TOTAL
4.300.000 15.700.000
7
Este presupuesto incluye los siguientes costos ambientales: -
Permiso ambiental 3 M $us 8 Monitoreos 13M $us Servidumbres, compensaciones y relacionamiento comunitario 25 M $us.
El presupuesto total del proyecto se mantienen $us 15.7MM y se ejecutará en las gestiones 2011 y 2012. La distribución del presupuesto por años de acuerdo al cronograma actual queda de la siguiente manera: PROYECTO
Pozo BBL-12
2011
2012
TOTAL (M$us)
7.800
7.900
15.700
3.3. SÍSMICA La sísmica 3D en el área de Chimoré, iniciada a finales del año 2011, tiene como objetivo generar nuevos prospectos exploratorios. No obstante, estos trabajos cubrirán parcialmente el área del campo Kanata y otros campos vecinos, tal como se aprecia en la tabla siguiente. Campo CRC KNT KNT Norte (Ext.) KTR BBL CHIMORE I Área libre TOTAL
Área km 2 40.915 18.057
(%) 10.0% 4.4%
43.659
10.7%
25.000 82.325 69.785 128.612 408.3532
6.1% 20.2% 17.1% 31.5% 100.0%
Cobertura de la sísmica 3D en el área de Chimoré
8
Previamente a la ejecución del proyecto, debieron ser recabados los permisos ambientales, por lo que la inversión total de este proyecto no fue incluida en el presupuesto del 2011. Cronograma de Ejecución
Una vez concluido el proyecto se hará la distribución de los costos de inversión a los diferentes campos de acuerdo al área cubierta en cada uno de ellos. El presupuesto total del proyecto asciende a 30 MM$us distribuidos por año de la siguiente forma: PROYECTO Sísmica 3D Chimor é
2011
2012
2013
TOTAL (M$us)
100
4.900
25.000
30.000
3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS No se han planificado intervenciones de pozos en el año 2012. 9
3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO
Línea de producción BBL-12
En forma complementaria a la perforación del pozo BBL-12, se considera la construcción de una línea de recolección para el pozo BBL-12. El presupuesto total del proyecto disminuye de 5.2 a 2.4 MM debido a los siguientes cambios en el alcance del proyecto: -
No se construirá la línea de producción 4” desde el pozo hasta el colector del campo BBL-8 (aprox. 11.000 metros) ya que se contempla reutilizar la línea del BBL-9. Se instalará un separador en Planchada para la medición del BBL-12 (línea Corta y BBL-12 línea Larga). Se construirá solo 300 metros de ducto de 6”. Se realizará estudios de integridad a la línea existente del BBL-9, para la producción de las dos líneas del BBL-12. Se considera telemetría por radio hasta llegar a Planta CRC.
Ubicación d e la línea (condici ón anterior):
Ubicación d e la línea (condici ón actual):
10
BBL-12
Presupuesto: PRESUPUESTO LÍNEA DE PRODUCCIÓN BBL-12 DESCRIPCIÓN
COSTO ESTIMADO ($us)
SUPERVISIÓN Y LOGÍSTICA (Supervisión, Transp.de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones)
101.150
INGENIERÍA Y SERVICIOS CONTRATADOS
1.405.150
PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES
30.000
EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINISTROS
863.700
TOTAL
2.400.000
El ítem “Permiso ambiental, monitoreos y servidumbres” considera los siguientes costos ambientales: PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES Permiso ambiental (40% del total de 26000 $us del costo total por el permiso de pozo y línea)
10.400
Monitoreos e Inspecciones del gobierno
9.000
Servidumbres
10.600
TOTAL
30.000
El presupuesto queda distribuido por años de la siguiente manera: PROYECTO Línea BBL-12
2011
2012
TOTAL (M$us)
957.000
1.443.000
2.400.000
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Línea de producci ón BBL-15.
