Programa de Trabajo Modificado Gestión 2015 - Surubí

PROGRAMA DE TRAB TRABAJO AJO Y PRESUPUESTO PRESUPU ESTO MODIFICADO MODIFICA DO 2015

ÁREA DE CONTRATO SURUBI – CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI SURU BI BB BB

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 ÁREA Á REA DE CONTRATO SURUBÍ SURUB Í

Campos mpo s Surubí, Suru bí, Surubí ur ubí Bloqu Bl oque e Bajo Bajo y Palo Paloma ma

Junio Jun io 2015 2015

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ÍNDICE GENERAL PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 AREA DE CONTRATO SURUBÍ 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ ......................................................................................................................... ............. 3 1.1. ANTECEDENTES ...................................................... .................................................................................................................. .............................................................. .. 3 1.2. CUMPLIMIENTO DE UTE’S UTE’ S ............................................................ .................................................................................................... ........................................ 4 2. ÁREA DE CONTRATO CONTRA TO ............................................................ ............................................................................................................... ................................................... 4 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ............................................................................... ............................................................................... 4 2.1.1. ESTRATIGRAFÍA ESTRATIGRA FÍA DE D E LA L A FORMACIÓN FORM ACIÓN ............................................................. ............................................................................. ................ 4 2.1.2. DESCRIPCIÓN DEL ESTRATO PRODUCTOR ................................................................. ................................................................. 5 2.1.3. MAPAS ESTRUCTURALES DE LA FORMACIÓN .......................................................... 11 2.1.4. CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA ............................................................................... 14 2.1.5. UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO ................................................................ 15 2.1.6. RADIO DE DRENAJE DRENAJ E DE LOS L OS POZOS ........................................................... ........................................................................... ................ 17 2.1.7. PUNTO DE FISCALIZACIÓN FISCAL IZACIÓN ...................................................... ............................................................................................ ...................................... 17 2.2. DESCRIPCIÓN DE L OS POZOS .......................................................................................... .......................................................................................... 17 2.3. DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA ............................................... 18 2.3.1. SISTEMA DE RECOLECCIÓN Y OTRAS FACILIDADES ............................................... 18 3. ACTIVIDADES DE INVERSIÓN – CAPEX .................................................... ............................................................................... ........................... 19 3.1. INTRODUCCIÓN ....................................................... ................................................................................................................... ............................................................ 19 DESCRIPCIÓN INVERSIONES ...................................................... ............................................................................................. ....................................... 21 3.2. 3.2.1. EXPLORACIÓN ................................................................................................................. ................................................................................................................. 21 3.2.2. PERFORACIÓN................................................................................................................. PERFORACIÓN........................................................................ ......................................... 21 3.2.3. INTERVENCIÓN ................................................................................................................ ................................................................................................................ 26 3.2.4. SÍSMICA ................................................... ................................................................................................................ ......................................................................... ............ 40 3.2.5. FACILIDADES DE CAMPO .............................................................................................. 40 4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN OPERA CIÓN – OPEX ............................................................ ............................................................................... ................... 70 4.1. INTRODUCCIÓN .................................................... ................................................................................................................. ............................................................... .. 70 4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS ...................................................... .................................................................................... .............................. 70 4.2.1. COSTOS OPERATIVOS OPERA TIVOS DE CAMPO C AMPO ............................................................ ............................................................................... ................... 70 4.2.2. COSTOS OPERATIVOS DE PLANTA ............................................................................. 78 4.3. COSTOS OPERATIVOS OPERA TIVOS INDIRECTOS ................................................................................ ................................................................................ 78 4.3.1. GASTOS ADMINISTRATIVOS ADMINISTRATI VOS ......................................................................................... ......................................................................................... 78 4.3.2. GASTOS DE DESARROLL DESARROLLO O ............................................................ ............................................................................................ ................................ 79 5. PRODUCCIÓN ................................................................................................. .......................................................................................................................... ......................... 79 5.1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR POZO .................................................................. .................................................................. 79 5.2. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR CAMPO ............................................................... ............................................................... 81 5.3. HISTORIAL DE LA L A PRODUCCIÓN ...................................................................................... ...................................................................................... 82 ANEXO I ......................................................... ..................................................................................................................... ..................................................................................... ......................... 85 ANEXO II ........................................................ .................................................................................................................... ..................................................................................... ......................... 87 ANEXO III .......................................................... ...................................................................................................................... .................................................................................. ...................... 88 ANEXO IV ................................................................................................. ........................................................................................................................................... .......................................... 89 ANEXO V .................................................................................................. .......................................................................................................................................... ........................................ 103 ANEXO VI .................................................................................................. ......................................................................................................................................... ....................................... 104 ANEXO VII .................................................................................................. ........................................................................................................................................ ...................................... 107 ANEXO VIII ................................................................................................. ....................................................................................................................................... ...................................... 108

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1. INTRODUCCIÓN 1.1. 1.1. Antecedent es El Contrato de Operación del Área de Contrato Surubí, Campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma, entró en efectividad el 2 de Mayo de 2007 con un plazo de vigencia de 22 años, culminando en el año 2029. La titularidad del Contrato está conformada por Repsol E&P Bolivia S.A. en un 100% siendo el Operador de la misma. Los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma como área de Explotación, están ubicados en: Localidad: Provincia: Departamento: Ubicación Fisiográfica: Distancia:

Eterasama Carrasco Cochabamba Límite entre Pie Pie de Monte y llanura llanura Chaco-Beniana. Chaco-Beniana. 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea recta.

Figura 1. Imagen Satélite del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos.

La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca (Terciario), compuesta de reservorios arenosos de variable continua, depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial. La otra formación productora, Yantata, es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado. Esta área cuenta con 63 pozos perforados en los tres campos: 25 son productivos, 2 son Sumideros, 35 cerrados y 1 pozo abandonado. Los pozos están distribuidos en 8 planchadas.

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PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015

ÁREA DE CONTRATO SURUBI – CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI BB

1.2. Cumpli miento de UTE’S No Aplica. 2. ÁREA DE CONTRATO 2.1. Descr ipción General del Campo La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca (Terciario), compuesta de reservorios arenosos de variable continua, depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial. La otra formación productora, Yantata, es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado. 2.1.1. Estratigrafía de la Formació n En la secuencia estratigráfica están presentes las siguientes formaciones Chaco, Yecua, Upper Petaca y Lower Petaca (Terciario), la Formación Naranjillos (Cretácico Terciario) y las Formaciones Yantata e Ichoa (Cretácico). La Formación Petaca (Terciario Oligoceno superior-Mioceno inferior) es el reservorio principal en el campo SRB. Este reservorio contiene bancos de arena de origen fluvial continental depositados en un ambiente de tipo braided. En el pozo SRB-X1 la descripción de la Formación Petaca es como lentes de una arenisca calcárea intercalados con arcillas lateralmente discontinuos. Las arcillitas y pelitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua, constituyen el sello regional. La Formación Yantata se subdivide en dos: hacia el tope un Yantata Duro cuya porosidad original está casi completamente obturada por la precipitación de cemento silicio y la parte inferior denominada Yantata Reservorio. Es un reservorio arenoso continuo depositado en un ambiente de tipo continental eólico fluvial. Dadas las características de sedimentación esta Formación es masiva e hidráulicamente continua. El sello para esta estructura corresponde al cuello pelítico denominado Formación Naranjillo (Cretácico Superior-Terciario).

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Figura 2. Sección geológica con indicación de reservorios y ambientes sedimentarios.

2.1.2. Descripción del estrato Produc tor A continuación se resumen los datos más relevantes utilizados en el cálculo volumétrico para los diferentes campos. CAMPO SURUBI Los niveles de arena de la formación Lower Petaca se presentan con espesores comprendidos entre 32 y 83 metros con intercalaciones de arcilla, con NTG del orden del 27% según los resultados de la evaluación petrofísica. La porosidad media evidenciada por los registros es de 17% para el espesor de aporte. La saturación promedio de agua de la formación, ha sido calculada basándose en el método de presiones capilares. El valor promedio obtenido fue de 43%. En la Figura siguiente se muestran los detalles de la evaluación petrofísica de cada pozo y reservorio. PROPIEDADES PETROFISICAS POZOS SURUB I "TRUE VERTICAL DEPTH"

P oz os

SRB A-1 SRB A-2 SRB A-3 SRB-B1 SRB C-1 SRB C-2 SRB C-3 SRB C-4 SRB C-5 SRB C-7 SRB C-8 SRB-D1 SRB-D2 SRB-D3 SRB-D4 ST Promedio Petaca

INTERVAL DATA To p d ep th Bottom Depth Gross Thick mts. mts. mts. 3344 3426 82 3357 3428 71 3449 3531 81 3339 3371 32 3339 3372 34 3353 3431 78 3348 3423 75 3355 3432 77 3335 3410 75 3320 3398 78 3297 3366 69 3317 3384 66 3330 3402 73 3321 3385 64 3304 3368 64

Interval Gross Thick mts. 66.19

Thick mts. 27.58

Thick mts. 39 31 27 20 14 33 36 20 32 33 20 31 31 34 27

NET RESERVOIR Avg. PHI Avg. Clay Vol. 0.1280 0.1460 0.1570 0.1450 0.1440 0.1400 0.1480 0.1520 0.1580 0.1490 0.1530 0.1450 0.1660 0.1420 0.1360

NET RESERVOIR Avg. Avg. PHI Cl ay V ol . 0.147

0.135

0.136 0.158 0.126 0.107 0.109 0.111 0.125 0.228 0.124 0.164 0.116 0.103 0.127 0.132 0.144

0.4720 0.4360 0.3368 0.6131 0.4063 0.4219 0.4812 0.2561 0.4224 0.4286 0.2872 0.4646 0.4237 0.5342 0.4151

NTG 0.43

NTG

Th ic k mts. 15.9

NET PAY Thick Avg. PHI Avg. SW Avg. Clay Vol. Avg. Perm. mts. 21.95 0.15 0.53 0.12 105.00 21.60 0.16 0.46 0.14 196.00 13.60 0.18 0.39 0.11 447.00 13.09 0.16 0.48 0.07 161.00 8.37 0.17 0.45 0.11 233.00 14.53 0.18 0.41 0.07 386.00 18.15 0.18 0.43 0.09 296.00 12.63 0.17 0.47 0.22 294.00 20.43 0.18 0.37 0.10 395.00 22.75 0.17 0.43 0.15 174.00 14.63 0.17 0.40 0.11 153.00 18.72 0.17 0.44 0.07 223.00 22.97 0.19 0.37 0.12 475.00 19.52 0.17 0.44 0.10 220.00 11.90 0.17 0.39 0.12 208.00 233.16 NET PAY Avg. A vg . P HI A vg . S W Clay Vol. 0.171

0.429

0.114

Avg. Perm.

Net-Gross Ratio

265

0.27

NTG 0.27 0.30 0.17 0.40 0.25 0.19 0.24 0.16 0.27 0.29 0.21 0.31 0.32 0.30 0.19

Figura 3. Parámetros petrofísicos por pozo y reservorio. Página 5 de 108



Tras analizar estos valores y el comportamiento del campo en cuanto a la producción y los cortes de agua, se ha estimado que los resultados de la evaluación son demasiado pesimistas. Por esto, para el cálculo volumétrico, se han tomado valores que lejos de ser optimistas, reflejan mejor el comportamiento del campo. Los valores promedio considerados para el cálculo volumétrico, se muestran en la siguiente tabla:

Figura 4. Resumen datos petrofísicos promedio.

CAMPO PALOMA Se realizó una evaluación petrofísica para los reservorios Lower Petaca y Yantata, tomando en cuenta los datos de los registros, los datos de coronas y de producción.

Figura 5. Ejemplo registro campo Paloma Página 6 de 108



Los datos de porosidad fueron calculados a partir de los datos de registros previamente calibrados con coronas. Los registros usados para calcular la porosidad fueron los de Densidad, Sónico y Resonancia Magnética, dependiendo de las condiciones del pozo y de la disponibilidad de los mismos. Para calcular el volumen de arcilla se tomó en cuenta la curva del Thorio (Spectral Gamma); para obtener un valor que no se encuentre afectado por la significante influencia que tienen los feldespatos potásicos, en la curva del GR (Total Gamma). La Sw para el reservorio Lower Petaca se la obtuvo mediante las curvas de Presiones Capilares calculadas a partir del registro de Resonancia Magnética, definiendo los contactos de agua o FWL (Free Water Level) para cada pozo y a partir de este contacto calcular la Sw hacia arriba mediante algunas ecuaciones para transformar los datos de Presión capilar a Sw. Se empleó esta técnica como método alternativo a los modelos de Resistividad para obtener valores más representativos del reservorio debido a que estos modelos no dieron buenos resultados en estas arenas por ser muy arcillosas y de granulometría fina a muy fina. Para el reservorio Yantata, un reservorio de depósitos más limpios y homogéneos, se emplearon los modelos de resistividad porque los resultados se ajustaban bastante a los datos de las pruebas de producción. PROPIEDADES PETROFISICAS CAMPO PALOMA - RESERVORIO PETACA "TRUE VERTICAL DEPTH" CUTOFF USADOS : VSH max. = 0.3 PHIE min. = 0.08 SW max. = 0.70 K min. = 1 md Disc rimin ador para Net Reservoir : THOR < = 9 * No s e uso el discriminador THOR por que no existía y se uso un VSH max = 0.35

INTERVAL DATA Pozos

PLM-A3 PLM-A4 ST PLM-A5 PLM-A6 PLM-A6 ST PLM-B2 PLM-B3 PLM-B4 PLM-B5 PLM-C1 ST PLM-C2 st PLM-C3 PLM-C4 PLM-C5 PLM-C6 ST PLM-C7 PLM-C8 PLM-X1 PLM-X2 PLM-C10 PLM-X3 ST PLM-H1ph PLM-H2 ST

NET RESERVOIR

Top depth Bottom Depth Gross Thick mts. mts. mts.

3329.20 3364.02 3351.11 3336.23 3346.45 3381.27 3417.22 3380.69 3395.94 3369.54 3396.60 3363.16 3358.19 3380.63 3363.80 3368.93 3356.33 3337.07 3363.46 3365.10 3396.60 3338.88 3374.66

3398.80 3437.02 3430.11 3402.45 3414.12 3455.43 3490.14 3439.96 3468.83 3434.68 3403.50 3417.56 3416.66 3438.57 3431.20 3434.19 3420.72 3403.55 3434.96 3430.70 3469.18 3400.92 3444.06

Thick mts.

69.61 73.00 79.00 66.22 67.67 74.16 72.91 59.27 72.89 65.14 66.90 54.40 58.47 57.94 67.30 65.26 64.39 66.48 71.50 65.50 72.58 62.04 69.40

30.58 31.91 35.40 7.11 37.50 44.21 38.21 35.57 35.79 23.02 28.72 16.97 20.44 21.44 39.00 19.14 7.79 34.28 33.37 20.80 38.23 23.91 39.09

64.29

662.48

NET PAY

Avg. PHI Avg. Clay Vol.

0.14 0.14 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.12 0.14 0.14 0.13 0.14 0.15 0.14 0.15 0.14 0.13 0.15 0.13 0.14 0.14 0.15 0.16

0.16 0.12 0.15 0.15 0.14 0.14 0.14 0.17 0.13 0.15 0.12 0.12 0.16 0.17 0.15 0.15 0.13 0.16 0.15 0.18 0.09 0.11 0.14

Thick mts.

17.15 15.69 14.71 18.58 14.45 26.47 8.22 15.59 15.70 2.45 11.14 5.73 6.11 2.76 26.35 4.19 1.32 23.90 19.20 7.84 12.97 15.85 22.17

Avg. PHI Avg. SW

0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.15 0.17 0.15 0.17 0.20 0.16 0.18 0.18 0.20 0.17 0.20 0.17 0.16 0.15 0.18 0.17 0.17 0.17

0.48 0.54 0.48 0.48 0.47 0.54 0.45 0.54 0.52 0.31 0.52 0.45 0.49 0.52 0.52 0.32 0.57 0.48 0.50 0.42 0.51 0.45 0.46

Avg. Clay Vol.

Avg. Perm.

0.11 0.14 0.12 0.11 0.11 0.09 0.11 0.15 0.10 0.14 0.06 0.11 0.16 0.17 0.07 0.11 0.08 0.14 0.12

343.00 188.00 223.00 290.00 166.00 208.00 209.00 108.00 178.00 472.00 342.00 407.00 440.00 348.00 171.00 779.00 284.00 276.00 259.00

0.06 0.09 0.10

168.00 332.00 520.00

NTG

0.25 0.21 0.19 0.28 0.21 0.36 0.11 0.26 0.22 0.04 0.17 0.11 0.10 0.05 0.39 0.06 0.02 0.36 0.27 0.12 0.18 0.26 0.32

308.54

Average Porosity = Average Swc = Average NTG =

0.16 0.49 0.25

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PROPIEDADES PETROFISICAS CAMPO PALOMA - RESERVORIO YANTATA "TRUE VERTICAL DEPTH" CUTOFF USADOS : VSH max. = 0.3 PHIE min. = 0.08 SW max. = 0.55 K min. = 1 md Discriminador para Net Reservoir : THOR < = 9 * No se uso el dis criminador THOR por que no existía y se uso un VSH max = 0.35

Pozos

PLM-A3 PLM-A6 ST PLM-H1ph PLM-X1

INTERVAL DATA Top depth Bottom Depth mts. mts.

3434.98 3442.90 3425.32 3440.54

3463.00 3466.62 3450.02 3465.54

Gross Thick mts.

Thick mts.

28.01 23.72 24.70 25.00

28.01 23.33 18.83 25.00

NET RESERVOIR Avg. PHI Avg. Clay Vol.

0.20 0.17 0.18 0.19

0.06 0.10 0.07 0.07

Thick mts.

Avg. PHI

23.00 20.00 17.20 18.50

0.21 0.18 0.19 0.20

Aver age Po ros ity = Aver age Sw c = Aver age NTG =

NET PAY Avg. SW Avg. Clay Vol. Avg. Perm.

0.29 0.37 0.34 0.33

0.04 0.07 0.08 0.06

954.0 444.0 487.0 762.0

NTG

0.82 0.84 0.70 0.74

0.20 0.33 0.78

. Figura 6. Parámetros petrofísicos por pozo y reservorio.

Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes:


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CAMPO SURUBI BLOQUE BAJ O Se realizó una evaluación petrofísica para los reservorios Lower Petaca y Yantata, tomando en cuenta los datos de los registros, los datos de coronas y de producción.

. Figura 8 Ejemplo registro campo Surubí Bloque Bajo.

Los datos de porosidad fueron calculados a partir de los datos de registros previamente calibrados con coronas. Los registros usados para calcular la porosidad fueron los de Densidad, Sónico y Resonancia Magnética, dependiendo de las condiciones del pozo y de la disponibilidad de los mismos. Para calcular el volumen de arcilla se tomó en cuenta la curva del Thorio (Spectral Gamma); para obtener un valor que no esté afectado por la significante influencia Página 9 de 108



que tienen los feldespatos potásicos, en la curva del GR (Total Gamma). La Sw para el reservorio Lower Petaca se la obtuvo mediante las curvas de Presiones Capilares calculadas a partir del registro de Resonancia Magnética, definiendo los contactos de agua o FWL (Free Water Level) para cada pozo y a partir de este contacto calcular la Sw hacia arriba mediante algunas ecuaciones para transformar los datos de Presión capilar a Sw. Se empleó esta técnica como método alternativo a los modelos de Resistividad para obtener valores más representativos del reservorio debido a que estos modelos no dieron buenos resultados en estas arenas por ser muy arcillosas y de granulometría fina a muy fina. Para el reservorio Yantata, un reservorio de depósitos más limpios y homogéneos, se emplearon los modelos de resistividad porque los resultados se ajustaban bastante a los datos de las pruebas de producción. PROPIEDADES PETROFISICAS CAMPO BLOQUE BAJO - RESERVORIO PETACA "TRUE VERTICAL DEPTH" CUTOFF USADOS : VSH max. = 0.3 PHIE min. = 0.08 SW max. = 0.55 K min. = 1 md Discriminador para Net Reservoir : THOR < = 9 * No se uso el discriminador THOR por que no existía y se uso un VSH max = 0.35

INTERVAL DATA

Pozos

NET RESERVOIR

Top depth Bottom Depth Gross Thick mts. mts. mts.

SRB.BB-X101 SRB.BB-X102 ST SRB.BB-103 SRB.BB-104 SRB.BB-105 SRB.BB-106 SRB.BB-108 SRB.BB-109

3370,50 3381,47 3406,27 3346,99 3429,82 3396,02 3425,21 3374,00

3435,84 3438,95 3467,53 3418,87 3487,78 3446,02 3466,73 3436,33

65,34 57,48 61,39 71,88 64,00 50,00 41,53 62,33

Thick mts.

26,03 26,06 27,37 20,22 22,86 17,37 23,13 22,57

NET PAY

Avg. Avg. PHI Vol.

0,14 0,14 0,15 0,13 0,13 0,15 0,15 0,13

Clay

0,12 0,11 0,19 0,13 0,14 0,16 0,18 0,12

Thick mts.

12,50 3,47 3,39 7,77 5,33 6,25 20,10 11,75

185,61

Av g. PHI

0,17 0,19 0,18 0,17 0,16 0,19 0,15 0,15

Avg. Av g. SW Vol.

Clay

0,49 0,48 0,61 0,47 0,58 0,40 0,47 0,54

0,11 0,14 0,12 0,11 0,11 0,09 0,15 0,10

Avg. Perm .

343,00 188,00 223,00 290,00 166,00 208,00 108,00 178,00

NTG

0,19 0 ,06 0,06 0,11 0,08 0,13 0,48 0,19

70,56

Aver age Po ros it y = Aver age Sw c = Aver age NTG =

0,16 0,49 0,24

PROPIEDADES PETROFISICAS CAMPO SURUBI BB - RESERVORIO YANTATA "TRUE VERTICAL DEPTH"

Pozos

SRB.BB-X101 SRB.BB-104

INTERVAL DATA Top depth Bottom Depth Gross Thick mts. mts. mts.

3460.23 3438.10

3486.58 3469.73

26.35 31.62

Thick mts.

NET RESERVOIR NET PAY Avg. PHI Avg. Clay Vol. Thick Avg. PHI Avg. SW Avg. Clay Vol. Avg. Perm. mts.

26.13 31.55

0.21 0.20

0.03 7 .89 0.06 25.51 33.40

0.22 0.21

Aver age Po ro sit y = Aver age Sw c = Aver age NTG =

0.21 0.26 0.69

0.30 0.25

0.04 0.07

954.00 444.00

NTG

0.30 0.81

Figura 9. Parámetros petrofísicos por pozo y reservorio.

Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes:

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Esta información está siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Operador ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. 2.1.3. Mapas estructurales de la Formación Esta información está siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Operador ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.

Figura 31. Sección sísmica EW campo Paloma.

Página 11 de 108



. Figura 42. Sección sísmica EW campo Surubí.

Figura 53. Sección sísmica EW campo Surubí Bloque Bajo. Página 12 de 108



La estructura de Surubí se encuentra ubicada en el mismo lineamiento estructural que el Campo Surubí Noroeste. La dirección general de este lineamiento es NO-SE. La estructura consiste en un pliegue de propagación de falla resultante de la reactivación del corrimiento pre-Cretácico. La estructura se encuentra asociada a dos fallas principales, la falla Surubí y la falla Paloma las cuales subdividen el campo en tres diferentes campos .

. Figura 14. Mapa estructural Reservorio Petaca.

. Figura15. Mapa estructural Reservorio Yantata.

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2.1.4. Cor relación estratigráfica

Figura 16. Correlación estructural Campo Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma

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2.1.5. Ubicación de los pozos en el campo

Figura17. Ubicación de los campos en Superficie

Página 15 de 108

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 POZO

COORDENADA UTM COORDENADA UTM X

Y

COORDENADA UTM

NIVEL TERRENO

Z

(M)

ÁREA DE CONTRATO SURUBI – CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI BB MESA ROTARIA (M)

Kb

PROFUNDIDAD MD

PROFUNDIDAD MD

(M)

PERFORADOR (M)

DE REGISTRO (M)

PLM-A3i

333814.430

8108120.090

227.400

227.400

235.640

235.64

3730.000

3726.000

PLM-A4

333957.710

8108143.300

227.050

227.050

234.850

235.20

3962.000

3962.200

PLM-A4ST

333957.710

8108143.300

227.050

227.050

234.850

235.20

4075.000

4060.000

PLM-A5

333966.150

8108195.230

227.080

227.080

235.580

236.00

3923.000

3924.500

PLM-A6

333812.150

8108120.090

227.400

227.400

235.900

235.90

3896.700

3897.900

PLM-A6ST

333812.150

8108120.090

227.400

227.400

235.900

235.90

3916.000

3919.000

PLM-A7H (Pil.)

333953.000

8108145.000

227.400

227.400

236.600

236.60

3627.000

------

PLM-A7H-ST

333953.000

8108145.000

227.400

227.400

236.600

236.60

4007.000

------

PLM-A7H-ST2

333953.000

8108145.000

227.400

227.400

236.600

236.60

4083.000

------

PLM-A8

333974.788

8108160.546

223.212

223.212

231.052

231.05

3603.720

3603.720

PLM-B2

334664.980

8106847.160

226.620

226.620

235.120

235.12

3810.000

3809.500

PLM-B3

334662.740

8106772.110

226.610

226.610

233.010

233.40

3877.000

3881.500

PLM-B4

334694.410

8106760.030

226.610

226.610

233.510

233.90

3766.000

3766.500

PLM-B5

334662.500

8106840.700

226.500

226.500

234.800

234.80

4070.000

4075.500

PLM-B6

334660.100

8106834.350

226.620

226.620

236.000

236.00

3966.000

3968.000

PLM-B7

334661.110

8106836.860

229.000

229.000

238.180

238.18

4126.000

4130.500

PLM-B8

334658.800

8106784.500

223.180

223.180

230.820

230.82

3630.000

3634.000

PLM-C10

332668.450

8109576.450

219.960

219.960

229.160

229.16

3754.000

3760.000

PLM-C1

332662.470

8109543.230

219.900

219.900

229.000

229.00

3868.000

------

PLM-C1ST

332662.470

8109543.230

219.900

219.900

229.000

229.00

4193.000

4199.500

PLM-C2

332724.670

8109466.040

219.890

219.890

227.690

227.69

3992.000

3982.500

PLM-C2ST

332724.670

8109466.040

219.890

219.890

227.690

227.69

3863.000

3862.500

PLM-C3

332728.620

8109469.860

219.890

219.890

229.000

229.00

4010.100

4011.000

PLM-C3H (piloto)

332688.710

8109568.610

216.240

216.240

225.320

225.32

3927.000

3906.250

PLM-C3H-ST2

332688.710

8109568.610

216.240

216.240

225.320

225.32

3805.000

3557.000

PLM-C3H-ST3

332688.710

8109568.610

216.240

216.240

225.320

225.32

3804.000

3558.500

PLM-C3H-ST4

332688.710

8109568.610

216.240

216.240

225.320

225.32

4036.000

------

PLM-C4

332721.750

8109494.830

219.890

219.890

229.000

229.00

3965.600

3969.000

PLM-C5

332653.640

8109567.960

220.000

220.000

229.180

229.18

3930.000

3921.000

PLM-C6

332726.640

8109467.940

219.900

219.900

229.040

229.04

4299.000

4304.000

PLM-C6ST

332726.640

8109467.940

219.960

219.960

229.160

229.16

3950.000

3954.000

PLM-C7

332725.350

8109498.360

220.000

220.000

229.180

229.18

3710.000

3711.000

PLM-C8

332655.650

8109569.830

219.960

219.960

229.000

229.00

3690.000

3688.000

PLM-C9

332699.080

8109487.700

215.840

215.840

223.480

223.48

3534.000

3537.000

PLM-H1 (piloto)

332669.110

8109523.590

219.890

219.890

227.810

227.81

3666.000

3639.000

PLM-H2 (piloto 1)

334663.940

8106844.630

226.620

226.620

235.000

235.00

3637.000

3433.000

PLM-H2 (piloto 2)

334663.940

8106844.630

226.620

226.620

235.000

235.00

3569.000

3568.000

PLM-H2ST

334663.940

8106844.630

226.620

226.620

235.000

235.00

3521.000

3509.000

PLM-X1

333817.730

8108117.120

227.400

227.400

235.500

235.50

3600.000

3603.600

PLM-X2ST

333823.620

8108112.680

227.400

227.400

235.500

235.90

3940.000

3942.000

PLM-X3

334662.990

8106842.020

226.500

226.500

235.000

235.40

3695.000

3689.000

PLM-X3ST

334662.990

8106842.020

226.500

226.500

234.710

235.20

3620.000

3616.000

POZO SRB-X1 SRB-A2 SRB-A3 SRB-B1ST SRB-B2 SRB-C1 SRB-C2ST SRB-C3ST SRB-C4 SRB-C5 SRB-C7 SRB-C8 SRB-D1 SRB-D2 SRB-D3 SRB-D4 (piloto) SRB-D4ST SRB-D5 SRB-I1 SRB-I2 SRB-I3 SRB-I4 SRB-I5

COORDENADA UTM COORDENADA UTM COORDENADA UTM NIVEL TERRENO X 328042.880 328042.880 328042.880 322381.060 322399.530 328554.440 328555.750 328555.750 328555.750 328555.746 328564.220 328566.630 325495.350 325495.380 325495.320 325495.410 325495.410 325480.168 326648.680 326647.630 325495.350 325495.350 325495.350

Y 8110243.230 8110239.540 8110264.630 8113753.700 8113732.010 8109962.790 8109963.030 8109963.030 8109963.030 8109963.025 8109964.650 8109965.110 8111612.810 8111610.060 8111615.530 8111607.320 8111607.320 8111614.912 8110664.720 8110662.190 8111599.060 8111601.810 8111604.550

Z

(M) ---------------235.000 236.000 246.700 246.675 247.000 246.700 246.700 255.200 255.200 243.600 243.610 243.610 243.610 243.610 242.300 248.800 248.800 243.610 243.610 243.610

---------------235.000 236.000 246.700 246.675 247.000 246.700 246.700 255.200 255.200 243.600 243.610 243.610 243.610 243.610 242.300 248.800 248.800 243.610 243.610 243.610

PROFUNDIDAD MD

PROFUNDIDAD MD

ROTARIA (M) (M) PERFORADOR (M) 272.390 -----4291.000 271.400 -----4557.000 271.500 -----4039.000 244.200 244.20 3580.000 245.000 245.00 3908.000 255.200 255.20 3490.000 255.200 255.20 3703.000 255.500 255.80 3537.000 255.200 255.40 3968.000 255.200 255.50 3767.000 264.340 264.34 3840.000 264.340 264.34 3522.000 251.800 252.00 3594.000 252.110 252.41 3804.000 252.110 252.41 3840.000 253.000 253.00 3751.000 253.000 253.00 3705.000 249.880 249.880 3483.000 258.000 258.00 4110.000 258.000 258.00 3678.000 253.000 253.00 3748.000 253.000 253.00 3694.000 253.000 253.00 3840.000

MESA

Kb

DE REGISTRO (M) ---------------3559.000 3914.000 3489.500 3696.000 3536.000 3967.000 3753.000 3800.000 3518.500 3594.000 3804.000 3839.000 3750.000 3703.000 3483.000 4115.000 3680.000 3740.000 3695.000 3835.500

Página 16 de 108

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 COORDENADA UTM COORDENADA UTM COORDENADA UTM NIVEL TERRENO

POZO SRB-BB-103 SRB-BB-104 SRB-BB-105 SRB-BB-106 SRB-BB-107 SRB-BB-108 SRB-BB-109 SRB-BB-110(piloto) SRB-BB-110H SRB-BB-111(piloto) SRB-BB-111H SRB-BB-112 SRB-BB-X101 SRB-BB-X102 SRB-BB-X102ST

X 330013.200 330015.740 328057.760 330018.270 330020.810 330010.670 330023.340 330066.200 330066.200 328069.980 328069.980 328049.720 328561.810 325495.290 325495.290

Y 8110914.240 8110913.190 8110273.570 8110912.140 8110911.090 8110915.290 8110910.040 8110924.950 8110924.950 8110278.460 8110278.460 8110256.800 8109964.190 8111618.290 8111618.290

Z 235.000 233.270 263.390 233.270 233.270 235.000 233.820 231.600 231.600 260.400 260.400 260.300 246.620 243.610 243.610

(M) 235.000 233.270 263.390 233.270 233.270 235.000 233.820 231.600 231.600 260.400 260.400 260.300 246.620 243.610 243.610

ÁREA DE CONTRATO SURUBI – CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI BB MESA ROTARIA (M) 244.000 243.000 273.000 242.450 243.000 244.000 243.000 241.200 241.200 270.000 270.000 267.850 255.780 251.860 251.860

Kb

PROFUNDIDAD MD

PROFUNDIDAD MD

(M) 244.00 243.00 273.00 242.45 243.00 244.00 243.00 241.20 241.20 270.00 270.00 267.85 255.78 252.26 252.26

PERFORADOR (M) 3839.000 3775.000 4041.000 3642.000 3855.000 3981.000 3929.000 3640.000 3818.000 3996.000 4005.000 3882.000 3733.000 3902.000 3938.000

DE REGISTRO (M) 3845.000 3776.000 3990.000 3642.000 3857.000 3984.000 3937.500 3632.000 -----3995.000 ------3882.000 3725.000 3904.000 3942.000

Figura18. Ubicación de los campos en Superficie

2.1.6. Radio de drenaje de los pozos Por referencias teóricas se asume 300 metros el área de drenaje en este tipo de yacimiento. 2.1.7. Punto de fiscalización GAS Es el medidor tipo placa de orificio ubicado en Entre Ríos (Antes del ingreso al gasoducto). Propietario: Repsol E&P Bolivia S.A., YPFB Transporte es propietaria de la instrumentación (Computador de flujo, toma de presión, Temperatura etc.) LÍQUIDOS Es el medidor tipo Corilosis de propiedad de YPFB Transporte, ubicado al lado de la planta Surubí. Nota: Para los contratos de operación de Surubí existe el mismo punto de fiscalización, por lo que en base a este se realiza alocación a cada contrato, tomando en cuenta las pruebas de pozo. 2.2. Descripci ón de lo s pozos Esta área cuenta con 55 pozos perforados en los tres campos: 21 son productivos, 1 abandonado, 30 cerrados, 2 son Sumideros y 1 improductivos. Los pozos están distribuidos en 8 planchadas.

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ESTADO DE POZOS BLOQUE SURUBI JUNIO 2015 Surubi Petaca POZO Y/O LINEA

SRB-A1 SRB-A2 SRB-A3 SUM SRB-B1(zona) SRB-B2 SRB-C1 SRB-C2 SRB-C3st SRB-C4 SRB-C5 SRB-C7-PTC SRB-C8-ST SRB-D1 (Conv) SRB-D2 SRB-D3 SRB-D4st SRB-D5 SRB-I1 (SUM CHACO) SRB-I2 SRB-I3 SRB-I4 SRB-I5

Surubi Yantata ESTADO ACTUAL

POZO Y/O LINEA

SRB-B2 GL CA SRB-C7-YTT CT SRB-C8 (zona) AB GL GL CW GL CT GL GL GL CT GL GL GL GL IW CT CT CT CT

Paloma Petaca

Paloma Yantata

ESTADO ACTUAL

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

CR CR AB

PLM-A3 PLM-A4E PLM-A5E PLM-A6st PLM-A8st PLM-B2 PLM-B3E PLM-B4E PLM-B5 PLM-B6 PLM-B7 PLM-B8-LC PLM-B8-LL PLM-C1 PLM-C10 PLM-C2 PLM-C3 PLM-C3H ST PLM-C4 PLM-C5 PLM-C6 PLM-C7 PLM-C8 PLM-C9 PLM-HZ1 PLM-H2-ST PLM-X1-LPT PLM-X2 PLM-X3

GL CT CT FL FL CT CT GL CT CW CW

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

POZO Y/O LINEA

Surubi BB Yantata ESTADO ACTUAL

POZO Y/O LINEA

P LM-A 3i PLM-A7H PLM-B8-LL PLM-C3-YTT PLM-C4 PLM-C9 PLM-HZ1 PLM-X1-YTT

AB S RB -B B-X 101-P TC FL SRB-BB-X102-LPT (SUM CHACO) CT SRB-BB-X103 CM SRB-BB-X104 LC CT SRB-BB-X108 CT SRB-BB-105 AB SRB-BB-106 AB SRB-BB-107 SRB-BB-109 SRB-BB-110 SRB-BB-111 SRB-BB-112

CAMPO

SRB

PLM

BB

TOTAL

11 1 0 8 1 0 21

8 0 0 18 0 1 27

2 0 0 4 1 0 7

21 1 0 30 2 1 55

EI CT CM CM CT CT GL GL CA CM CT FL FL CT CA CT CT

Surubi BB Petaca

ESTADO ACTUAL

GL SRB-BB-X101-YTT SRB-BB-X104 LL CT CA GL CM CA CM CW GL GL EI GL

POZOS

Productores Abandonados Inyec.agua/gas Cerrados Sumideros Pozo Improductivo

TOTAL

AB Abandonado EA Esperando Abandono EI Esperando Intervención FL Fluyente GL Gas Lift CT Cerrado Temporal CR Cerrado en Reserva CM Cerrado por problemas mecánic os CW Cerrado por invasión de agua PI Pozo improduct ivo IW Inyector de Agua IG Inyector de Gas CA Cerrado por Arena PL Planger Lift

Figura19. Estado de los pozos.

2.3. Descripción de Facilidades de Campo y Planta 2.3.1. Sistema de Recolección y otras Facilidades El campo cuenta con 5 Baterías de producción más 4 planchadas y 1 Planta de procesamiento de Gas. A continuación se describen las diferentes baterías: •

•

Paloma A: Recibe la producción de pozos de Paloma A, Paloma B y Paloma C en alta y baja presión vía poliducto. Se realiza la separación gas-líquido, el agua y crudo obtenidos son enviados a Surubí A vía acueducto y oleoducto, respectivamente. El gas en baja presión se envía a la succión de los compresores booster para luego unirse con los pozos y la producción en alta presión y finalmente a la planta de tratamiento. El gas tratado se envía, una parte a venta y lo demás se utiliza como gas lift. La inyección de gas lift se realiza en forma independiente para Paloma A, B y C. Paloma D (Bloque Bajo): La producción obtenida de los pozos es enviada a la separación gas-líquido. Los líquidos se envían a Surubí A, el gas obtenido y sin tratar se comprime y se reinyecta a los pozo como gas lift. El excedente de gas se envía a Paloma A mediante un gasoducto de alta presión, de diámetro 6”- 680 psi.

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CR FL

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 •

•

•

•


Surubí A : Recibe la producción de los pozos de Surubí A y Surubí C (mediante poliducto), y el gas de pozo proveniente de Surubí NO, Surubí B y Surubí D a través de un único gasoducto de retorno. El gas sin tratar es comprimido y enviado a inyección de gas lift y gas de servicios a Surubí NO, Surubí E, Surubí D y Surubí B mediante un único gasoducto; y de forma independiente a Surubí A y Surubí C. El agua pre - tratada es enviada a Surubí E. El petróleo obtenido y almacenado en SRB-A es enviado a instalaciones de YPFB -Transporte. El excedente de gas, se envía mediante un gasoducto de retorno que colecta el gas excedente de Paloma D, a la planta de tratamiento de Paloma A (Planta Criogénica). Surubí B: La producción obtenida de los pozos es enviada a la separación gaslíquido. El gas se envía directamente a Surubí A mediante un gasoducto y los líquidos son enviados mediante un poliducto para ser almacenados en los 2 tanques de 3000 Bbls en SRB-D. Surubí D: Ingresa la producción de sus pozos, se realiza la separación gas-líquido. El gas es comprimido y se une con la corriente que proviene de SRB-B e ingresa al gasoducto de retorno a Surubí A y los líquidos se almacenan en los 2 tanques de 1500 Bbls para posteriormente ser bombeados mediante oleoducto a Surubí A al igual que los líquidos de SRB-B. Surubí E: Se encuentra la Planta de inyección de agua que recibe toda la producción de agua del campo, el agua recibe un tratamiento químico más filtración para posteriormente ser inyectada dentro de los parámetros exigidos a los pozos sumideros. Planta Criogénica: La planta se encuentra en la Batería Paloma A, recibe todo la producción de gas de PLM-A, PLM-B y PLM-C más el excedente luego de la inyección de GL de SRB-A y PLM-D. La planta realiza el acondicionamiento, tratamiento y fraccionamiento de gas para obtener: Gas en condiciones de venta y licuables (GLP + Gasolina). El proceso de acondicionamiento del gas se lo realiza por absorción con glicol más tamices moleculares y el proceso de fraccionamiento se realiza mediante turbo expansión más refrigeración con propano para la extracción de licuables. El GLP se evacua mediante cisternas y la gasolina se mezcla con el petróleo para su disposición final. El gas de salida de planta cubre el mercado asignado.

•

El gas disponible para inyección de gas lift se utiliza también como gas de servicios para motogeneradores, motobombas, motocompresores y gas de instrumentos de acuerdo a los requerimientos de cada instalación. Particularmente en la planta criogénica de tratamiento de Paloma A se utiliza aire de instrumentos, así como para el panel de ignición de Surubí A y Paloma D. El resto de los consumos son con gas de instrumentos.