Ubicación de la línea: Al encontrarse el pozo BBL-15 en la misma planchada del pozo BBL-11 se realiza la conexión del mismo al colector existente en la planchada como lo muestra el siguiente esquema:
Alc ance:
Pozo doble terminación - Yantata (LL) y Cajones (LC) Ampliación y adecuación (+2 entradas para LL y LC de pozo BBL-15) de colector existente en planchada de pozos BBL-11, BBL-13 y BBL-14 Construcción de 2 líneas de recolección con empalme en colector (una vez que esté ampliado). La longitud de cada línea (LL y LC) es aprox. 150m. Montaje e instalación de desarenador para cada línea (2 desarenadores, 1 para LL y otro para LC) Instalación de calentadores catalíticos para cada línea (LL y LC). Instalación de sistemas: inyección de químicos (inhibidor de hidratos), gas de instrumentación, panel de control doble (HIPPS dual), eléctrico, instrumentación, comunicación y control (radio). Montaje e instalación de separador de prueba trifásico (incluyendo todos sus sistemas y conexiones), aledaño al colector. Instalación de sistema de iluminación y CCTV en áreas de operación. .
Presupuesto: PRESUPUESTO LÍNEA DE PRODUCCIÓN BBL-15 DESCRIPCIÓN SUPERVISIÓN Y LOGÍSTICA (Supervisión, Transp.de personal, alojamiento, alimentación, c omunicaciones) INGENIERÍA Y SERVICIOS CONTRATADOS PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINISTROS TOTAL
COSTO ESTIMADO ($us) 82.600 813.200 15.000 889.200
1.800.000
12
El ítem “Permiso ambiental, monitoreos y servidumbres” considera los siguientes costos ambientales: PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES Permiso ambiental (40% del total de 26000 $us del costo total por el permiso de pozo y línea)
10.400
Monitoreos e Inspecciones del gobierno
4.600
TOTAL
15.000
El presupuesto total asciende a 1.8 MM$us y queda distribuido por años de la siguiente manera: PROYECTO Línea BBL-15
2011
2012
TOTAL (M$us)
1.480
320
1.800
Entierro d e líneas:
Objetivo: Asegurar la integridad de las líneas que actualmente están superficiales y que se ven afectadas por actividades de terceros y fenómenos naturales. Para ello se enterrará las líneas a profundidades de acuerdo a lo requerido por las normas nacionales.
3.6. FACILIDADES DE CAMPO
Migrar a un nuevo sistema de comunicación de pozos Bulo Bulo: El objetivo del proyecto es reemplazar la tecnología antigua instalada por fibra óptica para poder garantizar una mejor comunicación con los pozos del área Bulo Bulo, además disponer con una doble redundancia en el caso de caer la nueva instalación, la instalación antigua quedaría como respaldo.
3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS
Sistema de compresión: Con el objetivo de optimizar la recuperación de hidrocarburos de los reservorios del campo Bulo Bulo, está contemplada la construcción de una estación de compresión en el área durante la presente gestión. Este proyecto se implementará en dos etapas. En la primera etapa, a iniciarse el año 2012, se manejarán 20 MMpcd provenientes de los pozos BBL-X8 y BBL-X3. La segunda implica ampliar la capacidad de compresión para incluir la producción de los pozos BBL-11, BBL-10 y BBL-12. En la siguiente figura se puede observar el esquema planificado para este proyecto.
13
n
10" GASODUCTO BULO BULO– CARRASCO L= 32.5 Aprox.
PLANTA CARRASCO
Ø 6” L= 0.37 Kms. Aprox.
BBL-X8
Cámara de Interconexión Ø 6”
BBL-5 Ø 4”
Ø 6”
L= 2.7 Kms. Aprox.
BBL-10 L= 4.9 Kms. Aprox.
BBL-2
Ø 6”
E q u i p o a r e u b i c a r
L= 7.8 Kms. Aprox.
L= 12.16 Kms. Ap rox.
L= 1.5 Kms. Aprox.
BBL-3
Ø 4”
L= 1.4 Kms. Aprox.