3. ACTIVIDADES DE INVERSIÓN – CAPEX 3.1. Introducció n El Programa de Trabajo y Presupuesto del Área de Contrato correspondiente al año 2015 incluye las inversiones necesarias para cumplir con los objetivos trazados para la gestión. Se destaca que las inversiones propuestas en el presente Presupuesto y Página 19 de 108



Programa de Trabajo formado por una serie de actividades que el operador ha puesto a consideración de YPFB, a partir de la promulgación del DS 1202 del pasado 18 de abril de 2012 y de la Resolución Ministerial 128-12 emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en tal sentido, la ejecución de las mismas están vinculadas a la aprobación de dicho Plan de Trabajo. Tipo de Costo

Act iv idad Desarrollo

Subact iv idad Perforación Intervención Sísmica Facilidades de Campo Otros

X E P A C

Total Desarrollo

Total CAPEX

Ejecución Presupuesto Presupuesto Enero - M ayo Aprob ado Modificado (US$) YPFB (US$) YPFB (US$) 758.743 2.388.325 972.336 1.948.645 5.604.200 5.838.527 0 851.312 0 977.671 12.584.487 5.920.163 -5.143 1.233.414 426.101 3.679.915 22.661.739 13.157.127

3.679.915 Nota: los valores expuestos no c ontienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

22.661.739

13.157.127

Variación

Importe (Bs)

-1.415.989 234.327 -851.312 -6.664.324 -807.314 -9.504.612

6.767.460 40.636.148 0 41.204.335 2.965.660 91.573.602

-9.504.612

91.573.602

. Figura 20. Resumen Presupuesto de Inversión Tipo de SUBACTIVIDAD Costo Perforación Total Perforación Intervención

Total Intervención Sísmica Total Sísmica Facilidades de Campo X E P A C

PROYECTO RBO80.4D02.53.PL8ST RBO80.2D01.53.SB112 RBO80.2D01.53.SRD5

Perforación Sidetrac k del poz o PLM-A8ST Perforación SRB-BB112 SRB-D5

A-1 A-2 A-3 A-4 A-5 A-6 A-7 A-29 A-30 A-33

RBO80.5P01.58.SRBA2 RBO80.5P03.58.SRBB104 RBO80.5P04.58.SRBB101 RBO80.5P05.58.PLMC6 RBO80.5P06.58.PLMC7 RBO80.5P07.58.PLMC10 RBO80.5P08.58.PLMC4 RBO80.5P05.58.PLC2 RBO80.5P09.58.PLMB8 RBO80.5P10.58.SRBA1

Pulling SRB-A2 Pulling SRB-BB104 Pulling SRB-BB101 Pulling PLM-C6st Pulling PLM-C7 Pulling PLM-C10 Pulling PLM-C4 Pulling PLM-C2st Pulling PLM-B8 Pulling SRB-A1

A-8

RBO80.5D01.52.SIS-CHQ Sismica Chasqui 3D

A-9

RBO80.2F01.57.TANQ

A-10

RBO80.3F02.57.PY1PL

A-11 A-12

RBO80.3F04.57.PY1SU RBO80.3F07.57.PY1PL

A-13

RBO80.3F08.57.PY1SU

A-14 A-15 A-16

RBO80.3F03.57.PY1SU RBO80.4F01.57.PY1SU RBO80.5F01.57.PY1SU

A-17

RBO80.5P01.57.PY1SU

A-31

RBO80.5P02.57.PY1SU

A-32

RBO80.5A01.57.PY1SU

A-28

Total Facilidades de Campo Otros A-18 A-19 A-20 A-21 A-22 A-23 A-24

RBO80.4G02.50.PY1SU RBO80.5D01.50.VISMR RBO80.5D02.50.VISREC RBO80.5F01.50.PYSU RBO80.5I01.50.PY1SU RBO80.5I02.50.PY1SU RBO80.5I08.50.PY1SU RBO80.4I02.50.PY1SU

Total Otros

Reparación de Tanques Mamoré e Instalación de Techos Flotantes Traslado Centro de Control Planta Criogénica PLM-A Centraliz ac ión Sis tem a de Control Mam oré Optim iz ac ión de Sis tem a de Gas Lift Mam oré Mejoramiento Infraestructuras Logísticas Surubí Fase I Protec ción F&G y Sis tema Contra Inc endios Protec ción Catódic a Surubí- Paloma Construcción Acueducto SRB-A a SRB-E Reemplazo de Horno H-701 PLM A Planta Criogénica Adecuaciones Sistema de Alivio SRB Planta de Tratamiento de Agua ResidualCampamento Pantanal Mobiliario Surubi Visualización Fase 2 MMR Visualización Recuperación Secundaria MMR Inversión para Continuidad Operativa Renovación Tecnológica Crecimiento Vegetativo Implementación de red de servicios en campo Mamoré (Red de Control) Comunicaciones Surubí

Total CAPEX

Ejecución Presupuesto Presupuesto Enero - Mayo Aprobado Modificado (US$) YPFB (US$) YPFB (US$) 941.462 2.388.325 972.336 -81.365 0 0 -101.354 0 0 758.743 2.388.325 972.336 0 830.600 0 0 865.600 865.600 0 880.600 0 0 780.600 780.600 421.973 640.600 457.278 808.913 800.600 800.600 0 805.600 0 717.758 0 926.144 0 0 1.147.705 0 0 860.600 1.948.645 5.604.200 5.838.527 0 851.312 0 0 851.312 0 202.193

889.699

Variación

Importe (Bs)

-1.415.989 0 0 -1.415.989 -830.600 0 -880.600 0 -183.322 0 -805.600 926.144 1.147.705 860.600 234.327 -851.312 -851.312

6.767.460 0 0 6.767.460 0 6.024.576 0 5.432.976 3.182.655 5.572.176 0 6.445.962 7.988.027 5.989.776 40.636.148 0 0

751.687

- 138. 012

5.231.741

345.842

2 22.751

3 77.779

155.028

2.629.345

218.840 17.134

193.802 4.565.521

224.866 30.377

31.064 -4.535.144

1.565.069 211.426

12.096

2.418.603

661.592

-1.757.011

4.604.683

50.457 130.415 0

2.778.663 238.128 855.253

3.100.925 329.521 0

322.262 91.393 -855.253

21.582.439 2.293.467 0

695

422.067

153.884

-268.183

1.071.035

0

0

169.530

169.530

1.179.930

0

0

120.000

120.000

835.200

977.671 0 0 0 0 0 0

12.584.487 39.230 527.508 204.192 191.484 110.000 41.000

5.920.163 0 0 0 155.101 110.000 41.000

-6.664.324 -39.230 -527.508 -204.192 -36.383 0 0

41.204.335 0 0 0 1.079.500 765.600 285.360

0

120.000

120.000

0

835.200

-5.143 -5.143

0 1.233.414

0 426.101

0 -807.314

0 2.965.660

3.679.915

22.661.739

13.157.127

-9.504.612

91.573.602

Nota: los valores expuestos no c ontienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

. Figura 21. Presupuesto de Inversión

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3.2. Descripci ón i nversiones 3.2.1. Exploración Para la gestión 2015 no se tiene previsto actividades de exploración para el área de Contrato Surubí. 3.2.2. Perforación 

A-28: Perforación Sidetrack del pozo PLM-A8ST VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Reducción de US$ 1.415.989 El decremento se debe a optimización de los costos y recursos durante las operaciones de perforación e intervención del pozo. Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Perforación Tiempo estimado del proyecto: 3 meses Cronograma:

Cronograma del Proyecto

Antecedentes El pozo de desarrollo PLM-A8 fue perforado desde la planchada PLM-A para la recuperación de reservas de gas de la estructura del campo Paloma que no están siendo drenadas por los pozos existentes, tanto en el reservorio Petaca como Yantata. Para cumplir con este objetivo se ubicó al pozo PLM-A8 en la cresta de la estructura y se perforó direccionalmente para llegar a la sección de interés (Upper Petaca, Lower Petaca y Yantata Res) minimizando el daño de formación por invasión de fluidos de perforación. En cuanto a la completación del pozo se adoptaron los criterios de maximizar la simplicidad y confiabilidad de la misma de tal forma que se optó por una terminación Página 21 de 108



simple sencilla selectiva. Además, para garantizar una vida útil 10 años se eligió una tecnología adecuada para el control de arena en upper y lower Petaca (Gravel Pack) y dejando a hoyo abierto el reservorio Yantata. Basado en la producción esperada el diámetro de 3 ½” fue el más óptimo para la completación del pozo de acuerdo a los objetivos a completar ajustados al análisis nodal para la producción de gas. También se consideraron los dispositivos de seguridad como válvula SSSCV y los dispositivos para el asentamiento de tapones, memory gauge, etc. Por otro lado, se hicieron escenarios de acuerdo a la completación propuesta sencilla selectiva para producir el pozo en producción conjunta Petaca + Yantata y por separado. Durante la perforación del pozo se presentaron algunos problemas que influyeron directamente en la productividad del pozo el cual hasta la fecha no ha producido, estos problemas se mencionan a continuación: Durante la perforación de la etapa 12.¼” se observaron bastantes problemas en las maniobras con arrastres, empaquetamientos y amagos de aprisionamiento, producto del control de propiedades del lodo. Desde 2750m se observó un incremento en la VE de salida del lodo hasta 105 sg/qt e incremento del ion Calcio de 40 a 120 y de ion Sulfato hasta 300 mg/l. Retiró del sistema 200 bbl lodo y adicionó 180 bbl de fluido agua polímero más desfloculante polimérico para bajar valores reológicos. Iniciar la perforación del tramo con un lodo inhibido y con control de filtrado, originó un agujero en calibre que que posiblemente ayudo a generar amagos de empaquetamiento durante los backreaming. El tiempo de perforación de la etapa 12.1/4” fue mucho mayor que el programado, causado principalmente por la ROP que fue menor que la programada como consecuencia de fallas de las htas de Baker y problemas del equipo. Durante la perforación del tramo de 8 ½” programada a la profundidad 3556 m con lodo de 8.8ppg por considerarse zona depletada, al perforar en 3488 m se entra en una zona de alta presión (Upper Petaca) se detectan 1980UGT, cortando la densidad a 7.2ppg, se cierra BOP y se procede a circular por choke manifold e incrementar la densidad gradualmente @ 10.0 ppg hasta evacuar el gas y quedar con un back ground de 5UGT. Una vez evacuado el gas se procede a circular por directa para normalizar la densidad del lodo sin lograr conseguir igualar la densidad de entrada con el de salida, por la alta espuma que se entrampo en el lodo. Los tratamientos para bajar la espuma se la efectuó con varios antiespumantes, finalmente se logró controlar parcialmente, con lo que se terminó de perforar el tramo hasta 3503 m punto de asentamiento Liner 7”. Durante perforación de la etapa 4.⅛” con caudales de 130 -150 gpm, observa salida

continua por zarandas de sólidos de formación en baja proporción más carbonato de calcio, debido a la geometría del hueco, que emp ezaba con ID de 8.77”, csg de 9 ⅝“, terminando en 4⅛” en hueco abierto; por tanto, la eficiencia de limpieza para este caudal, era muy baja en la cañería de 9 ⅝”, causando asentamiento de gran parte de

los sólidos perforados y del Carb. de Calcio de las píldoras pesadas que se bombearon para las maniobras. La densidad del fluido de Terminación 8.8ppg no fue suficiente para controlar el arenamiento del YANTATA que fue perforado con 9.2ppg lo que posiblemente causo la inestabilidad de OH 4.1/8”.

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Finalmente, debido a los resultados obtenidos después de la perforación y completación se realizan varios intentos para colocar en producción cada una de las zonas Upper –lowe petaca y Yantata sin éxito atribuyéndose la no producción al alto daño que las 3 zonas presentan en virtud de las cavernas registradas durante la ejecución de los registros y adicionalmente a las estimulaciones acidas realizadas que no fueron exitosas debido a la no posibilidad de poder inyectar en ninguna de las zonas algún volumen de ácido. De todo lo anteriormente descrito se concluye que el pozo presenta un alto daño que impide su puesta en producción y se plantea entonces realizar un Sidetrack a la zona del reservorio no dañada con la finalidad de drenar las reservas recuperables que aún existen en este pozo. Objetivo y Just ificación A continuación los objetivos técnicos principales que se han propuesto para la perforación del pozo PLM-A8ST: Desarrollar la reserva de Gas de la estructura de Paloma que no está siendo drenada por el pozo PLM-A8. Para cumplir con este objetivo se deberá perforar la sección de interés (Lower Petaca) Minimizar el daño de formación por invasión de fluidos de perforación. Cero accidentes y/o incidentes personales con pérdida de días. Cero incidentes ambientales. Completar el pozo de tal forma de reducir la producción de arena en superficie. Cumplir estrictamente con todas las normas y políticas de calidad, seguridad y medio ambiente de Repsol E&P Bolivia S.A., así como las vigentes en el Estado Plurinacional de Bolivia.

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- Secuencia Estratigráfica para la Perforación del PLM-A8ST.

Descripción Este proyecto plantea la perforación Sidetrack del pozo PLM-A8 con un TD de 3709 m (MD) una inclinación de 46º al TD (3709 m MD) 115 mts del hoyo original para evitar el área dañada para el reservorio Lower Petaca en el Campo Paloma

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Fig. Ubicación PLM-A8ST y pozos offset.

Cuyas coordenadas de superficie se describen en la siguiente tabla a continuación:

Fig. Coordenadas de Superficie Pozo PLM-A8ST

El objetivo geológico del pozo PLM-A8ST son los cuerpos arenosos correspondientes al miembro inferior de la Formación Petaca. La perforación del pozo PLM-A8ST, tiene por objetivo drenar las reservas del reservorio Lower Petaca en posición estructural favorable eludiendo la zona de daño ocasionada durante la perforación.

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PLM-A8ST y TD final del pozo en 3709 m (MD)

Costos Estimados El costo total estimado del proyecto es US$. 4.745.020. estimado un presupuesto de US$. 972.336 Detalle 2014 Gastos de Gerenciamiento 129.953 Medio Ambiente Ejecución 3.642.731 Contingencia Total 3.772.684

2015 103.342 16.381 852.613 972.336

Para la gestión 2015 se tiene Total 233.295 16.381 4.495.344 0 4.745.020

Riesgos asociados a la ejecución Los riesgos asociados al proyecto están dirigidos a: • • • •

Daño asociado al pozo durante la perforación por el peso de lodo utilizado Alta producción de arena Licencias ambientales Incertidumbres del mapa de facies 3.2.3. Intervención

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PROGRAMA DE TRAB TRABAJO AJO Y PRESUPUESTO PRESUPU ESTO MODIFICADO MODIFICA DO 2015 


A-1: Pulli Pul ling ng:: SRB-A2 SRB -A2 Reducción Total de US$ 830.600 El pozo tiene actualmente una completación 7" Casing 26 #/ft, adicionalmente el espacio anular fue evacuado hasta 4131.36 m MD(RT) (Profundidad de inyección de gas lift); con lo cual la probabilidad de tener colapsos de cañería es alta; siendo muy posible la obtención de los mismos resultados negativos que se dieron en los pozos PLM-C7 y PLM-C10 que evidenciaron colapsos severos de cañerías de 26 #/ft a partir de los 3000 m MD(RT). Por lo anterior, este pozo es retirado de la campaña. En su reemplazo se propone el pozo SRB-A1. Acti Ac ti vidad vi dad:: Desarrollo Sub-actividad: Intervención



A-2: Pulli Pul ling ng:: SRB-BB SRB -BB104 104 SIN VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Acti Ac ti vidad vi dad:: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo Tiempo estimado del proyecto: 1 mes (Ejecución) (Ejecución) Cronograma:


Ant An t ecedent eced ent es: •

•

Pozo con Arreglo Doble selectivo selectivo terminados en LL en Yantata Yantata y LC LC con mandriles mandriles en Petaca ambos con empaque de grava. Posterior a la intervención, intervención, se realizaron varios tratamientos tratamientos ác ácidos, idos, con con fuerte declinación post-ácido y sin alcanzar la producción esperada.

Objetivo: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque . Justificación: El pozo actualmente se encuentra con una producción por debajo de lo esperado; ya Página 27 de 108



que no se pudo aumentar la misma mediante tratamientos ácidos, se plantea realizar esta intervención que permita: Retirar el empaque de grava para tener un incremento increment o de productividad en el pozo sin restricción de flujo. Recuperar el espacio de de los espesores espesores productivos productivos que no se balearon balearon por por el arreglo entre empaques de grava. •

•

Descripción: A continuación se muestra de manera esquemática el desarrollo de la intervención propuesta:

. Esquema Intervención Propuesta

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es 865.600 US$. DETALLE

Monto (US$)

Pulling Planchadas y Facilidades

860.600 5.000

TOTAL

865.600 . Costos Estimados

Riesgos Riesgos asociados a la ejecució ejecució n: El cronograma puede verse afectado por la situación socio política que involucre cierre de vías y acceso a las áreas.

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PROGRAMA DE TRAB TRABAJO AJO Y PRESUPUESTO PRESUPU ESTO MODIFICADO MODIFICA DO 2015 


A-3: Pulli Pul ling ng:: SRB-BB SRB -BB101 101 Reducción Total de US$ 880.600 El pozo tiene actualmente una completación 7" Casing 26 #/ft, adicionalmente el espacio anular fue evacuado hasta 3407.58 m MD(RT) (Profundidad de inyección de gas lift); con lo cual la probabilidad de tener colapsos de cañería es alta; siendo muy posible la obtención de los mismos resultados negativos que se dieron en los pozos PLM-C7 y PLM-C10 que evidenciaron colapsos severos de cañerías de 26 #/ft a partir de los 3000 m MD(RT). Por lo anterior, este pozo es retirado de la campaña. En su reemplazo se propone el pozo PLM-B8, el mismo que completado sin arreglo de gas lift; con lo cual, el espacio anular se encuentra lleno y por lo tanto el problema de colapso en cañerías de 26#/ft, que es la principal restricción en las anteriores Intervenciones con el Equipo de Pulling, quedaría minimizado. Este cambio fue notificado a YPFB y se envió el programa de operación mediante carta a RE&P-BOL 1741/2015 1741/2015 GAC-324-147/2015. GAC-324-147/2015. Se recibió la aceptación aceptación de este cambio por YPFB a través través de la carta GNAC-0634 DDP-334/2015. Acti Ac ti vidad vi dad:: Desarrollo Sub-actividad: Intervención



A-4: Pulli Pul ling ng:: PL M-C6st SIN VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Si bien según la nota RE&P-BOL 1741/2015 GAC-324-147/2015, se solicitó excluir esta actividad después de la evaluación final del pozo se mantiene con el objetivo de incrementar la producción de petróleo. Acti Ac ti vidad vi dad:: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo Tiempo estim ado del del proyecto: 1 mes (Ejecución) Cronograma:


Ant An t ecedent eced entes: es: • •

Pozo con arreglo final de 6 mandriles de GL habilitados a un empaque de grava. En enero del 2004, se realiza fractura fract ura hidráulica intervalo baleado 3913 3916.5m MD (RT) Lower Petaca. Página 29 de 108


•

•


En febrero del 2004, se baleó tramos: 3891-3894 m, 3869-3873 m, 6SPF, DP. Luego re-balea tramo 3879 – 3894 m y 3869-3873 m, 6SPF, BH y se realiza empaque de grava. Se aisló LPT con tapón “PN” 2.3/8” En mayo del 2006, se recupera tapón "PN". Pozo con aporte conjunto del nivel superior con Gravel Pack y del nivel inferior con Fractura Hidráulica. En el 2013, se realizó lavado de relleno y cambio de válvulas de gas lift; sin éxito por presencia de sarro a lo largo de la tubería.

Objetivo: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque . Justificación: Debido a que no se logró recuperar la producción del pozo, se plantea realizar esta intervención que permita: •

•

Retirar el empaque de grava para tener un incremento de productividad en el pozo sin restricción de flujo. Realizar re-baleos a los tramos actuales y adicionar nuevos tramos que no se balearon por el arreglo de empaque de grava.

Descripción: A continuación se muestra de manera esquemática el desarrollo de la intervención propuesta:

Esquema Intervención Propuesta

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es 780.600 US$.

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DETALLE

Monto (US$)


760.600 20.000

TOTAL

780.600 Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: El cronograma puede verse afectado por la situación socio política que involucre cierre de vías y acceso a las áreas. 

A-5: Pulling: PLM-C7 VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Reducción de US$ 183.322 La variación se debe a que no se pudo seguir el programa de intervención en su totalidad, debido a problemas mecánicos del pozo. Por este motivo que se decidió retirar el equipo de pulling de este pozo sin haber logrado completarlo, y reducir los costos incurridos ya que el resultado era negativo. Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo estim ado del proyecto: 1 mes (Ejecución) Cronograma:

. Cronograma del Proyecto

Antecedentes: •

•

La perforación y terminación del pozo se realizó entre junio y agosto del 2001, con arreglo de terminación simple selectivo con tubing de 2 7/8” 8rd de 10 mandriles y dos secciones de empaque de grava (UGP & LGP). El pozo fue intervenido entre junio y julio de 2005. La propuesta era recuperar los empaques de grava, sellar con CF los tramos abiertos del reservorio Petaca (3549-3554; 3590.5-3594.0, 3581-3583 y 3612.5-3614.5 m MD (RT)) para posteriormente realizar la perforación radial rad-tech.

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•


Posteriormente se realizó la segunda intervención entre febrero y abril del 2006, donde se realizan perforaciones laterales horizontales del Nivel I en 3592.57 m y el Nivel II en 3584.62 m. Baja arreglo final de producción con dos packer hidráulico y mandriles para gas lift y finaliza operaciones. En agosto del 2006, se realizó bombeo de grava resinada para controlar el aporte de arena de formación con tope en 3572 m MD (RT); quedando el pozo sin aporte. Se re-perforó la grava resinada con CT, sin poder limpiar por lo que no se logró restituir producción.

Objetivo y Justif icación: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque. Esta intervención consiste en limpiar la grava resinada depositada en el casing y en el interior de los baleos, para poder dejar la cara de la formación libre sin restricción de flujo y con ello poder restituir la producción. Costos Estimados El costo total estimado del proyecto es US$ 457.278 Detalle PLM-C7 Gastos de Gerenciamiento Ejecución

Total 457.278 42.011 415.267

2015 457.278 42.011 415.267

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución El cronograma puede verse afectado por la situación socio política que involucre cierre de vías y acceso a las áreas. 

A-6: Pulling: PLM-C10 SIN VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo estimado del proyecto: 1 mes (Ejecución) Cronograma:

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. Cronograma del Proyecto •

•

•

•

•

En Febrero-Marzo de 2004 se realizó la Terminación del pozo con empaque de grava y tubería 2.7/8” EUE 8rd con 9 mandriles de gas lift. Baleó y probó la Fm Petaca en los siguientes tramos: – 3614 - 3619 m – 3609.5 - 3619 m Amplia baleos en los tramos 3631.0-3635.0 m y 3625.0-3629.0 m, con cañón 3.3/8”, 6SPF, DP. Realiza empaque de grava a todos los tramos abiertos, sin recuperar la producción que se tuvo en las pruebas iniciales sin empaque. Se realizó estimulación ácida, sin lograr restituir la productividad del pozo.

Objetivo: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque . Justificación: Debido a que no se logró alcanzar la producción obtenida en la prueba del pozo previo al empaque, se plantea realizar esta intervención que permita: •

•

Retirar el empaque de grava para tener un incremento de productividad en el pozo sin restricción de flujo. Realizar re-baleos a los tramos actuales y adicionar nuevos tramos que no se balearon por el arreglo de empaque de grava.

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 800.600

Detalle PLM-C10 Gastos de Gerenciamiento Ejecución

Total 800.600 20.000 780.600

2015 800.600 20.000 780.600

Costos Estimados


A-7: Pulling: PLM-C4 Reducción Total de US$ 805.600 El pozo tiene actualmente una completación 7" Casing 26 #/ft (Base: 3736.79 m Página 33 de 108



MD(RT), adicionalmente el espacio anular fue evacuado hasta 3561.87 m MD(RT) (Profundidad de inyección de gas lift); con lo cual la probabilidad de tener colapsos de cañería es alta; siendo muy posible la obtención de los mismos resultados negativos que se dieron en los pozos PLM-C7 y PLM-C10 que evidenciaron colapsos severos de cañerías de 26 #/ft a partir de los 3000 m MD(RT). Por lo anterior, este pozo es retirado de la campaña. En su reemplazo se realizó el pulling al pozo PLM-C2st, actualmente en espera de puesta en producción. Este cambio fue notificado a YPFB. Así mismo, se envió el programa de operación mediante carta RE&P-BOL 450/2015 GAC-071-037/2015 del 10/02/2015. Se recibió respuesta de YPFB y aceptación de esta modificación mediante carta GNAC-0177 DDP-083/2015 del 19/02/2015. Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Intervención 

A-29: Pulling: PLM-C2st NUEVO PROYECTO Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo estimado del proyecto: 1 mes (Ejecución) Este pozo es el reemplazo del pozo PLM-C4 en el programa de Pulling. Se notificó a YPFB del cambio y se envió el programa de operación mediante carta a RE&P-BOL 450/2015 GAC-071-037/2015. Se recibió la aceptación de este cambio por YPFB a través de la carta GNAC-0177 DDP-083/2015. Cronograma:


Antecedentes: Se realizó la perforación entre los meses de diciembre 1997 y enero de 1998 y un reentry en el mes de diciembre del 2002. •

22 Febrero – 01 marzo de 2003

Realiza ensayo de pozo en planchada con Equipetrol/WT, últimos datos de producción con inyección por gas lift. CK HRS 64/64” 2 64/64” 2

FTP 150 150

BOPD 216 199

MSCF/D BWPD GOR 242 0 1120 181 0 909

API 39.2 39.2 Página 34 de 108

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 64/64” 2 64/64” 2 •

150 150

211 252

186 224


0 0

881 889

39.2 39.2

06 – 09 Marzo 2003

Realiza Tratamiento acido.

Con EQUIPETROL/WT, recupera tratamiento ácido y mide caudales de producción. CK HRS FTP BOPD MSCF/D BWPD GOR API 64/64” 2 350 210 179 51.6 852 38.4 64/64” 2 350 197 160 49.2 813 38.4 64/64” 2 350 210 178 36.0 848 38.4 64/64” 2 350 172 166 30.0 967 38.4 •

Re-Terminación: 28 de Marzo - 19 de Mayo 2004

Recupera arreglo de producción, realiza fractura hidráulica por tubería 3 ½” en los tramos: 3795.5 – 3797.5; 3798.5-3799.5 m MD(RT). •

25 – 31 Mayo 2004

Arranca pozo en planchada con prueba de LGP. Conectó pozo a planta. Inicia prueba de producción en Fm. Lower Petaca, Tramos: 3786-3792; 3795.5-3797.5; 3798.5-3799.5 m (LGP).

Fecha

Oil BPD

Agua BPD

Gas

MPCD

Ps

Psi

CK

n/64”

API

31-May-04

225 193 2641 200 64 43.9 Presencia de arena en superficie, se reduce orificio. 01-Jun-04 131 58 2267 1000 20 43.9 02-Jun-04 158 45 2764 1000 24 43.9 04-Jun-04 290 52 2247 1200 22 43.9 05-Jun-04 294 66 2229 1200 22 43.9 08-Jun-04 109 15 2697 1135 22 43.9 09-Jun-04 294 54 2565 990 22 43.9 18-Jun-04 281 12 2697 1065 24 43.9 20-Jun-04 221 21 2485 1180 24 43.9 Intenta lavar arena con CT, negativo porque no se tiene Retorno de fluido en superficie. Abre pozo nuevamente a producción. 23-Jun-04 167 35 2338 1110 22 43.9

•

08 Julio 2004

Con unidad Slickline realiza calibración de pozo y baja arreglo con filtro Stratacoil. •

Junio – Agosto 2014

Pozo queda cerrado por arenamiento. Se realiza lavado de relleno con espuma hasta profundidad de filtros. Se intenta recuperar mandril, sin éxito. Slickline, verifica presencia de material viscoso a 40 m de filtros. Se realiza disolución de material viscoso con solvente y alivianamiento de columna con N2, sin observar reacción. Detecta tope de arena a 80 m de filtros. Lavado de relleno con espuma en dos

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carreras hasta profundidad de filtros. Arranca pozo sin observar reacción. Detecta tope de relleno a 70 m de los filtros con SL. Pozo queda cerrado. Objetivo: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque . Justificación: El pozo actualmente se encuentra cerrado por arenamiento, se plantea realizar esta intervención que permita recuperar un estimado de reservas técnicas remanentes. Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 926.144 DETALLE

Mont o (US$)


910.144 16.000

TOTAL



A-30: Pulling: PLM-B8 NUEVO PROYECTO Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo estimado del pro yecto: 43 días (Ejecución) Se notificó a YPFB del cambio y se envió el programa de operación mediante carta a RE&P-BOL 1741/2015 GAC-324-147/2015. Se recibió la aceptación de este cambio por YPFB a través de la carta GNAC-0634 DDP-334/2015. Cronograma:

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Antecedentes: La perforación se realizó entre 14 de Febrero y 11 de abril de 2005 y la terminación entre del 17 de abril y 02 de Junio de 2005. Octubre – Noviembre 2005: Workover N°1

Recupera y cambia arreglo de producción. Pozo con Arreglo final con empaque de grava. Form: Yantata. Tramo baleado (2570,5 – 3574,0 m) Arreglo final con Tubería 2.7/8” AMS. Agosto - Septiembre 2006: Workover N°2

Sacó arreglo de producción y bajo arreglo de producción Doble selectivo con tubería 2 3/8” TS-HP. Doble selectivo en la LC por tener en Lower Petaca dos niveles productores separados por un Packer Dual @ 3511,02 m MD (TH). Form. Baleada: Lower Petaca: 3518-3527 m; 3488 – 3493 m. LC: 22 – 28 Septiembre 2006

Se realiza pistoneo con Slickline en LC, nivel habilitado 3518-3527 m, pozo en prueba de producción en planchada por CK 16/64”, 1560 psi, BOPD 55, BWPD 0, Gas 1724 MPCD, arena promedio 0.5 kg/h. Conectó pozo a planta de producción con desarenador y manifold alquilado a Equipetrol. LC: 03 Octubre – 07 Diciembre 2006

Conpropet monta equipo en Línea larga. Baja calibrador 1.13/16” hasta 11690 pies-TH, 9 pies por debajo de SSD “XU” rota, luego coloca tapón “PX” 2.3/8” en Niple “X” @ 11627 ft MD (TH). SA baja CT con Jet 1.11/16” hasta 3545 m. Bombea 5 Bbl de Resisol al 10% para limpieza de tubería Línea larga. Circula hasta tener retorno Programa Operativo PLMB8 limpio. Saca CT a superficie. Conpropet recupera tapón “PX” 2.3/8” de 11627 piesTH. BJ monta equipo y conecta línea de bombeo a LL. Llena pozo con 6 Bbl de KCl y bombea 6 Bbl de HCl al 10%, desplaza con 50 Bbl de KCl. Realiza PI con 127 Bbl a 1, 2, 3 y 4BPM /160-986-1760-2967 Psi respectivamente. Con Slickline detectó tope de arena en 11515 pies-TH. Pozo queda en reposo por 24 hrs. Conpropet realiza 7 carreras de pistón, nivel inicial 0 pies, máxima profundidad pistón 1100 pies, último nivel 60 pies, induce surgencia. (LL) Pozo en prueba de producción y eliminación del fluido bombeado por ck 10-8/64”. BOPD 24, BWPD 138, Gas 95 MPCD, Salinidad 4500 ppm. Fluido recuperado acumulado 2737 Bbl, Prod. arena promedio 3 kg/dia, Arena acumulada: 7 Sx (arena fina). Pasó flujo a planta de producción con desarenador y manifold alquilado de Equipetrol. Objetivo: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Lower Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque . Justificación: El pozo actualmente se encuentra cerrado, se intentó habilitar este pozo con una Página 37 de 108



intervención sin equipo en el 2014 sin éxito. En esta oportunidad, se plantea habilitar el mismo con una Intervención con Equipo de Pulling, con lo cual se logrará: • •

Retirar arreglo Dual selectivo y balear nuevos tramos de interés (Lower Petaca). La completación del pozo será simple (packer y tubería con mandriles de gas lift y filtros).

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 1.147.705.DETALLE

Mont o (US$)


1.132.705 15.000

TOTAL

1.147.705 Costos Estimados


A-33: Pulling: SRB-A1 NUEVO PROYECTO Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Intervención Tiempo estimado del pro yecto: 45 días (Ejecución) Cronograma:


Antecedentes: Se realizó la perforación entre los meses de noviembre 1991 y enero de 1992 y un reentry entre el mes junio 1992 y la terminación en agosto de 1992. El workover N°02 se realizó en enero 1997. En el 2014 realizó baleo-through tubing 3338-3350 m MD (RT); 3352.5 – 3354 m MD (RT). Pasó flujo a planta de producción con desarenador y manifold instalado.

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Objetivo: El objetivo principal es drenar las reservas de petróleo remanentes del reservorio Lower Petaca para incrementar el factor de recobro del área del bloque . Justificación: Se plantea incrementar la producción con una Intervención con Equipo de Pulling, con lo cual se logrará:  Retirar el empaque de grava para tener un incremento de productividad del reservorio sin restricción de flujo.  Realizar re-baleos a los tramos actuales y adicionar nuevos tramos que no se balearon por el arreglo de empaque de grava. Descripción A continuación se muestra de manera esquemática el desarrollo de la intervención propuesta:

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 860.600. DETALLE

Mont o (US$)


835.600. 25.000.

TOTAL


Riesgos asociados a la ejecución: El cronograma puede verse afectado por la situación socio política que involucre cierre de vías y acceso a las áreas.

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3.2.4. Sísmica 

A-8: Sísmica 3D Chasqui

Reducción Total de US$ 851.312 Este proyecto de Sísmica 3D para revaluación del área, inicialmente fue concebido como parte del Área de Contrato Surubí (Campos Surubí, Bloque Bajo y Paloma). Mediante este presupuesto modificado este proyecto se asigna al Área de Contrato que corresponde: Mamoré I, Surubí Noroeste. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Sísmica

3.2.5. Facilidades de Campo 

A-9: Reparación de Tanques Mamoré e Instalación de Techos Flotantes (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Reducción de US$ 138.012. La reducción presupuestaria se debe primordialmente a retrasos en las obras por motivos climáticos. Otro factor que causó el desplazamiento de presupuesto para el 2016 es que los tanques de 10,000 bbls se encararan secuencialmente y no paralelamente como se tenía planificado. Actividad: Desarrollo. Sub-actividad: Facilidades de campo. Tiempo estimado de ejecución: 47 meses

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Cronograma:


Antecedentes: El presente proyecto fue previamente aprobado y actualmente se encuentra en etapa de ejecución. Repsol E&P Bolivia S.A. posee tanques de almacenamiento de Petróleo, Condensado y Agua de Formación. En algunos de estos activos, por el tiempo de servicio que llevan dentro de las Plantas de Proceso, es necesario realizar trabajos de limpieza y reparación o de mantenimiento preventivo contra la corrosión interna en las chapas del fondo y en las paredes de los mismos. Objetivo: El objetivo del proyecto es el de Limpieza, Vaporización y Reparación Interna/Externa de Tanques de Almacenamiento de Petróleo, Condensado y Agua de Formación mediante la tecnología “Plástico Reforzado con Fibra de Vidrio (PRFV), Pintura Epoxica, poliuretanica, epoxi EFB de 3M y sellado de zonas que presentan perdida de metal, mediante soldaduras bi-componentes en frio reforzados con acero y cerámica”. Además, la instalación de techos flotantes internos (Membranas) para los tanques de condensado y/o petróleo, con objeto de eliminar los venteos fríos de los mismos. Adicionalmente, se solicita también la calibración y certificación de los tanques por una institución oficialmente reconocida en Bolivia y la elaboración de las respectivas tablas de calibración de cada unidad. Descripción de las Operaciones: Los trabajos a efectuarse en los diferentes tanques de Repsol E&P Bolivia S.A contempla los siguientes aspectos:

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PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 • •

•

• •


Limpieza y vaporización interna de los tanques. Provisión e instalación de revestimiento interno de tanques de almacenamiento de petróleo y condensado. Provisión e instalación de revestimiento interno de tanques de almacenamiento de agua de formación. Instalación de techos flotantes. Calibración y Certificación de los tanques.

Justificación: Con este servicio, se lograra una protección externa, mejorando la vida útil del sistema de almacenamiento en tanques. Por otro lado, con este servicio se adecuaran los tanques a normas, para de esta forma cumplir con las recomendaciones y requerimientos de seguridad y medio ambiente. Costos Estimados: El costo estimado total del proyecto es de US$ 2.055.539 para la gestión 2015 se estima ejecutar US$ 751.687. Presupuesto Clase 2: Detalle Reparacion de Tanques Mamore e Instalacion de Techos Flotantes Gastos de Gerenciamiento MASC Ejecución Contingencia

Total 2.055.539 607.081 59.015 1.274.924 114.519

2014 700.065 173.390 526.675

2015 751.687 205.124 26.557 520.006

2016 603.787 228.567 32.458 228.243 114.519

. Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: Problemas sociales, bloqueos, paros, conflictos en el área que obliguen a paralizar las obras, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. Disponibilidad oportuna de los tanques en función a no perjudicar la operación. 

A-10: Traslado Centr o de Contr ol Planta Criogénica PLM-A (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Incremento de US$ 155.028.El incremento en el estimado 2015, se debe a demoras durante la ejecución de la obra en el último trimestre del año 2014, que desplazaron varias actividades para la gestión 2015. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Tiempo estimado del proyecto: 20 Meses

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Cronograma:


Antecedentes: Este proyecto fue previamente aprobado y actualmente se encuentra en etapa de recepción provisional. En PLM A, se tiene instalada la Planta criogénica para secado de gas y producción de GLP, la misma cuenta con un sistema de Control mediante PLC Allen Bradley y Sistema de comunicación y HMI muy obsoletos (MONICO), los cuales requieren ser reemplazados de manera urgente, para permitir su monitoreo y control de todos los parámetros operativos, para ello se propone la implementación de un nuevo sistema de control Delta V. Objetivo: El alcance del servicio consiste en la provisión de los equipos (Hardware y Software) y la instalación, adecuación, complementación, configuración y puesta en operación de todos los componentes necesarios para el nuevo Sistema de control Delta V y el traslado de dicha información a la Sala de control ubicada a unos 100 m. de la Planta criogénica dentro el enmallado de PLM-A, además de automatizar 20 lazos de control críticos en la planta para su monitoreo y control desde el DCS. Justificación: Se requiere de manera imperiosa se actualice el sistema de control de la planta criogénica y se traslade la sala de control de dicha planta en Paloma A, a un lugar más seguro para tener un sistema de control actualizado con mayor protección de instalaciones y personas. Descripción: El alcance de la ejecución consiste en: Desarrollo de ingeniería de detalle (arquitectura) realizando los ajustes a obra correspondientes garantizando la funcionalidad esperada de los equipos e instalaciones. La provisión de los equipos, materiales, consumibles, incluyendo el transporte necesario para la puesta en obra. La contratación del servicio que ejecute la instalación, adecuación, complementación, configuración y puesta en operación de todos los componentes necesarios para el Sistema de control Delta V y el traslado de dicha información a la •

•

•

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Sala de control; incluyendo obras civiles necesarias como fundaciones, excavaciones, rellenos, etc. Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es USD 642.266 Para la gestión 2015 se tiene estimado un presupuesto de USD 377.779 Presupuesto Clase 2: Detalle Adecuacion y Traslado del Si stema de Control Planta Criogénica - PLM Gastos de Gerenciamiento MASC Ejecución

Total

2013

2014

2015

642.266

5.515

258.972

377.779

73.282 26.660 542.324

5.515 0 0

27.977 0 230.995

39.790 26.660 311.329

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: La importación oportuna de equipos y materiales podría demorar el cronograma, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. 

A-11: Centralización Sist ema de Control Mamoré (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Incremento de US$ 31.064.El incremento en el estimado 2015, se debe a demoras durante la ejecución de la obra en el último trimestre del año 2014, que desplazaron varias actividades para la gestión 2015. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Tiempo estimado del proyecto: 23 meses Cronograma:


Antecedentes: El presente proyecto fue previamente aprobado y actualmente se encuentra en la etapa de recepción provisional.

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Originalmente las condiciones operativas de los sistemas de control disponían de un Sistema de control Delta V versión 7.3 el cual quedo obsoleto, por ello se planteó el presente proyecto para la adecuación, complementación y habilitación para la centralización del sistema de control de las comunicaciones entre instrumentos y el controlador Delta V actualizado que centralizará en la Planta de SRB-A, toda la información de las plantas, baterías y pozos especificados en el bloque Mamoré para su monitoreo y control. Objetivo: El objetivo del presente proyecto consiste en el desarrollo de la arquitectura de red (ingeniería de detalle), la provisión de equipos, servicios de adecuación, complementación y habilitación para la centralización del sistema de control de las comunicaciones entre instrumentos y el controlador Delta-V ubicado en Surubí A, para las Áreas Mamoré I, Campo Surubí Noroeste y Área Surubí, Campo Paloma, Surubí, Surubí Bloque Bajo. Justificación: Técnicamente se requiere instalar un sistema integral para monitoreo y control, que permita monitorear y controlar el funcionamiento de todas las plantas y baterías existentes en Mamoré, ya que varios se encuentran en estado obsoleto. Descripción: Las actividades necesarias para la implementación del proyecto en las ubicaciones SRB-A, SRB-B, SRB-C, SRB-D, SRB-NO, PLM-A, PLM-B, PLM-C, PLM-D son: •

•

Desarrollo de ingeniería de detalle garantizando la funcionalidad esperada de los equipos e instalaciones. La provisión de los equipos, materiales, y consumibles, incluyendo el transporte necesario para la puesta en obra.

La contratación del servicio que ejecute la instalación, adecuación, complementación, configuración y puesta en operación de todos los componentes necesarios para la centralización del sistema de control para todas las plantas y baterías que forman parte del Bloque Mamoré; Incluyendo obras civiles necesarias como fundaciones, excavaciones, rellenos, etc.

•

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 1.401.656 Para la gestión 2015 se tiene estimado un presupuesto de US$ 224.866.

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Presupuesto Clase 2: Detalle Centralizaci ón Si stema de Control MMR Gastos de Gerenciamiento MASC Ejecución Contingencia

Total 1.401.656 193.100 11.771 1.196.785 0

2013 11.867 5.515 0 6.352 0

2014 1.164.923 150.121 0 1.014.802 0

2015 224.866 37.464 11.771 175.631 0

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: La importación oportuna de equipos y materiales podría demorar el cronograma, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. 