CAMPO BBL
BBL-14 BBL-11 BBL-15 BBL-13
Ø 4”
BBL-XX
Ø 6”
Ø 4”
BBL-X1
BBL-12 BBL-7
BBL-4 INSTALACIONES EXISTENTE POZOS SIN PRODUCCION POZOS EN PRODUCCIÓN INSTALACIONES EN EJECUCION INSTALACIONES A FUTURO
BBL-9
El presupuesto presentado para la presente gestión considera la elaboración de la ingeniería del proyecto y el inicio de la compra de equipos para el proyecto. 3.8. DUCTOS No se tienen previsto ningún trabajo de ductos en el campo. 3.9. OTROS No se tiene previsto ningún trabajo. 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1. INTRODUCCIÓN Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades. 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2012 correspondiente al campo Bulo Bulo se distribuye de la siguiente manera:
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SALARIOS Y BENEFICIOS.- Corresponde al pago de sueldos, primas, aguinaldos, beneficios, aportes patronales y cualquier otra remuneración del personal asignado a los campos y plantas. SERVICIOS DE TERCEROS.- Incluye el pago por servicios como ser alojamiento y alimentación del personal, servicio de mantenimiento (cuadrilla en campo) y trabajos de ingeniería (mediciones, tratamiento acido, tratamiento con disolventes, limpieza). SEGUROS.- Incluye la proporción de la prima correspondiente al campo/planta por los seguros contratados por la compañía en cumplimiento a lo estipulado en el Artículo 17 del Contrato de Operación. ESTUDIO DE PRODUCCIÓN.- Corresponden a estudios de pre-factibilidad de proyectos geológicos, reprocesamiento de líneas sísmicas y consultorías especializadas para las diferentes áreas de explotación bajo el contrato, con el objetivo de buscar nuevas oportunidades para incrementar la producción. MATERIALES E INSUMOS.- Incluye la compra de lubricantes, productos químicos, repuestos, materiales y equipos varios para el mantenimiento de equipos, instrumentos e instalaciones. OTROS.- Bajo este ítem se incluyen los costos por transporte de personal y gastos relacionados al mismo (transporte terrestre y aéreo), transporte de materiales y equipos, alquiler del pool de vehículos de Chaco e inversión social (Relacionamiento comunitario). GASTOS RELACIONAMIENTO COMUNITARIO.- Corresponde a un monto estimado para el campo basado en el histórico. Cabe recalcar que este monto está sujeto a la presentación de proyectos por parte de las comunidades por lo que el mismo puede sufrir pequeñas variaciones por campo, respetando el total aprobado para la compañía. (Anexo 7). GASTOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE.- Considera en los diferentes campos los siguientes trabajos: monitoreo de pozos y líneas luego de la puesta en operación de los mismos; inspecciones del gobierno a los diferentes campos, monitoreo de agua, suelos y emisiones; actualización de licencias ambientales; manejo anual de residuos; manejo de landfarm y costos de restauración en los campos en operación.
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EMPRESA: CONTRATO DE OPERACIÓN: CAMPO (S): PERÍODO: ACTUALIZACIÓN:
YPFB CHACO S.A. 3675 BULO BULO 2012 SEPTIEMBRE 20 11
PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN (Expresado en Dólares Am ericanos)
EXPLOTACIÓN (OPEX)
COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3,1 CAMPO Salarios y Beneficios Servicios de Terceros Seguros Estudio de producción Materiales e Insumos Otros Relacionamiento Comunitario y Cons. Pub. Seguridad Salud y Medioambiente TOTAL OPEX DIRECTO (4)
Tipo de Cambio:
6,97
2.878.353 575.754 1.361.908 24.885 612.525 95.286 88.000 119.994
20.062.120 4.013.004 9.492.501 173.451 4.269.301 664.146 613.360 836.358
2.878.353
20.062.120
Complementaciones en Anexo 10 4.2.1. COSTOS OPERATIVOS DE CAMPO En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes al campo (mantenimiento y operación de pozo, línea y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). 4.2.2. COSTOS OPERATIVOS DE PLANTA En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería. 4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc). Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo. Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizará a los costos recuperables, en el Anexo 3 se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que una vez realizada esta distribución, se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo.