A-12: Optimización de sistema gas lift Mam ore (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Reducción de US$ 4.535.144 La reducción presupuestaria se debe a la cancelación de proyecto. Una vez que se elaboró la ingeniería básica, se realizó un estudio de factibilidad económica, los resultados no fueron satisfactorios, por lo cual te tomo la decisión de cancelar el proyecto. Actividad: Desarrollo Sub-Actividad: Facilidades de Campo Tiempo esti mado de ejecución: 39 meses Cronograma


Antecedentes El presente proyecto fue previamente aprobado. Actualmente el Bloque cuenta con:

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• •


Una planta criogénica (40 Mscfd) que extrae GLP y Gasolina: el gas de salida de planta cubre el mercado asignado y alimenta el sistema de inyección de Gas Lift en Paloma. Una planta de inyección de agua. 5 baterías de separación primaria: SRB-B, SRB-D, SRB-A, PLM-A y PLM-D. Todas envían el petróleo a Surubí A, donde se almacena para luego ser entregado para su disposición final.

El gas combustible utilizado en SRB-A y PLM-D es un gas rico en licuables que proviene del sistema de GL. El gas combustible rico se utiliza en las unidades motrices: Boosters, Compresores GL, Generadores Eléctricos, Bombas de Transferencias y Servicios Generales. El caudal promedio de consumo en Surubí es de 900 Mpcd y en Paloma es de 140 Mpcd, haciendo un total promedio de 1.040 Mpcd. De acuerdo a las recomendaciones del área de Desarrollo, es necesario que la línea de flujo de gas lift PLM-SRB utilice gas seco, el cual mejorará el rendimiento de las válvulas de gas lift. De acuerdo a las recomendaciones del Análisis HAZOP realizado, se sugiere mejorar la calidad del gas combustible utilizando en su lugar un gas residual seco, para no dañar los equipos ni perder una potencial extracción de líquidos. Objetivo Inicialmente el objetivo era el de mejorar la eficiencia y proteger los equipos rotativos, se prevé construir un gasoducto de 6”, entre PLM-C y SRB-A, para reemplazar el gas combustible rico por un gas combustible seco así como de gas lift tanto en SRB-A como en PLM-D. Para este objetivo se tiene que elaborar la ingeniería del proyecto, con todos sus documentos de soporte, para poder tener un mejor nivel de detalle para poder ejecutar el mismo. Además se instalaría una nueva instalación compresora en Surubí NO, la cual permitirá incrementar la presión de inyección en las válvulas de Gas Lift en los pozos de dicha locación. Descripción de las Operaciones El alcance de la ejecución consistía en: • • • • •



Elaboración de ingeniería básica Mejoras de compresión y adición de compresión. Construcción de un nuevo ducto para el sistema de gas lift Modificación de la alimentación de compresores y generadores a explosión Gestión de compra adelantada de materiales. Mejoras de compresión y adición de compr esión Se analizará entre dos opciones: 1) El alquiler de compresor o 2) Realizar el revampeo de los compresores de venta o inyección de Paloma A para poder Página 47 de 108



incrementar la presión de descarga del gas de venta y futuro gas de gas lift a una presión mayor a la actual (1.400 psi), teniendo como presión de diseño la MAPO de la cañería de 4” que será evaluada durante la ejecución del proyecto. Se plantea elevar la presión de descarga para optimizar la energía entregada, el caudal y la velocidad de flujo ya que se modificarán las condiciones de diseño de los sistemas de gas lift. 

Construcc ión nuevo sist ema de gas lift Se deberá realizar la construcción de un nuevo ducto de 6” desde la descarga de los compresores de Paloma A hacia Surubí A, donde se vinculará dicho gasoducto con la cañería de 4” existente que lleva gas húmedo en la actualidad desde Surubí A hasta Surubí NO. La principal meta es reemplazar dicho gas húmedo por gas en especificaciones tratado en Paloma A en todos los tramos. Dado que la cañería de 4” no puede soportar una MAPO de 2.000 psi, y que también, para los pozos con gas lift de SRB B y SRB D no es necesario tan alta presión en el sistema de Gas Lift, se deberá incrementar la presión a 2.000 psi solamente para SRB NO, por lo que se plantea incrementar la compresión en las cercanías de la locación anteriormente nombrada, por lo que se podrá utilizar compresores reciprocantes, o electro compresores alimentados por una micro turbina con el mismo gas que llevará esta cañería. Se construirá un nuevo ducto de alta presión de 3” de SRB B a SRB NO.



Modificación de la alimentación de com presores y generadores a explosi ón Actualmente, los generadores y compresores con motores a explosión desde Surubí A hasta SRB No están alimentados por gas húmedo y rico en licuables, lo que genera contra explosiones, disminución del rendimiento, pérdida de confiabilidad, pérdida de licuables, etc. El ducto nuevo de 6” que vinculará Paloma A y Surubí A permitirá que se pueda enviar gas en condiciones adecuadas para uso de gas combustible en todo el bloque Mamoré. Para poder traer todo el gas producido y recuperado de SRB A hacia PLM A se deberá construir un nuevo ducto de 6” el cual ira paralelo al ducto de 4” existente.

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Dado que los resultados del análisis de factibilidad económica del proyecto dieron insatisfactorios, se decide cancelar el proyecto. Justificación La ejecución de este proyecto está asociada a los niveles de producción que se alcancen en la campaña de perforación que se está llevando adelante en el Área de Contrato; niveles que no alcanzaron para hacer viable económicamente este proyecto. Es por eso que solamente se pide en este PTP, los costos incurridos a la fecha. Costos Estimados El costo total estimado del proyecto es US$ 253.264. Para la gestión 2015 se tiene estimado un presupuesto de US$ 30.377 Presupuesto Clase 2: Detalle Optimización del Sistema de Gas Lift Mamore Gastos de Gerenciamiento MASC Ingeniería Leasing e Instalacion de Compresores Construcción de PEM de Ductos Contingencia

Total 253.264 0 0 243.264 0 0 10.000

2013 97.266

2014 125.621

2015 30.377

97.266

125.621

20.377

10.000

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: Problemas sociales, bloqueos, paros, conflictos en el área que obliguen a paralizar las obras, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. Retraso en la gestión de adquisiciones de materiales y equipos. 

A-13: Mejoras Infraestructura Logística Bloque Surubí Fase I (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Reducción de US$ 1.757.011 La reducción presupuestaria se debe principalmente al desplazamiento de la construcción del campamento para la gestión 2016. Se realizó el proceso licitatorio, el mismo que fue dado de baja porque no hubieron ofertas dentro del presupuesto referencial. Se optó por elaborar la ingeniería de detalle y volver a licitar la construcción. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Tiempo estimado del proyecto: 34 meses

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Cronograma:


Antecedentes: El presente proyecto fue previamente aprobado y actualmente se encuentra en etapa de licitación. Se ha decidido activar un plan de mejoramiento de las infraestructura de logística del campo Mamoré. Las obras que se ejecutaran primordialmente son: 1) Ampliación del Campamento en SRB-A, 2) Modificación del almacén y 3) la adecuación del taller de mantenimiento ambos en Surubí A. 1) El campamento Pantanal, frente a la Planta PLM-A, fue construido en 1999 de forma temporal, para la construcción de la Planta de Gas de PLM-A, las edificaciones fueron efectuadas con portacamps, con el objetivo de brindar alojamiento y logística al personal de construcción. El campamento brinda alojamiento con una capacidad para 30 personas permanentes y 20 eventuales que trabajan para los campos de Paloma y Surubí, siendo el centro de operaciones para las empresas contratistas. Actualmente se está llevando a cabo una reorganización operacional, luego de la cual se deberá dimensionar las necesidades de infraestructura física y de personal. Este análisis permitirá diseñar adecuadamente, eficientemente y aumentar la capacidad del campamento. Debido a esta reorganización operacional se ha decidido por desafectar el personal propio de Repsol alojada en esta instalación y dejar el área solo para el personal de las contratistas. Para esto se construirá un nuevo módulo en SRB-A para albergar a personal propio de Repsol y se adecuara el área desalojada del Campamento Pantanal lista para la colocación de nuevas casetas si fuera necesario (se dejará el área ripiada con vigas de hormigón de apoyo para asentar los contenedores). 2) Actualmente existe un taller de mantenimiento, Surubí A, el cual está montado bajo un galpón metálico. Dentro del mismo se encuentran ubicados contenedores metálicos para los distintos usos. El taller no está cerrado perimetralmente, lo que interrumpe trabajos de mantenimiento por mal clima (lluvias, vientos, etc.), además que no cuenta con el equipamiento necesario, (puente grúa, etc.) por lo tanto no es un lugar adecuado para el fin con el que fue diseñado. Se requiere realizar la

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inversión en Mamoré para disponer de un taller de mantenimiento adecuado, según los requerimientos de la Jefatura de Mantenimiento. 3) En la misma locación, Surubí A, se encuentra ubicado el almacén que abastece a

las operaciones del bloque Mamoré. En la actualidad, el almacén no cuenta con oficinas adecuadas para el personal, no tiene baño, almacén de documentos y el perímetro externo de materiales del almacén se encuentra en espacio abierto. El almacén en su interior no cuenta con los suficientes extractores eólicos ni con un depósito externo adecuado para el acopio de combustibles y lubricantes. Objetivo: El objetivo del proyecto es dar alojamiento adecuado para el creciente número de personal que está en campo, proveer de espacios adecuados para los trabajos necesarios en el taller y almacén, basándose en normas que rigen la salud ocupacional. Justificación: Con el propósito de poder brindar óptimas condiciones de alojamiento y logística para personal que efectúa las operaciones de los campos de Paloma y Surubí y además sub sanar las observaciones de SMA sobre el estado actual de campamento, se ha planificado la construcción de ambientes definitivos con materiales idóneos para su permanencia y menor mantenimiento, de esta forma tener la capacidad de soportar la logística de esta área de forma definitiva. Descripción:

1) Ampliación de Campamento SRB-A El alcance de la ejecución consiste en la elaboración de ingeniería de construcción, provisión de materiales y construcción del campamento con los siguientes ambientes y según la siguiente distribución: •

36 Dormitorios individuales en SRB-A

Se diseñaran y programaran las tareas de ejecución para que puedan ejecutarse las mismas sin interferir en el descanso del personal, y no desafectar el campamento existente hasta que se termine las ampliaciones. 2) Ampliació n de Taller de Mantenimiento: La ampliación del taller de mantenimiento contará con los siguientes ambientes: Baterías de baños Oficina para el personal de mantenimiento Laboratorio químico Oficina/depósito de herramientas. Área de trabajo central •

• • • •

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También se proveerá equipamiento idóneo para las actividades que se realizan en el taller como ser: • • •

Compresor industrial de aire Puente grúa de 3 Ton Mesas metálicas con repisas perimetrales

3) Adecuación de Almacén: La adecuación del almacén contará con los siguientes ambientes: • • • • •

Oficina y baño para personal del almacén. Oficina apta para almacenar documentación. Cerramiento perimetral del almacén con malla olímpica. Instalación de 3 nuevos extractores eólicos. Construcción de nuevo depósito de combustibles.

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 2.476.962 Para la gestión 2015 se tiene estimado un presupuesto de US$ 661.592 Presupuesto Clase 3: Detalle Mejo ras de Infraestructura Logística Blo que Surubí Gastos de Gerenciamiento MASC Construcción Campamento Pantanal Adecuación Taller Mantenimiento SRB-A Construcción y Adecuación SRB-A Contingencia

Total 2.476.962 422.510 262.541 1.153.675 144.206 135.626 358.404

2013 9.350 1.272

2014 38.510 5.291

2015 661.592 204.692 194.280

24.085 8.078 9.134

2016 1.767.510 211.255 68.261 1.129.590

136.128 126.492 358.404

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: El tiempo necesario para la selección y aprobación de proveedores para el servicio de construcción podría demorar el cronograma, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. Debido a la alta demanda de trabajo referida a construcciones civiles en los departamentos de Santa Cruz y Cochabamba las empresas no poseen interés en cotizar este tipo de obras debido a la complicada logística, lo que representa un alto riesgo de reducir la cantidad de oferentes al presente proyecto. Una mitigación a este riesgo es la de usar contratos existentes en la zona.

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PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 


A-14: Protección contra Incendios y F&G para Mamoré (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Incremento de US$ 322.262 El incremento se debe a que las actividades a realizar en las baterías de SRB A, SRB D, PLM A y PLM D estaban planificadas ejecutarse entre las gestiones 2015 - 2016, pero de acuerdo a los avances del proyecto se estima ejecutar la mayor parte durante la gestión 2015. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Tiempo estimado del proyecto: 32 meses Cronograma:


Antecedentes: El presente proyecto fue previamente aprobado y actualmente se encuentra en etapa de licitación para el Servicio de montaje y para compra de materiales tanto para el sistema F&G y Sistema contra incendios. Se ha evidenciado que actualmente las condiciones operativas de los sistemas de F&G y sistemas contra incendios en las plantas y baterías del bloque Mamoré no son las óptimas requeridas además de ser sistemas antiguos y que requieren modificaciones para poder adaptarse a las normas internacionales de la NFPA y las normas específicas de REPSOL por ello se plantea realizar la implementación de un sistema de F&G y sistema contra incendios basado en un estudio de relevamiento de las condiciones reales actuales. Objetivo y Justif icación: Objetivo El objetivo del presente proyecto consiste en realizar la provisión, instalación y montaje del sistema de F&G y sistema contra incendios incluyendo adecuaciones y actualización de planos de los sistemas, de acuerdo a las normas internacionales de la NFPA y las normas específicas de REPSOL referente a sistemas de F&G y protección contra incendios.

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Justificación La seguridad de las personas e instalaciones, en cumplimiento de la normativa marco actual vigente, entre ellas: “Prevención y mitigación de incendios, explosiones y fugas toxicas (458-NO032MG)” y “Gestión del riesgo de seguridad y medio ambiente en activos industriales (353-NO030MG)”. Descripción: La implementación de este proyecto incluye las siguientes actividades: •

Procura: Provisión de Equipos y Materiales durante gestión 2014-2015

•

Montaje: Instalación y Montaje (A partir de 2do semestre 2015) de : •

Sistema contra incendios: En SRB B y SRB E: Implementación de sistemas nuevos Sistema F&G: En SRB B y SRB E: Implementación de sistemas nuevos SRB A, SRB D, PLM A y PLM D: Trabajos de Mantenimiento, adecuación y puesta en marcha. −

•

− −

Servicios que comprenden el mantenimiento de los sistemas actuales así como la instalación, adecuación, complementación, configuración y puesta en operación de todos los componentes necesarios para el buen funcionamiento. Comisionado y puesta en marcha, actualización de planos a escala de las redes, planes de inspecciones y pruebas. Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 3.987.348. Para la gestión 2015 se tiene estimado un presupuesto de US$ 3.100.925. Presupuesto Clase 5: Detalle Protección F&G y Sistema contra Indendios Gastos de Gerenciamiento MASC Ingeniería Ejecución

Total 3.987.348 84.000 81.968 74.583 3.746.797

2013 87.442 12.859

2014 19.186 2.718 16.468

2015 3.100.925 52.825 36.200

2016 779.795 15.598 29.300

3.011.900

734.897

74.583

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: Problemas sociales, bloqueos, paros, conflictos en el área que obliguen a paralizar las obras, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. Posibles retrasos durante la adquisición de materiales y equipos.

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A-15: Protección Catódica Surubí-Paloma (Carry Over)

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Incremento de US$ 91.393 El incremento se debe a demoras durante el proceso de licitación y adjudicación del servicio EPC, desplazando así la ejecución para la gestión 2015. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Tiempo estimado del proyecto: 22 meses Cronograma:


Antecedentes: •

•

•

Este proyecto fue previamente aprobado y actualmente se encuentra en etapa de ejecución. En el año 2010 se realizó un estudio de ingeniería para la implementación de los sistemas de protección catódica en Mamoré, sin embargo el estudio estaba adecuado para las instalaciones existentes en ese momento, por lo cual se tuvo que realizar un nuevo relevamiento con el fin de determinar las instalaciones operativas y que a futuro van a tener servicio permanente. La protección catódica en Mamoré es deficiente.

Objetivo y Justif icación: Objetivos El alcance del proyecto tiene por objetivo proteger adecuadamente las líneas de transporte de hidrocarburos seleccionadas, entre las plantas y baterías contra la corrosión para mejorar la confiabilidad y seguridad en Mamoré. Justificación Obtener una mejor protección de líneas de conducción y troncales en Mamoré.

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Descripción: La implementación de este proyecto incluye las siguientes actividades: • • • • •

Selección de líneas más importantes. Compra de materiales. Instalación de instrumentos y tendido eléctrico. Instalación de juntas dieléctricas en las líneas troncales. Configuración y puesta en marcha.

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto es US$ 340.499 Para la gestión 2015 se tiene previsto ejecutar US$ 329.521 Presupuesto Clase 2: Detalle Protección Catódica SRB-PLM Gastos de Gerenciamiento Ingeniería Ejecución

Total 340.499 56.258 1.044 283.197

2014 10.978 9.934 1.044 0

2015 329.521 46.324 0 283.197

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: Problemas sociales, bloqueos, paros, conflictos en el área que obliguen a paralizar las obras, al igual que las condiciones climáticas impredecibles de la zona. 

A-16: Const rucción Acueducto SRB-A a SRB-E

Reducción Total de US$ 855.253.La reducción presupuestaria se debe a que se posterga el proyecto en su totalidad para la gestión 2016, debido a ajuste presupuestario. Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo 

A-17: Reemplazo de horno H-701 PLM A Planta Criogénica

VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Reducción de US$ 268.183.La reducción presupuestaria en la vigencia 2015 se debe a que una vez finalizada la ingeniería, se evidencio que por el diseño del horno los tiempos de procura son mayores a los estimados al momento de visualizar el proyecto, lo que provocó que el servicio de montaje se desplace a la gestión 2016. Página 56 de 108



Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Tiempo esti mado de ejecución: 21 meses Cronograma:


Antecedentes La planta Criogénica hasta el mes de noviembre de 2013 era propiedad de la compañía Exterran (ex Hanover) a través de un leasing con opción de compra que incluía la Operación y Mantenimiento. En la actualidad Repsol E&P Bolivia S.A. es propietaria, opera y supervisa la planta criogénica Paloma A, por lo tanto es responsable directa de su integridad y seguridad operativa. El horno H-701 es un equipo sin documentación técnica que ha sufrido 3 eventos no deseados: • • •

05/06/2008: Rotura de tubo interno del serpentín del horno de regeneración. 09/09/2009: Rotura de tubo interno del serpentín del horno de regeneración. 18/02/2011: Rotura de tubo interno del serpentín del horno de regeneración.

Fallas en el equipo debido a daños recurrentes en los tubos del horno que en algunos casos produjeron explosión e incendio. El año 2013 se realizó una inspección interna del horno para cambiar 5 tubos que no fueron cambiados el 2011; al abrir el equipo se evidenció que en lugar de 5 tubos debían cambiarse 9 tubos. Se usaron tubos con un material que generalmente es empleado para este servicio (A106 Gr B) y también se verificó que la llama no incide directamente en los tubos. Fue un reemplazo directo durante la inspección de los tubos dañados por nuevos con las mismas características. Adicionalmente, personal de Exterran menciona que se han realizado una serie de modificaciones en el horno, cambiando la envolvente externa, de lo cual no hay registros de un manejo del cambio o alguna documentación al respecto. Finalmente durante el paro de planta de Marzo 2015 se realizó el cambio de dos tubos y dos codos en “U” y se realizó ensayos no destructivos al resto de los tubos existentes.

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Objetivo y Justificación Realizar la ingeniería básica y PHA para el modelado del sistema de regeneración del horno de proceso. Una vez ejecutada la ingeniería y los análisis de riesgos de procesos, se ejecutará la adquisición, montaje y puesta en marcha del nuevo horno. Justificación.•

•

•

Reemplazar el horno H-701, el cual ha tenido incidentes registrados que ponen en riesgo a las personas y a la operación de la planta criogénica. Contar con los equipos certificados y la documentación técnica apropiada para la operación y mantenimiento de los mismos. Evitar los mantenimientos correctivos e imprevistos durante la vida útil de la planta. Contar con un plan de mantenimiento preventivo y proactivo para los equipos y ahorrar en costos y paros de plantas no programados por problemas del equipamiento existente.

Descripción Realizar la ingeniería básica y PHA necesarios para el modelado del sistema de regeneración el horno de proceso para elaborar la licitación de adquisición de un nuevo horno. Coordinar las actividades de paro necesarias para la vinculación del nuevo horno en un “foot print” distinto para acortar los tiempos. Coordinar las actividades con YPFB, mantenimiento, ingeniería y operaciones para hacer el paro efectivo realizando operaciones de mantenimiento rutinarias programadas. Costos Estimados El costo total estimado del proyecto es US$ 1.594.684 Para la gestión 2015 se tiene previsto la ejecución de US$ 153.884. Presupuesto Clase 3: Detalle Reemplazo de Horno H-701 PLM-A Campo Mamore Gastos de Gerenciamiento MASC Ingeniería Contingencia Ejecución

Total 1.594.684 213.555 42.000 112.630 174.669 1.051.830

2015 153.884 53.254 0 100.630 0

2016 1.440.800 160.301 42.000 12.000 174.669 1.051.830

Costos Estimados

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Riesgos asociados a la ejecución • • •



Demoras en la ejecución de ingeniería por las empresas de contrato. Demoras en la provisión del nuevo horno por parte de la contratista. Se puede demorar la instalación y puesta en marcha del nuevo horno debido a que se tiene que coordinar un paro total de planta Criogénica.

A-31: Acondicionamiento Sistema de Alivio Surubí B

NUEVO PROYECTO Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Ingeniería de Instalaciones Tiempo estimado del proyecto: 21 meses Cronograma:


Antecedentes Actualmente las facilidades de producción de Surubí B se encuentran sin un sistema de alivios adecuado para las condiciones operativas, ya que no cuentan con un KOD para la retención de la fase líquido en caso de eventos de alivio, lo que puede causar que por el flare hayan corrientes líquidas que puedan incendiar los alrededores de las instalaciones, siendo esto de riesgo para las personas, medio ambiente e instalaciones. Así mismo, el flare no tiene encendido remoto ni gas piloto que asegure la disponibilidad del mismo en caso de que el evento de alivio se desarrolle. Estas observaciones son resultado de una auditoria. Se consideró inicialmente encarar estas observaciones dentro del alcance del proyecto “Optimización de Sistema Gas Lift Mamore”, proyecto que fue cancelado por no ser rentable. Objetivo • •

Implementar a las instalaciones de Surubí B con un sistema completo e integrado de alivio de eventos de sobrepresión. Cumplir con las condiciones de operación y diseño recomendadas por las normativas internas PI-SUP.

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Subsanar las observaciones de seguridad realizadas por las auditorías internas de la ORP.

Descripción • • • •

Realizar la ingeniería básica para el sistema completo de alivio de Surubí B y un estimado de costos clase III. Realizar la gestión de compra adelantada de materiales y equipos críticos. Realizar los procesos licitatorios y la ejecución de la obra para cumplir con las observaciones realizadas. Realizar la actualización de los 7 documentos claves de la SCOR-01 y el Data Book de la obra.

Justificación • • • •

Cumplir con las condiciones de operación y diseño recomendadas por las normativas internas PI-SUP. Proteger a las personas, medio ambiente e instalaciones. Adecuar la operación a una condición segura. Subsanar las observaciones de seguridad realizadas por las auditorías internas de la ORP.

Costos Estimados El costo total del proyecto es de US$ 3.456.248. Para la gestión 2015 se tiene previsto la ejecución de US$ 169.530 Presupuesto Clase 5: Detalle Adecuaciones Sistema de Ali vio SRB-B Gastos de Gerenciamiento MASC Ingeniería Ejecución Contingencia

Total 3.456.248 173.247 33.001 100.000 2.400.000 750.000

2015 169.530 69.530 0 100.000 0 0

2016 2.684.815 66.425 10.890 0 2.090.000 517.500

2017 601.903 37.292 22.111 0 310.000 232.500

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: •



Posibles retrasos durante la procura de equipos o materiales. A-32: Planta de Tratamiento de Agua Residual – Campamento Pantanal

PROYECTO NUEVO Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Facilidades de Campo Página 60 de 108



Tiempo esti mado del proyecto: 4 meses Cronograma: Fecha prevista Adjudicación del Sistema de Tratamiento de Agua

28/08/2015

Fabricación/Importación del Equipo

30/10/2015

Transporte e Instalación

30/11/2015

Puesta en Marcha

30/12/2015 Cronograma del Proyecto

Antecedentes •

•

•

Al haberse incrementado las actividades en el Área de Contrato Surubí (Campos Surubí – Paloma - BB) se tiene mayor cantidad de personal en campamento Pantanal, sobrepasando la capacidad de tratamiento de la Planta Depuradora de Aguas existente. Se observa desvíos en los parámetros de descarga del agua residual tratada en Campamento Pantanal, principalmente, debido a que se superó la capacidad de la Planta de Tratamiento de Agua (PDA). El vertido fuera de los límites permisibles, tiene asociado un riesgo ambiental debido a posibles impactos en cuerpos superficiales que pudieran estar siendo aprovechados localmente.

Descripción El presente ítem de presupuesto prevé la provisión, transporte, instalación y puesta en marcha de una Planta de Tratamiento de Agua Residual en campamento Pantanal, así como los sistemas complementarios que sean requeridos, como ser: berma de protección, sistema de descarga, etc. Costos Estimados El costo total estimado del proyecto es US$. 120.000. estimado el siguiente presupuesto:

DETALLE

PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA RESIDUAL TOTAL

Para la gestión 2015 se tiene

Total US$

120.000 120.000

Costos estimados

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Riesgos asociados a la ejecución Los riesgos asociados al proyecto están dirigidos a: •

•

•



Riesgo de contaminación del suelo o cuerpos de agua por parámetros fuera de los límites permisibles Riesgos a la salud de pobladores vecinos que utilizan los cuerpos de agua superficial Paro de operaciones por incumplimientos ambientales.

A-18: Mobiliario Surubí (Carry Over)

Reducción Total de US$ 39.230 El proyecto fue concluido en diciembre de 2014. Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Otros 

A-19: Visualización de Oport unidades para Fase II Campo Mamoré

Reducción Total de US$ 527.508 La visualización inicialmente fue concebida como CAPEX, pero luego de las evaluaciones se decidió pasar a OPEX manteniéndose como una actividad de Desarrollo. Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Otros 

A-20: Visualización Recuperación Secundaria en el Bloque Surubí

Reducción Total de US$ 204.192.La visualización inicialmente fue concebida como CAPEX, pero luego de las evaluaciones se decidió pasar a OPEX manteniéndose como una actividad de Desarrollo. Acti vidad: Desarrollo Sub-actividad: Otros 

A-21: Inversión para Con ti nuidad Operativa

Reducción de US$ 36.383 La reducción presupuestaria se debe a que se posterga para la gestión 2016 la compra de camas para el campamento de SRB-A.

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Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Otros Tiempo estimado del pro yecto: 11 meses Variación Presupuestaria: Cronograma:


Antecedentes Las operaciones diarias de campo generan y necesitan de apoyo de ciertas inversiones menores que se encarecen si se gestionaran individualmente. Todas estas inversiones menores, se agruparon para crear un proyecto que contemple la gestión de las mismas. Las inversiones incluidas en este proyecto contemplan las áreas de servicios generales e ingeniería y obras. Las inversiones que se consideran son: •

•

Ingenieras: Actualmente se están visualizando proyectos de ingeniería necesarios para ejecutar obras en los años 2015 y 2016. Para esto se necesita contar con un presupuesto para poder ejecutar la ingeniería básica con los contratos marcos de la empresa adjudicada durante el año 2015. Servicios Generales: La Compañía realizó las gestiones para obtener la Certificación de Empresa Saludable que otorga IBNORCA. Uno de los aspectos importantes para dicha certificación lo constituye la ergonomía, por lo cual fue necesario adecuar los estándares y alinear a la Política de Salud para evitar daños a la salud de los empleados derivados de malas condiciones ergonómicas.

Objetivo •

Ingenierías: Ejecutar las ingenierías básicas con los contratos marcos de la empresa adjudicada durante el año 2015. Estas ingenierías permitirán una mejor estimación de proyectos tanto técnica, como económicamente y de ser posible ejecutarlas.

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Servicios Generales: Ejecutar las compras de mobiliario, y herramientas de trabajos adecuadas según las normas nacionales para continuar con la certificación de Empresa Saludable.

Descripción Las actividades necesarias para la implementación del proyecto, respectiva área son:

de acuerdo a su

Ingenierías Ingeniería básica para mejoras de procesos en SRB B.- Actualmente en las instalaciones de Surubí B existen diversas operaciones que pueden ser optimizadas para mejorar factores de producción y seguridad. El objetivo del estudio consiste en evaluar las opciones de mejoras de procesos en las locaciones de SRB y poder ejecutarlas de ser factible. Encendido remoto de Flare en SRB D.- Actualmente las facilidades de producción de Surubí D poseen un sistema de Flare el cual no tiene funcional el sistema de encendido remoto, por lo que la operación del mismo no está en condiciones seguras para el operador de turno. Es por ello que se propone: • Realizar la ingeniería de detalle para el sistema de encendido remoto de Surubí D • Realizar la gestión de compra adelantada de materiales y equipos críticos. • Realizar los procesos licitatorios y la ejecución de la obra para contar en las instalaciones de Surubí B con un sistema de encendido confiable y siempre disponible. Servicios Generales Equipamiento de mobiliario: Equipar, con el mobiliario necesario y adecuado, las instalaciones de Talleres y Almacén ambos en construcción, la sala de espera del servicio médico y las oficinas del espacio que se utilizará una vez se traslade el actual GYM. Remplazo de camas en mal estado dormit orios c ampamento: Remplazo de 20 camas con sus respectivos colchones y almohadas que por la antigüedad y el uso se encuentran muy deteriorados. Justificación Ingeniería.• La elaboración de las ingenierías permitirán una mejor estimación de proyectos tanto técnica, como económicamente. • En el caso de la implementación de encendido remoto a flare de SRB D, nos permitirá cumplir con las condiciones de operación y diseño recomendadas por las normativas internas PI-SUP; Adecuar la operación a una condición segura y subsanar las observaciones de seguridad realizadas por las auditorías internas. Servicios Generales.• La compra de mobiliario y herramientas de trabajos adecuadas según las normas nacionales para continuar con la certificación de Empresa Saludable. Página 64 de 108



Amueblamiento necesario para la funcionalidad de los diversos ambientes contemplados.

Costos Estimados El costo total del proyecto es de US$ 191.484 Para la gestión 2015 se tiene previsto la ejecución de US$ 155.101 Presupuesto Clase 5: Detalle Inversiones de Seguridad y Continuidad Operativa SRB Gastos de Gerenciamiento Contingencia Ejecución

Total 191.484 13.832 35.792 141.860

2015 155.101 12.449 35.792 106.860

2016 36.383 1.383 0 35.000

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución •



Posibles retrasos durante la procura de equipos o materiales. A-22: Renovación Tecnológica

SIN VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Actividad: Desarrollo Sub-actividad: Otros Tiempo estim ado del proyecto: 10 meses - 2015 Cronograma: Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Estudio previo y planificación Gestion de aprovisionamiento Ejecución Cierre

Cronograma del proyecto

Antecedentes del Proyecto: El equipamiento tecnológico tiene un periodo de vida útil y en consecuencia su deterioro es inminente y afecta la confiabilidad en términos de funcionabilidad, por lo cual para poder garantizar la disponibilidad de los mismos y los procesos de negocio que soportan, es imprescindible renovar los mismos de acuerdo a los tiempos recomendados según las mejores prácticas de la industria. Por otro lado, los sistemas, aplicativos y otros elementos van evolucionando, esto implica tener software más exigente en cuanto a capacidad de recursos de hardware, motivo por el Página 65 de 108



cual se hace imprescindible renovar el equipamiento a fin de garantizar la compatibilidad del software. Objetivo y Justificación: •

•

•

Proveer a los usuarios recursos informáticos necesarios para un mejor desempeño de sus funciones. Renovar equipos que actualmente se encuentran obsoletos. Se ve la necesidad de cambiar el equipamiento de microinformática, para contar con equipos capaces de soportar los nuevos requerimientos de los usuarios, así mismo se renovarán equipos de comunicación que se encuentran obsoletos y fuera de garantía.

Descripción: Se planifica renovar: • • •

Equipos de microinformática: PC, Portátil Electrónica de red: UPs, Material para cuartos de cableado Servidores: Controlador de Dominio

Equipos a Renovar

Costos Estimados: Area y proyecto Renovación por obsolescencia

Descripción ítem Microinformática Electrónica de Red Reacondicionar cuartos de cableado

TOTAL US$ 110.000

Costos Estimados

El costo estimado del proyecto asciende a US$ 110.000

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Riesgos Asociados a la Ejecución: Los riesgos de la ejecución, básicamente serían los siguientes: • •



Retraso en aprobación del proyecto. Retraso en la entrega de equipos por parte del proveedor.

A-23: Crecimiento Vegetativo

SIN VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Actividad: Desarrollo Sub-actividad: General Tiempo estim ado del proyecto: 10 meses - 2015 Cronograma: Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Estudio previo y planificación Gestion de aprovisionamiento Ejecución Cierre


Antecedentes del Proyecto: Debido a cambios de estructura, crecimiento del personal en la plantilla o su redistribución dentro de diversas áreas de la compañía, se requiere dotar de equipamiento de microinformática a los nuevos usuarios de campo Mamoré. Objetivo y Justificación: 

Proveer a los usuarios recursos informáticos necesarios para el desempeño de sus funciones.



Realizar la compra de nuevo equipamiento de comunicaciones y de infraestructura necesario para brindar el soporte a usuarios además de equipamiento de microinformática para dotar a nuevo personal.

Descripción: Se planifica incrementar: Equipos de microinformática: PC, Portátil Electrónica de red: UPs, Material para cuartos de cableado Servidores: Controlador de Dominio • •

•

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Equipos de crecimiento

Costos Estimados: Area y proyecto Crecimiento vegetativo

Descripción ítem Microinformática Servidores Electrónica de Red

TOTAL US$ 41.000

Costos Estimados

El costo total estimado del proyecto asciende a US$ 41.000 Riesgos Asociados a la Ejecución: Los riesgos de la ejecución, básicamente serían los siguientes: • •



Retraso en aprobación del proyecto. Retraso en la entrega de equipos por parte del proveedor.

A-24: Implementación de red de servicios en campo Mamoré (Red de Control)

SIN VARIACIÓN PRESUPUESTARIA Actividad: Desarrollo Sub-actividad: General Tiempo estim ado del proyecto: 11 meses - 2015 Cronograma: Áreas Diseño Gestión de compras y contratos Instalación y puesta en marcha Cierre del Proyecto

Febrero

Marz o

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agos to

Sep.

Oc tubre

Nov.

Dic.


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Antecedentes: Actualmente Mamoré no cuenta con la infraestructura de redes y servidores para el sistema de control Delta V necesarios para adecuarse a las nuevas políticas de seguridad y arquitectura de redes de control de la compañía. Objetivo: •

•

•

•

Implementación de la infraestructura de redes y servidores para el sistema de control Delta V necesarios para adecuarse a las nuevas políticas de seguridad y arquitectura de redes de control de la compañía. Interconectar los servicios de la red de control (red crítica) con la red corporativa (considerada menos crítica), a través de una red DMZ (Zona Desmilitarizada). Minimizar los riesgos de ciberataques a la redes de control de la planta, con la implementación de procesos de actualización de parches de seguridad, respaldo de datos históricos y base de datos. La actualización del sistema de antivirus en todos los servidores y estaciones de trabajo del sistema de control Delta V.

Descripción: •

•

•

Se generará un túnel entre los firewall existentes, entre la red corporativa de Sede Central y el de Mamoré. Se utilizará la estrategia de seguridad en profundidad para diseñar la interconexión entre la red corporativa y la red de control de procesos industriales. Mediante este enfoque, se proponen varias medidas de seguridad consecutivas para conseguir la comunicación entre dos redes de distinta criticidad.

Descripción

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Justificación: •

•

•

Se permitirá que los servidores que se encuentran en la red de servicios se comuniquen con la red de control exclusivamente para poder llevar a cabo aquellas funciones que deban ser controladas desde la red corporativa. Las comunicaciones desde la red corporativa a la red de servicios, quedarán limitadas únicamente a las iniciadas por servidores ubicados en red corporativa con IP fija, y en ningún caso por equipos cliente con IP dinámica Recomendamos la aprobación de ésta iniciativa para poder acompañar al negocio en su operación y crecimiento.

Costos Estimados: El costo total estimado del proyecto asciende a US$ 120.000 Detalle Servidores Almacenamiento de Datos Energía Regulada Horas Madrid TOTAL

Unidades US$ US$ US$ US$ US$

Monto 70.000 30.000 8.000 12.000 120.000

Costos Estimados

Riesgos asociados a la ejecución: •

•

Problemas de movilización hasta la planta para ejecutar las tareas necesarias de implementación. Retrasos de parte de los proveedores de materiales.

4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN – OPEX 4.1. Introducció n El programa de Trabajo y Presupuesto de la gestión contempla las actividades y operaciones necesarias para mantener las entregas de hidrocarburos de una manera eficiente, segura, cumpliendo lo estándares corporativos y las exigencias de los Contratos de Operación. 4.2. Costos Operativos Directos 4.2.1. Costos Operativos de Campo Se refieren a todas aquellas actividades orientadas a la operación del campo y la adecuación de los fluidos extraídos de los pozos utilizando las instalaciones y facilidades diseñadas para tal propósito. Incluyen los Gastos Administrativos directos e indirectos explicados en el numeral 4.3.1.

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CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI BB

Campo

Presupuesto Presupuesto Apr obado Modificado Variación Importe (Bs) YPFB (US$) YPFB (US$) 6.819.651 14.021.354 14.021.354 0 97.588.627

Compresor

1.065.131

3.799.975

3.799.975

0

26.447.829

80.351

852.445

852.445

0

5.933.019

728.079 8.693.212

2.617.434 21.291.209

2.617.434 21.291.209

0 0

18.217.339 148.186.813

Sub actividad n ó i c c u d o r P

ÁREA DE CONTRATO SURUBI –

Centro de Costo

Ejecución Enero - Mayo (US$)

Generación Eléctrica

Planta Total Producción

. Figura 22. Resumen Gastos Directos

Sub actividad

Centro de Costo Campo

Fijo

Variable

o t c e r i D n ó i c c u d o r P

Cuenta

Descripción Cuenta

64001 REMUNERACIONES Y CARGAS SOCI 64002 CAPACITACION 64003 GASTOS DE VIAJE 64004 HOJAS DE TIEMPO 62000 GASTOS PERSONAL AJENO 63003 DIFERENCIAS DE CAMBIO 64010 SUMINISTROS 64012 ALQUILERES 64013 MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD 64014 RE LACIONES COMUNITARIAS 64015 OTROS SERVICIOS 64016 OTROS HONORARIOS 64020 SEGUROS 64007 SERVICIOS EN POZO 64009 REPARACION Y CONSERVACION 64008 WORKOVER 64015 OTROS SERV ICIOS

Total Campo Compresor Fijo

Variable

64001 REMUNERACIONES Y CARGAS SOCI 64002 CAPACITACION 64010 SUMINISTROS 64012 ALQUILERES 64013 MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD 64015 OTROS SERVICIOS 64009 REPARACION Y CONSERVACION 64015 OTROS SERV ICIOS

Total Compresor 64001 REMUNERACIONES Y CARGAS SOCI 64010 SUMINISTROS 64013 MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD 64015 OTROS SERVICIOS Eléctrica Variable 64009 REPARACION Y CONSERVACION Total Generación Eléctrica 62000 GASTOS PERSONAL AJENO Plant a Fijo 64001 REMUNERACIONES Y CARGAS SOCI 64002 CAPACITACION 64010 SUMINISTROS 64013 MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD 64015 OTROS SERVICIOS Variable 64009 REPARACION Y CONSERVACION 64015 OTROS SERVICIOS Total Planta Total Producción Generación Fijo

Ejecución Enero - Mayo (US$)

Presupuesto Apro bad o YPFB (US$)

Presupuesto Modificado YPFB (US$)

Variación Importe (Bs)

838.644

2.785.498

2.785.498

0

1 9.387.069

33.571

95.261

95.261

0

663.016

441

1.000

1.000

0

6.960

544.441

745.291

745.291

0

5.187.223 1.027.648

0

147.651

147.651

0

-4

0

0

0

0

545.501

598.406

598.406

0

4.164.907

270.580

123.081

123.081

0

856.646

454.908

1.360.131

1.360.131

0

9.466.510

775

105.688

105.688

0

735.585

839.055

1.722.547

1 .722.547

0

11.988.928

41.577

97.931

97.931

0

681.596

146.815

430.031

430.031

0

2.993.014

2.208.243

4.057.565

4.057.565

0

28.240.651

942.164

1.725.286

1.725.286

0

12.007.987

-45.795

0

0

0

0

-1.266

25.989

25.989

0

180.887

6.819.651

14.021.354

14.021.354

0

131.444

507.722

507.722

0

0

7.830

7.830

0

54.495

179.283

286.910

286.910

0

1.996.895

97.588.627 3.533.745

359.304

946.110

946.110

0

6.584.929

350.657

1.124.367

1.124.367

0

7.825.593

69

0

0

0

0

104.716

7.742

7.742

0

53.881

-60.343

919.295

919.295

1.065.131

3.799.975

3.799.975

0

0

6.398.291

39.176

137.908

137.908

0

959.838

26.111

4 18.036

418.036

0

2.909.527

21.312

258.604

258.604

0

1.799.886

41

0

0

0

0

-6.289

37.898

37.898

0

263.767

80.351

852.445

852.445

0

0

562

562

0

3.910

299.427

1.155.168

1.155.168

0

8.039.972

26.447.829

5.933.019

5.095

14.354

14.354

0

99.907

137.228

614.917

614.917

0

4.279.825

161.939

80.180

80.180

0

558.055

138.098

46.081

46.081

0

320.721

-13.708

666.208

666.208

0

4.636.808

0

39.963

39.963

0

728.079 8.693.212

2.617.434 21.291.209

2.617.434 21.291.209

0 0

278.142

18.217.339 148.186.813

Figura 23. Detalle Gastos Directos Nota: los valores expuestos no contienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