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5. PRODUCCIÓN VOLÚMENES DE GAS E HIDROCARBUROS PRODUCIDOS MES CAMPO RESERVORIO POZO Y/O LINEA
ESTADO ACTUAL
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
BBL-02:T Activo Surgente Natural BBL-14:C Activo Surgente Natural BBL-15:Ccaj En Perforación Surgente Natural
Agosto-2011 BULO BULO Cajones
TIPO DE HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA ACTUAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL Productor Primario Productor Primario
46 14
744 742,5
744 742,5
Productor Primario
TOTAL RESERVORIO 1486,5 MES CAMPO RESERVORIO POZO Y/O LINEA
ESTADO ACTUAL
BBL-03:C BB L- 03: L BBL-03:T BBL-08:C BB L- 08: L BBL-08:T BBL-09:DRB1 BBL -10:Cr b1 BBL-11:C
En Res erv a En Res er va Activo En Reserva En Res er va Activo Cerradopor zonaagotada
A ctiv o Activo
No Posee
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
744
744
42
744
744
34 701,75 34 742
36
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
BBL-10:Trb2 En Perforación Surgente Natural
42
743,75 742 TOTAL RESERVORIO 2973,8
CAMPO RESERVORIO ESTADO ACTUAL
BBL-03:X BBL-08:X BBL-09:T BBL -10:L rb3 BBL-11:L
En Reserva En Reserva Cerradopor zonaagotada
A ctiv o Activo
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
20 743,75 8 741,5
RESERVORIO
BBL-13:T BBL-14:L BBL-15:Lytt
Activo Activo Activ o
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
0 0 1091 0 0 649 0 561 583 2884
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
Surgente Natural
Productor Primario
18 16 N/A
742,5 742,5 4,75
106606 2499212 108491 2543156 4000688 82897774 434 0 1117 0 2647845 72936422 181690 3417009 38734 2192211 1035777 45348802 8121382 211834586
4524 5145 164953 32 72 93918 7009 4100 56159 335912
0 0
0
0 0
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 0 0
0 0
376 376
0 0
Agosto-2011 BULO BULO Roboré 3
0 0 0 2249 3144 5393
0 0 0 274684 178283 452967
0 0 0 346 93 439
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 803 701 135371 15292 351304 503471
58943 14782 12713515 1766936 31947796 46501972
165 124 40237 2938 37181 80645
Agosto-2011 BULO BULO Yantata
TIPO DE HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA ACTUAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
Surgente Natural
1728 1482 0 3210
Agosto-2011 BULO BULO Roboré 2
743,75 741,5 TOTAL RESERVORIO 1485,3
CAMPO
ESTADO ACTUAL
0 0 519231 0 0 384823 0 355421 356498 1615973
TIPO DE HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA ACTUAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
MES
POZO Y/O LINEA
0 0 21193 0 0 11921 0 5038 5814 43966
Productor Primario
MES
432860 926406 0 1359266
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL
TIPO DE HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA ACTUAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
TOTAL RESERVORIO
11755 29091 0 40846
Agosto-2011 BULO BULO Roboré 1
46
RESERVORIO
POZO Y/O LINEA
0 89 0 89
TIPO DE HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. GAS AGUA ACTUAL N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL MPC BBL
CAMPO
ESTADO ACTUAL
11616 59137 0 70753
SISTEMA EXTRAC. ACTUAL
MES
POZO Y/O LINEA
248 1930 0 2178
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL
742,5 742,5 10 12 16,75 TOTAL RESERVORIO 1501,8 TOTAL CAMPO 7447,3
1001 2790 8 3799 55336
85267 74592 466 160325 2300018
23 43 5 71 3483
PRODUCCION ACUMULADA PETROL. GAS AGUA BBL MPC BBL 22226 1656373 40361 1151766 8 466 62595 2808605 8728294 262504805
2011 1291 5 3307 423074
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5.1. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN POR POZO Y CAMPO (PRODUCCIÓN NETA Y FISCALIZADA) Anexo 1. 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO Anexo 2. 6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA No aplica. 7. ANEXOS - Planilla de presupuesto Capex y Opex (Anexo 3). - Programa anual de capacitación y actualización (Anexo 4). - Plan de abandono (Anexo 5). - Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente (Anexo 6). - Actividades de Relacionamiento Comunitario (Anexo 7). - Normas, Prácticas y Procedimientos (Anexo 8). - Cronograma de Perforación e Intervención de pozos (Anexo 9). - Distribución de costos OPEX (Anexo 10).
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