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A continuación se presenta un desglose de los costos indicados Campo Fijo: 62000 Gastos Personal Ajeno.Capacitación Salud, Programa Ergonomía, Programa de Nutrición, Programa de intervención de capacidad física_ incentivo, Programa: Riesgos Psicosocialescomunicación, Coaching y Retroalimentación, Programa: Riesgos PsicosocialesDisciplinas positivas, Programa: Riesgos Psicosociales- Herramientas para el manejo de estrés 64001 Remuneraciones y Cargas Sociales.Se registran los gastos correspondientes al personal, donde se incluye: haber básico, horas extras, subsidios, demás cargas y beneficios sociales, de acuerdo a la cláusula 4 punto 4.1.1 del Anexo “D”. Antigüedad. Ayuda Médica Locales. Cargas Sociales: Aporte Patronal Solid., Caja Petrolera de Salud, PROVIVIENDA. Seguro Riesgo Profesional. CF – Viáticos de Campo. CV-GxC. CV-DPO. CV-Prima. Indemnización. Exámenes Médicos Anuales y Exámenes de Ingreso Practicantes. Vacaciones. OC-Aguinaldo, Segundo Aguinaldo. Otras remuneraciones. Pago Colegios. Refrigerios para Capacitación. Salarios y Complemento Fijo (Ingreso 13). Seguro de Vida Locales. Servicio de Alimentación Personal Repsol. Transporte personal Vía Aéreo. Servicio de Chofer Campo. Vacaciones Empleados. Alquiler de Ambulancia. Consumo de Medicamentos, Mantenimiento Materiales, instrumental y equipos médicos. Asistencia médica (Paramédico). Seguro Médico Empleado. Seguro de Accidentes y Sepelio. Practicantes campo. 64002 Capacitación.Repsol considera la formación como una herramienta fundamental para el desarrollo de las personas, pero es responsabilidad de cada empleado analizar y solicitar las acciones formativas más adecuadas para su perfil y situación profesional. Los programas de formación en Repsol se clasifican atendiendo a su ámbito: en formación institucional, que se llevan a cabo en todo el Grupo. Estratégicos de unidad, para satisfacer necesidades concretas de capacitación en determinadas Unidades y Direcciones e individuales, que se desarrollan para satisfacer las necesidades individuales de formación, adecuación al puesto, mejora del desempeño y autodesarrollo. 64003 Gastos de Viaje.Incluye: Pasajes, estadías, comidas y otros gastos en viajes. 64004 Hojas De Tiempo.De acuerdo a la cláusula 4, 4.1.1 y 4.1.12 del Anexo “D”, se cargan los costos de personal, los costos de administración y servicios del titular prorrateados según el tiempo dedicado a las operaciones en éste campo. 64010 Suministros.Los componentes de ésta cuenta son los siguientes: Repuestos varios, Aceites y Lubricantes, Graficas, Plumillas, Pomadas Detectoras, Winchas, Probetas, Termodensímetros, Helio, Gas Patrón, Bombonetas p/muestras de Gas, Válvulas, Página 72 de 108



Reparos para medidores de Líquidos, Reparaciones Eléctricas (pantallas, cables, breacker, conduit), Material de escritorio, Adquisición de Equipos de Seguridad Industrial (Compra de exposímetro, GPS, alcoholímetro, portaturriles, sistema de aire asistido, elementos de izaje) (SEG), Materiales para promoción de seguridad (videos, afiches, trípticos, etc.) (SEG), Bujías, filtros de aire, filtros de aceite, culatas. Señalización de seguridad y medio ambiente (SMA). Compra de materiales varios, cemento, malla olímpica, gemembrana, aires acondicionados, material de construcción, pintura, etc. Compra y reemplazo de ropa de trabajo (vestimenta, botas) (SEG). Compra y reemplazo de equipo de protección personal (SEG). Campaña nuevo sistema de permisos de trabajo. Adquisición y mantenimiento de Equipos de Respiración Autónoma (SEG). Formularios (Permisos de trabajo, ATS, Hojas de ruta, Registro de capacitación, etc.) (SEG). Reposición de trajes de lucha contra incendio (SEG). TV satelital. Consumo de Combustible: Gasolina, Diésel. Repuestos (elementos de seguridad). Soporte Local Infraestructuras. Enlace de datos MPLS Surubí. 64012 Alqu ileres.Alquiler Material Informático. Alquiler vehículos. Alquileres de grúas, transporte de carga y otros. Alquiler de Portacamps/laboratorio, Soporte local infraestructuras, Transporte de carga, Grúas y otros. 64013 Medio Ambiente y Seguri dad.Esta cuenta incluye los siguientes ítems: Reposición y compra de material y equipos para control de derrames (MA), Inspección y Mantenimiento equipo contra derrames (MA), Instalación de medidores de flujo de agua de uso y consumo (MA), Monitoreo protección catódica, Auditorias de Seguridad de Equipo Pesado (SEG), Auditorias de Seguridad y Adecuación de Elementos y Equipos de Izaje (SEG), Revisión y adecuación de plan de contingencia de derrames (MA), Revisión y adecuación de plan de respuesta a emergencias (SEG), Auditorias SMA a Contratistas (SMA), Inducción SMA a personal propio y contratistas (SMA), Asesoría mantenimiento de sistemas de gestión (SMA), Procedimientos de Operación y Mantenimiento. (IAS) Training, Entrenamiento de la Corporación para temas específicos, Auditoria de Seguridad Aérea (pista Carrasco, helipuerto) (SEG), Revisión de Capacidades para atención de derrames (MA), Evaluación de riesgos por puesto de trabajo (SEG), Capacitación en Medio Ambiente (MA), Auditoria Ambiental identificación de Pasivos Ambientales (MA), Estudio de Línea Base, socioambiental y de biodiversidad (MA), Estudios Impacto Ambiental y Monitoreos (MA). Estudio de Evaluación del proceso de tratamiento de aguas residuales (MA), Calibración de equipos de medición de seguridad (detectores portátiles de gas, alcoholímetros y mantenimiento de ERA) (SEG), Capacitación Seguridad (SEG), Alquiler instalación para entrenamiento en combate contra incendios, Monitoreo de emisiones fugitivas (MA), Asesoría técnica en seguridad (Safety Case, Performance standards, desarrollo de procedimientos) (SEG), Evaluación del proceso de licenciamiento ambiental y actualización del procedimiento, Plan de higiene, bienestar, salud y seguridad (SEG), AUDITORIA Y MAPEO PROCESOS SIG, Estudios de seguridad (HAZOP, EAC, ACR, SIL, Bow Tie, etc.) (SEG), Tratamiento de suelo contaminado - Operación Landfarming (MA), Gestión de residuos sólidos y líquidos (MA), Sistema satelital de control de velocidad vehicular (SEG), MEDEVAC (SEG), Compactadora de botellas plásticas. 64014 Relaciones Comuni tarias.Estos gastos se refieren a los gastos de relacionamiento con la comunidad en general, específicamente asociados a diversas colaboraciones que realiza la compañía en su calidad de operadora del campo, tareas que forman parte de la responsabilidad social Página 73 de 108



asumida, como ser: Actividad Reyes en Comunidades. Atención Médica Comunitaria Planta. Campaña Educación vial. Convenio Municipio Entre Ríos. 64015 Otros Servic ios.Los componentes de ésta cuenta son los siguientes: Ingenierías Varias para continuidad operativa, SyD Sistemas de Apoyo, Alquiler cisternas, Vigilancia Bloque Bajo, Vigilancia Paloma, Vigilancia Surubí, Cargos DSI, Servicio de Protector Microbiostatico, Servicio de Fumigación de plagas , Servicio de Fumigación de plagasHerbicida, Reconocimientos SOPRY (no monetario) (SEG), Servicio de Catering YPFB-visitas-contratistas, Fiscales Mamoré (Bloque Bajo), Fiscales Mamoré (Paloma), Fiscales Mamoré (Surubí), Supervisión Operativa de Campo (SMA), Servicio de RCIVA, servicio de llenado de formularios y auditoria, mantenimiento de equipos de gimnasio, Servicio de limpieza, Jardinería y limpieza de nuevas áreas, Servicio de mantenimiento campamento, Alquiler cisternas para tratamiento de agua de pozo, Ensayos no destructivos ductos y montaje cupones, Transporte de personal hasta el campo, Contrato servicios almaceneros Ayudante de Almacén Surubí Planta, Choferes micro transporte personal del aeropuerto de Carrasco a la Planta, Pago a YPFB CHACO por uso de la pista de Carrasco. 64016 Otros Honorarios.Incluye lo siguiente: Trabajos y Diseños de Arquitectura, Soporte de Aplicaciones E&P 14x14 (Back to Back). 64020 Seguros.Cobertura de Seguro requerida conforme a las Prácticas Prudentes de la Industria y las Leyes aplicables. Póliza Miscelánea - Repsol Julio 2014 a Julio 2015. Póliza Responsabilidad Civil Contratista del 01/01/2015 al 31/12/2015. Seguro Automotor. Franquicias. Seguro de Responsabilidad Civil. SOAT. Franquicias. Variable: 64007 Servicio En Pozo.Incluye los siguientes ítems: Calibración Balanza GLP y Repuestos, Pintura de Facilidades, Servicios Auxiliares de Producción (cuadrilla), Mantenimiento Campamento de contratistas (Pantanal), control de calidad del crudo, Equipos Rotativos, Mantenimiento Campo, baleos y registros - ise baleos, slickline / vgl - ise baleos, limpieza de tubería - ise baleos, coiled tubing - limpieza de arena, slickline - limpieza de arena, cisternas - limpieza de arena, well testing - limpieza de arena, coiled tubing - ise tratamientos químicos, slickline - ise tratamientos químicos, well testing - ise tratamientos químicos, cisternas - ise tratamientos químicos, productos químicos - ise tratamientos químicos, registro de gd - gd_vgl, slickline - gd_vgl, válvulas de gas lift gd_vgl, Servicios Auxiliares de producción (cañista), mediciones de presión - registros de presión ge/bu, coiled tubing - ise gas seco, slickline - ise gas seco, materiales para ct - ise gas seco, materiales para terminación - ise gas seco, mantenimiento campamento Surubi. 64009 Reparació n y Conservación.Incluye: Mantenimiento vehículos, Gastos de Caja Chica, Mantenimiento, Reparación, Refacción Instalaciones, Jardinería y Paisajismo, Reparación, adaptación, restauración mobiliario y enseres, Mantenimiento Equipos Rotativos, Servicios Auxiliares de Producción/soldadura + Facilidades, Soporte Local Infraestructuras, Mantenimiento de Pozos de agua , Servicios de Tornería y Maestranza, Caminos y planchadas - Equipo Página 74 de 108



base, Caminos y planchadas - Materiales y equipos adicionales, Mantenimiento aires acondicionados, Mantenimiento de X-TREE, Trabajos de control de erosión y estabilización de Taludes. 64015 Otros Servicios.Alquiler cisternas, Alquiler cisternas para tratamiento de agua de pozo. Compresor Fijo: 64001 Remuneraciones y Cargas Sociales.Se registran los gastos correspondientes al personal, donde se incluye: haber básico, horas extras, subsidios, demás cargas y beneficios sociales. De acuerdo a la cláusula 4 punto 4.1.1 del Anexo “D”. Antigüedad. Ayuda Médica Locales. Cargas Sociales: Ap.Patronal Solid., Caja Petrolera de Salud, PROVIVIENDA. Vacaciones. Seguro Riesgo Profesional. CF-Viáticos de Campos. CV-GxC. CV-DPO. CV-Prima Indemnización. Exámenes Médicos Anuales y Exámenes de Ingreso Practicantes. OCAguinaldo, Segundo Aguinaldo. Otras Remuneraciones. Pago Colegios. Refrigerios para capacitación. Salario y Complemento Fijo (Ingreso 13). Seguro médico Empleado y Dependientes, Seguro de Vida, Accidentes y Sepelio Locales. Servicio de Alimentación Personal Repsol. Transporte Personal Técnico SCZ.PLM / SCZ.SUR. Vacaciones empleados. Asistencia Sanitaria. 64002 Capacitación.Repsol considera la formación como una herramienta fundamental para el desarrollo de las personas, pero es responsabilidad de cada empleado analizar y solicitar las acciones formativas más adecuadas para su perfil y situación profesional. Los programas de formación en Repsol se clasifican atendiendo a su ámbito: en formación institucional, que se llevan a cabo en todo el Grupo. Estratégicos de unidad, para satisfacer necesidades concretas de capacitación en determinadas Unidades y Direcciones e individuales, que se desarrollan para satisfacer las necesidades individuales de formación, adecuación al puesto, mejora del desempeño y autodesarrollo. 64010 Suministros.Incluye el suministro de: Aceite y Lubricantes. Bujías, filtros de aire, filtros de aceite, culatas, válvulas de succión y descarga para los equipos de compresión de gas. Repuestos varios. Repuestos (elementos de seguridad). 64012 Alqu ileres.Alquiler Unidad 73874 PLM. Alquiler Unidad 73876 PLM. Alquiler Unidad 71294 PLM. Alquiler Unidad 73874 SRB. Alquiler Unidad 73712 SRB. Alquiler Unidad 73874 SRB-BB. Alquiler de 2 nuevos compresores (de 1500 HP C/1) más incremento de capacidad de SRB D. 64013 Medio Ambiente y Seguri dad.Incluye: Overhaul del compresor Worthington unidad K2- Criogénica. Overhaul del motor WK 7042G unidad K2- Criogénica. Limpieza de fosa de sólidos / líquidos.

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Variable: 64009 Reparación y Conservación.Servicios de Tornería y Maestranza 64015 Otros Servic ios.Incluye: Op.Unidad 73874 PLM. Op.Unidad 73876 PLM. Op.Unidad 71294 PLM. Equipos Rotativos. Op.Unidad 73874 SRB. Op.Unidad 73712 SRB. Matenimiento Equipos Rotativos. Op.Unidad ALQUILADA. Generación Eléctrica Fijo: 64001 Remuneraciones y Cargas Sociales.Se registran los gastos correspondientes al personal, donde se incluye: haber básico, horas extras, subsidios, demás cargas y beneficios sociales. De acuerdo a la cláusula 4 punto 4.1.1 del Anexo “D”. Antigüedad. Ayuda Médica Locales. Cargas Sociales: Ap.Patronal Solid., Caja Petrolera de Salud, PROVIVIENDA. Vacaciones. Seguro Riesgo Profesional. CF-Viáticos de Campos. CV-GxC. CV-DPO. CV-Prima Indemnización. Exámenes Médicos Anuales y Exámenes de Ingreso Practicantes. OCAguinaldo, Segundo Aguinaldo. Otras Remuneraciones. Pago Colegios. Refrigerios para capacitación. Salario y Complemento Fijo (Ingreso 13). Seguro médico Empleado y Dependientes, Seguro de Vida, Accidentes y Sepelio Locales. Servicio de Alimentación Personal Repsol. Transporte Personal Técnico SCZ.PLM / SCZ.SUR. Vacaciones empleados. Asistencia Sanitaria. 64010 Suministros.Aceites y Lubricantes. Filtros, bujías, culatas y repuestos varios para equipos de generación eléctrica. Andamios layer, canastillo para trabajos en altura, escalera de fibra de vidrio. Reposición y mantenimiento de luces de emergencia y alarmas. Reposición de material para control de derrame. Compra de materiales para Mantenimiento de red contra incendio. Mantenimiento de extintores. Mantenimiento y compra de repuesto para Planta de Agua – PDA. Mantenimiento y compra de repuesto para horno pirolítico. Inspecciones y auditorias. Compra de ducha de emergencia, lava ojo y kit de rescate eléctrico. Inspección y Calibración de sistema de seguridad fuego y gas y detectores de humo. Compra de materiales para el mantenimiento de extintores cerca de los equipos de generación. Mantenimiento de camión bombero. Repuestos. 64013 Medio Ambiente y Seguri dad.Incluye: Overhaul Generador CAT 3412 SRB A, CAT 333 SRB B, CAT 3306 SRB D, CAT 3412 SRB 3, CAT 3412 SRB E. Variable: 64009 Reparación y Conservación.Incluye: Operación y Mantenimiento Generadores. Equipos Rotativos. Servicios de Tornería y Maestranza.

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Planta Fijo: 64001 Remuneraciones y Cargas Sociales.Se registran los gastos correspondientes al personal, donde se incluye: haber básico, horas extras, subsidios, demás cargas y beneficios sociales. De acuerdo a la cláusula 4 punto 4.1.1 del Anexo “D”. Antigüedad. Ayuda Médica Locales. Cargas Sociales: Ap.Patronal Solid., Caja Petrolera de Salud, PROVIVIENDA. Vacaciones. Seguro Riesgo Profesional. CF-Viáticos de Campos. CV-GxC. CV-DPO. CV-Prima Indemnización. Exámenes Médicos Anuales y Exámenes de Ingreso Practicantes. OCAguinaldo, Segundo Aguinaldo. Otras Remuneraciones. Pago Colegios. Refrigerios para capacitación. Salario y Complemento. Fijo (Ingreso 13). Seguro de Vida Locales. Subsidios. Vacaciones Empleados. Asistencia Sanitaria. 64002 Capacitación.Repsol considera la formación como una herramienta fundamental para el desarrollo de las personas, pero es responsabilidad de cada empleado analizar y solicitar las acciones formativas más adecuadas para su perfil y situación profesional. Los programas de formación en Repsol se clasifican atendiendo a su ámbito: en formación institucional, que se llevan a cabo en todo el Grupo. Estratégicos de unidad, para satisfacer necesidades concretas de capacitación en determinadas Unidades y Direcciones e individuales, que se desarrollan para satisfacer las necesidades individuales de formación, adecuación al puesto, mejora del desempeño y autodesarrollo. 64010 Suministros.Incluye: Aceites y Lubricantes. Bujías, filtros de aire, filtros de aceite, culatas. Compra de TEG. Provisión químicos para tratamiento agua y desemulsificante (PIA). Filtro de carbón activado. Filtro de algodón de 75 micrones. Filtro de algodón de 4 pulgadas. Metanol. Glicol. Adquisición de propano. Transporte de propano. Repuestos (elementos de seguridad). 64013 Medio Ambiente y Seguri dad.Incluye: Reparación dos tubos horno y codo regenerador glicol . Overhaul Generador CAT 3412. 64015 Otros Servicios.Ensayos no destructivos. Variable: 64009 Reparación y Conservación.Equipos Rotativos, Mantenimiento Equipos Rotativos, Servicios de Tornería y Maestranza, Mantenimiento Delta V, instrumentos y repuestos Paloma, Compra y Mantenimiento detectores de humo, luces de emergencia y fuego, repuestos Paloma. Mantenimiento Planta Criogénica. Compra y Mantenimiento detectores de humo, luces de emergencia y fuego, repuestos Surubí. 64015 Otros Servicios.Operación Unidad 73874 SRB-BB. Página 77 de 108



4.2.2. Costos Operativos de Planta Estos costos están detallados en el punto 4.2.1. 4.3. Costos Operativos Indirectos 4.3.1. Gastos Admini strativos Corresponden a aquellos gastos que soportan las actividades de Desarrollo y Explotación. En este caso específico están identificados en la cuenta “Hojas de Tiempo” de “Desarrollo”, “Campo” y “Administrativo” y reflejan los cargos de personal, beneficios sociales, material de oficina, energía eléctrica, entre otros, que son de beneficio directo e indirecto de las actividades de desarrollo y explotación. Sub actividad

Centro de Costo Administrativo Fijo

o v i t o a t r c t s e r i n i d i n m I d A

Cuenta

62004 62000 62005 63000 64004 64012 64015 64019

Total Administrativo Total Administrativo

Ejecución Presupuesto Presupuesto Enero - Mayo Apr oba do Modificado Variación Importe (Bs) (US$) YPFB (US$) YPFB (US$) OVERHEAD 28.859 146.868 92.818 -54.050 646.014 GASTOS PERSONAL AJENO 3.856 60.000 60.000 0 417.603 GASTOS LEGALES 0 2.986 2.986 0 20.783 SERVICIOS BANCARIOS Y SIMILARES 0 54.843 54.843 0 381.709 HOJAS DE TIEMPO 1.604.902 4.479.148 4.479.148 0 31.174.873 ALQUILERES 157 0 0 0 0 OTROS SERVICIOS 1.039 0 0 0 0 IMPUESTOS Y TASAS 0 0 0 0 0 1.638.813 4.743.846 4.689.796 -54.050 32.640.981 1.638.813 4.743.846 4.689.796 -54.050 32.640.981 Descripci ón Cuenta

Nota: los valores expuestos no contienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

. Figura 24. Detalle Gastos Administrativos

A continuación se presenta un desglose de los costos indicados: Fijo: 62004 Overhead.Reducción de US$ 54.050. Menor cálculo de Overhead debido al efecto neto de menores inversiones. Cargos relacionados con Casa Matriz del Operador según Cláusula 4 punto 4.1.15 del Anexo D del Contrato de Operación. 62000 Gastos Personal Ajeno.Incluye lo siguiente: Capacitación personal YPFB. 62005 Gastos Legales.Provisión para gastos legales (Notariaciones, Asesoramiento Jurídico según se presenten las necesidades de asesoramiento legal en este Campo. etc.). 63000 Servicios Bancarios y Similares.Servicios Bancarios y similares 64004 Hojas de Tiempo.De acuerdo a la cláusula 4, 4.1.1 y 4.1.12 del Anexo “D”, se cargan los costos de personal, los costos de administración y servicios del titular prorrateados según el tiempo dedicado a las operaciones en éste campo. 64019 Impuestos y Tasas.Página 78 de 108



Provisión presupuestaria por concepto de Impuestos a las transacciones derivado de la Retribución del Titular. 4.3.2. Gastos de Desarrollo Sub actividad

Centro de Costo Desarrollo

Cuenta

64003 64004 64013 64015 Variable 64007 Total Desarrollo Total Desarrollo O L L O R R A S E D

Fijo

Descripción Cuenta GASTOS DE VIAJE HOJAS DE TIEMPO MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS SERVICIOS EN POZO

Ejecución Presupuesto Presupuesto Enero - Mayo Apro bad o Modificado Variación Importe (Bs) (US$) YPFB (US$) YPFB (US$) 0 69.300 69.300 0 482.328 155.935 854.519 854.519 0 5.947.452 0 156.674 156.674 0 1.090.451 0 50.458 50.458 0 351.190 0 13.271 13.271 0 92.368 155.935 1.144.222 1.144.222 0 7.963.788 155.935 1.144.222 1.144.222 0 7.963.788

Nota: los valores expuestos no contienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

Figura 25. Detalle Gastos de Desarrollo

Fijo: 64004 Hojas De Tiempo.De acuerdo a la cláusula 4, 4.1.1 y 4.1.12 del Anexo “D”, se cargan los costos de personal, los costos de administración y servicios del titular prorrateados según el tiempo dedicado a las operaciones en éste campo. Así mismo se cargaran los cargos de hojas de tiempo de las actividades realizadas para ejecutar la Visualización de Oportunidades para Fase II Campo Mamoré y Visualización Recuperación Secundaria en el Bloque Surubí. 60003 Gastos de Viaje.Incluye: Pasajes, alojamiento, comidas, nacionales e internacionales. Transportes a Paloma, SRB BB, a SRB. Alojamiento Base Mamoré. 64013 Medio Ambiente y Seguri dad.Proyecto inyección de agua Surubí / Prueba de Interferencia. Proyecto inyección de agua Surubí / Hojas de Tiempo. 64015 Otros Servic ios.Visualización Fase II / Tramite Licencia Ambiental Variable: 64007 Servicio en Pozo.Incluye: Análisis Muestras de agua de Formación. 5. PRODUCCIÓN 5.1. Pronósti co de Producción por Pozo A continuación se detallan las capacidades de producciones por pozo del campo Surubí, abiertas por gas venta, Petróleo/condensado, para la gestión 2015:

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FECHA ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

FECHA ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-1 5 jul-1 5 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

SRB-A1 MPCD BPD 0,00 89 0,00 100 0,00 68 0,01 46 0,00 35 0,00 35 0,00 34 0,01 19 0,01 4 0,01 82 0,01 81 0,01 80

SRB-D2 MPCD BPD 0,02 89 0,03 89 0,02 76 0,02 67 0,02 61 0,02 60 0,02 60 0,02 59 0,02 59 0,02 59 0,02 58 0,02 58

SRB-C1 MPCD BPD 0,02 17 0,02 17 0,01 15 0,02 16 0,03 16 0,03 16 0,03 15 0,02 15 0,02 15 0,02 14 0,02 14 0,02 14

SRB-C3 MPCD BPD 0,03 177 0,03 170 0,02 171 0,02 162 0,03 160 0,03 159 0,03 158 0,03 156 0,03 179 0,03 177 0,03 176 0,03 174


POZOS SRB-C4 MPCD BPD 0,02 38 0,02 35 0,01 37 0,02 42 0,03 38 0,00 0 0,03 37 0,03 37 0,03 36 0,03 36 0,03 36 0,03 36

POZOS SRB-D3 SRB-D4 MPCD BPD MPCD BPD 0,01 25 0,01 23 0,01 20 0,01 22 0,01 21 0,01 20 0,01 25 0,01 22 0,01 25 0,01 22 0,01 24 0,01 21 0,01 24 0,01 21 0,01 24 0,01 21 0,01 24 0,01 20 0,01 23 0,01 20 0,01 23 0,01 20 0,01 23 0,01 19

CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI BB

SRB-C5 MPCD BPD 0,04 63 0,03 54 0,02 55 0,02 57 0,04 57 0,03 57 0,03 56 0,03 55 0,03 55 0,03 54 0,03 53 0,03 53

SRB-D5 MPCD BPD 0,09 200 0,08 168 0,05 138 0,08 144 0,05 140 0,05 137 0,05 133 0,05 130 0,05 126 0,05 123 0,05 120 0,04 117

SRB-C7 MPCD BPD 0,01 9,4 0,02 5,4 0,01 5,3 0,03 7,0 0,01 7 0,01 7 0,01 7 0,01 6 0,01 6 0,01 6 0,01 6 0,01 6

SRB-B2 MPCD BPD 0,02 122 0,02 122 0,01 94 0,02 87 0,02 85 0,01 81 0,01 77 0,01 73 0,01 70 0,01 67 0,01 63 0,01 60

SRB-C8st MPCD BPD 0,03 173 0,03 172 0,02 179 0,03 187 0,03 186 0,03 184 0,03 183 0,03 182 0,03 181 0,03 179 0,03 178 0,03 177

CAMPO SURUBI MPCD BPD 0,31 1.026 0,30 972 0,19 881 0,31 862 0,27 831 0,24 781 0,26 805 0,27 778 0,27 775 0,27 841 0,26 828 0,26 816

Figura 26. Pronóstico de producción campo Surubí

A continuación se detallan las producciones por pozo del campo Paloma, abiertas por gas venta, Petróleo/condensado, para la gestión 2015: FECHA ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-1 5 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

POZOS PLM-B4E PLM-C4 PLM-C5 PLM-A3 PLM-A6 PLM-C9 MPCD BPD MPCD BPD MPCD BPD MPCD BPD MPCD BPD MPCD BPD 0,39 72 0,06 11 0,16 54 0,08 49 2,29 9 2,32 82 0,33 77 0,05 10 0,15 56 0,08 49 2,37 9 2,45 91 0,39 56 0,00 0 0,14 36 0,08 37 1,75 5 1,76 63 0,49 70 0,00 0 0,16 42 0,09 45 2,13 2 2,13 79 0,23 44 0,05 10 0,13 42 0,10 53 2,08 5 2,08 76 0,23 43 0,05 10 0,13 41 0,09 50 2,04 4 2,04 74 0,22 42 0,05 10 0,13 40 0,09 48 2,00 3 2,00 72 0,22 41 0,05 9 0,12 39 0,08 45 1,96 2 1,96 70 0,22 40 0,05 9 0,12 38 0,08 43 1,92 2 1,92 68 0,21 40 0,04 9 0,12 37 0,08 41 1,88 2 1,89 66 0,21 39 0,04 9 0,11 36 0,07 39 1,85 2 1,85 64 0,20 38 0,04 9 0,11 35 0,07 38 1,81 2 1,81 62

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FECHA ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

PL M-HZ1 MPCD BPD 1,39 48 1,51 49 1,30 39 1,68 50 1,64 53 1,61 51 1,58 50 1,55 48 1,52 47 1,49 46 1,46 44 1,43 43


POZOS PL M-A8 PL M-A7 PL M-B8 PL M-C6ST MPCD BPD MPCD BPD MPCD BPD MPCD BPD 0,00 0 0,72 0 0,00 0 0,00 0 1,09 40 3,51 14 0,00 0 0,00 0 1,56 32 2,29 10 0,00 0 0,00 0 1,17 29 1,94 2 0,00 0 0,00 0 0,87 24 0,97 3 0,00 0 0,00 0 0,85 23 0,95 2 0,00 0 0,00 0 0,84 22 0,93 2 0,37 10 0,00 0 0,82 22 0,91 2 0,80 21 0,00 0 0,80 21 0,89 2 0,79 21 0,00 0 0,79 21 0,88 2 0,77 20 0,00 0 0,77 20 0,86 2 0,76 20 0,00 0 0,75 19 0,84 2 0,74 19 0,57 98

CAMPO PALOMA MPCD BPD 7,4 326 11,5 396 9,3 277 9,8 319 8,2 311 8,0 298 8,2 298 8,5 301 8,3 292 8,1 283 8,0 275 8,4 366

Figura 27. Pronóstico de producción campo Paloma

A continuación se detallan las producciones por pozo del campo Surubí BB, abiertas por gas, condensado, para la gestión 2015: FECHA ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

SRB BB-101 MPCD BPD 0,1 75 0,1 82 0,1 73 0,1 79 0,1 79 0,1 78 0,1 78 0,1 77 0,1 76 0,1 76 0,1 75 0,1 75

S BR BB-103 MPCD B PD 0,0 4 0,0 8 0,0 2 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0

S BR BB-104 MP CD B PD 0,1 89 0,1 88 0,1 88 0,1 88 0,1 88 0,1 87 0,1 86 0,1 85 0,0 0 0,1 78 0,4 148 0,3 146

POZOS SBR BB-105 MP CD B PD 0,0 1 0,0 2 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0

SBR BB-109 MP CD B PD 0,0 11 0,0 10 0,0 11 0,0 12 0,0 12 0,0 12 0,0 12 0,0 12 0,0 11 0,0 11 0,0 11 0,0 11

CAMPO SBR BB-110 SBR BB-112 SRB-BB MP CD BP D MP CD BP D MPCD BPD 0 147 0,1 77 0,5 404 0 145 0,1 65 0,5 400 0 145 0,1 30 0,4 349 0 142 0,1 28 0,5 349 0 141 0,1 28 0,5 347 0 138 0,1 27 0,4 341 0 134 0,1 26 0,4 336 0 131 0,1 26 0,4 331 0 128 0,1 25 0,3 241 0 125 0,1 25 0,4 315 0 123 0,1 24 0,7 381 0 120 0,1 24 0,7 375

Figura 28. Pronóstico de producción campo Surubí BB

5.2. Pronósti co de Producción por Campo En los siguientes cuadros se detalla el pronóstico de producción considerando la capacidad de Producción del Área de Contrato Surubí: Consolidado SRB-PLM-BB P ETRÓLE O/ CONDE NS ADO GASOLINA GLP TOTAL LÍQUIDO G AS E N E L P UNTO DE F IS CA LIZA CIÓ N TOTAL

e n e

B bl d 1. 756 Bbld 107 Bbld 327 Bbl d 2.190 M Mpc d 8, 24 BOEd 3.658

b e f

1. 768 145 396 2.309 12, 38 4.514

r a m

1. 507 126 328 1.960 9, 89 3.721

r b a

1. 531 130 392 2.053 10, 59 3.938

y a m

n u j

l u j

o g a

p e s

t c o

v o n

1. 488 115 328 1.931 8, 88 3.512

1. 420 112 320 1.852 8, 68 3.397

1. 439 115 328 1.882 8, 90 3.467

1. 410 118 337 1.864 9, 17 3.497

1. 308 116 321 1.745 8, 88 3.327

1. 439 115 326 1.880 8, 84 3.454

1. 484 115 330 1.929 8, 92 3.518

c i d

5 1 0 2

1. 557 1.508 120 119 343 339 2.019 1.966 8, 75 9,32 3.578 3.626

Figura 29. Capacidad de Producción Consolidado

SURUBI PETRÓLEO/CONDENSADO GASOLINA GLP TOTAL LÍQUIDO GA S E N E L P UNTO DE FIS CA LIZA CIÓN TOTAL

e n e

Bbld 1.026 Bbld 5 Bbld 22 Bbld 1.053 MMpc d 0, 31 BOEd 1.109

b e f

972 5 23 1.000 0, 30 1.054

r a m

r b a

881 3 14 898 0, 19 932

862 5 23 889 0, 31 944

y a m

831 4 22 857 0, 27 905

n u j

l u j

o g a

p e s

t c o

v o n

c i d

5 1 0 2

781 4 19 804 0, 24 847

805 4 21 830 0, 26 877

778 4 20 802 0, 27 850

775 4 20 798 0, 27 846

841 4 21 866 0, 27 914

828 4 21 853 0, 26 900

816 4 21 840 0, 26 886

849 4 21 874 0,27 921

Figura 30. Capacidad de Producción Surubí

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PALOMA PETRÓLEO/CONDENSADO GASOLINA GLP TOTAL LÍQUIDO GA S E N E L P UNTO DE FIS CA LIZA CIÓN TOTAL

e n e

Bbld 326 Bbld 92 Bbld 269 Bbld 687 MMpc d 7, 41 BOEd 2.007

b e f

396 130 334 859 11, 54 2.914


r a m

r b a

y a m

n u j

l u j

o g a

p e s

t c o

v o n

277 112 282 671 9, 27 2.322

319 115 335 770 9, 81 2.516

311 101 274 685 8, 15 2.138

298 99 269 666 7, 99 2.089

298 101 276 675 8, 20 2.135

301 105 285 691 8, 47 2.200

292 103 280 674 8, 30 2.153

283 101 274 658 8, 14 2.107

275 99 269 642 7, 98 2.063

c i d

5 1 0 2

366 311 104 105 283 285 752 701 7, 82 8,57 2.145 2.227

Figura 31. Capacidad de Producción Paloma

BLOQUE BAJO PETRÓLEO/CONDENSADO GASOLINA GLP TOTAL LÍQUIDO GA S E N E L P UNTO DE FIS CA LIZA CIÓN TOTAL

Bbld Bbld Bbld Bbld MMpc d BOEd

e n e

b e f

r a m

r b a

404 10 36 451 0, 52 543

400 11 39 450 0, 53 545

349 11 31 391 0, 43 467

349 10 34 394 0, 47 478

y a m

347 10 33 389 0, 45 469

n u j

l u j

o g a

p e s

t c o

v o n

c i d

5 1 0 2

341 9 32 383 0, 44 462

336 9 32 377 0, 44 455

331 9 31 371 0, 43 448

241 9 22 273 0, 31 328

315 10 31 356 0, 43 433

381 12 40 433 0, 68 555

375 12 40 427 0, 67 547

347 10 33 391 0,48 477

Figura 32. Capacidad de Producción Paloma Surubí Bloque Bajo

5.3. Historial de la Produc ción

En la curva se observa un incremento en la producción de petróleo a comienzos del año 1995 producto de la entrada de los pozos del campo Surubí (SRB-C2, SRB-C3, SRB-C4, SRB-C5, SRB-D1, SRB-D2 y SRB-D3). A su vez, el incremento del año 2005, corresponde a la entrada del pozo SRB BB-110, a la realización de tratamientos ácidos a los pozos SRB BB-103, SRB BB-104 y SRB BB-105 y a la intervención sin equipo realizada en el SRB-A2. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 al reservorio Petaca. A finales de 1999 el pozo PLM-X1 deja de inyectar al reservorio Petaca y empieza a inyectar al reservorio Yantata. El 2003 se inicia la inyección de gas en el pozo PLM-A3 al reservorio Yantata. Actualmente la inyección de gas fue suspendida debido a la demanda de gas. Página 82 de 108



El proyecto de Recuperación Secundaria, se realiza en la formación petrolífera de Lower Petaca. Se inició en octubre de 1999, con un plan piloto, con el pozo SRB-A3i (que fue productor), convertido a inyector de agua. Con la información recabada, se planificó el proyecto de recuperación secundaria a todo el reservorio de Lower Petaca, perforándose 5 pozos, (SRB I1, SRB I2, SRB I3, SRB I4, SRB I5), para luego dar inicio a la inyección de agua en el mes de Abril de 2003, tras la construcción de una planta de tratamiento de agua. En Mayo de 2004 se convirtió el pozo SRB D-1 de productor a inyector, para mejorar los volúmenes de Inyección que en esa fecha habían disminuido considerablemente. En Virtud del bajo aporte asociado a la inyección del agua por los problemas que se presentaron por la baja admisibilidad de los pozos el proyecto de inyección fue suspendido y actualmente se realiza una visualización del mismo en búsqueda de alternativas para optimizar el mismo. Durante el 2013 se inicia la campaña de perforación y WO de los pozos SRB-D5, SRBBB-112, PLM-A8, PLM HZ1 y PLM A7 los cuales fueron los pozos con oportunidad visualizados durante la fase I de acuerdo al plan de desarrollo una vez que de acuerdo al decreto supremo 1202 se emite un incentivo como NC´s para la producción de petróleo de campos maduros. Actualmente se continúa la campaña en búsqueda de oportunidades para mantener la producción de los 3 campos de una manera optimizada.

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ANEXOS

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ANEXO I PLANILL A DE PRESUPUESTO Tipo de Costo

Act iv idad

Subact iv idad

Desarrollo

Perforación Intervención Sísmica Facilidades de Campo Otros

X E P A C

Total Desarrollo

Total CAPEX Producción X E P O

Campo Compresor Generación Eléctrica Planta

Total Producción Administrativo Administ rati vo Total Administrativo Desarrollo-Indirecto Desarrollo Indirecto Total Desarrollo Indirecto Amortización Abandono

Total OPEX Total General

Ejecución Presupuesto Presupuesto Enero - M ayo Aprob ado Modificado (US$) YPFB (US$) YPFB (US$) 758.743 2.388.325 972.336 1.948.645 5.604.200 5.838.527 0 851.312 0 977.671 12.584.487 5.920.163 -5.143 1.233.414 426.101 3.679.915 22.661.739 13.157.127

3.679.915 6.819.651 1.065.131 80.351 728.079

22.661.739 14.021.354 3.799.975 852.445 2.617.434

13.157.127 14.021.354 3.799.975 852.445 2.617.434

8.693.212 1.638.813 1.638.813 155.935 155.935 4.037.572 0

21.291.209 4.743.846 4.743.846 1.144.222 1.144.222 9.561.750 20.137.328

21.291.209 4.689.796 4.689.796 1.144.222 1.144.222 10.429.461 20.137.328

56.878.355 79.540.094

57.692.016 70.849.143

14.525.533 18.205.448 Figura 33. Nota: los valores expuestos no contienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

Variación

Importe (Bs)

-1.415.989 6.767.460 234.327 40.636.148 -851.312 0 -6.664.324 41.204.335 -807.314 2.965.660 -9.504.612 91.573.602 -9.504.612 91.573.602 0 97.588.627 0 26.447.829 0 5.933.019 0 18.217.339 0 148.186.813 -54.050 32.640.981 -54.050 32.640.981 0 7.963.788 0 7.963.788 867.711 72.589.051 0 140.155.801 813.661 401.536.434 -8.690.951 493.110.037

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PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO MODIFICADO 2015 Tipo de SUBACTIVIDAD Costo

PROYECTO

Per forac ión Total Perforación Intervención

Total Intervención Sísmica Total Sísmica Facilidades de Campo X E P A C

A-28

RBO80.4D02.53.PL8ST RBO80.2D01.53.SB112 RBO80.2D01.53.SRD5

Per forac ión Sidetr ac k del poz o PLM- A8ST Perforación SRB-BB112 SRB-D5

A-1 A-2 A-3 A-4 A-5 A-6 A-7 A-29 A-30 A-33

RBO80.5P01.58.SRBA2 RBO80.5P03.58.SRBB104 RBO80.5P04.58.SRBB101 RBO80.5P05.58.PLMC6 RBO80.5P06.58.PLMC7 RBO80.5P07.58.PLMC10 RBO80.5P08.58.PLMC4 RBO80.5P05.58.PLC2 RBO80.5P09.58.PLMB8 RBO80.5P10.58.SRBA1

Pulling SRB-A2 Pulling SRB-BB104 Pulling SRB-BB101 Pulling PLM-C6st Pulling PLM-C7 Pulling PLM-C10 Pulling PLM-C4 Pulling PLM-C2st Pulling PLM-B8 Pulling SRB-A1

A-8

RBO80.5D01.52.SIS-CHQ Sismica Chasqui 3D

A-9

RBO80.2F01.57.TANQ

A-10

RBO80.3F02.57.PY1PL

A-11 A- 12

RBO80.3F04.57.PY1SU RBO80.3F07.57.PY1PL

A-13

RBO80.3F08.57.PY1SU

A-14 A-15 A-16

RBO80.3F03.57.PY1SU RBO80.4F01.57.PY1SU RBO80.5F01.57.PY1SU

A-17

RBO80.5P01.57.PY1SU

A-31

RBO80.5P02.57.PY1SU

A-32

RBO80.5A01.57.PY1SU

Total Facilidades de Campo Otros A-18 A-19 A-20 A-21 A-22 A-23

Reparación de Tanques Mamoré e Instalación de Techos Flotantes Traslado Centro de Control Planta Criogénica PLM-A Centraliz ac ión Sis tem a de Contr ol Mamor é O ptim iz ac ión de S is tem a de Gas Lift Mam or é Mejoramiento Infraestructur as Logísticas Surubí Fase I Pr otec ción F&G y Sis tem a Contra Inc endios Pr otec ción Catódic a Surubí- Paloma Construcción Acueducto SRB-A a SRB-E Reemplazo de Horno H-701 PLM A Planta Criogénica Adecuaciones Sistema de Alivio SRB Planta de Tratamiento de Agua ResidualCampamento Pantanal

RBO80.4G02.50.PY1SU RBO80.5D01.50.VISMR RBO80.5D02.50.VISREC RBO80.5F01.50.PYSU RBO80.5I01.50.PY1SU RBO80.5I02.50.PY1SU

A-24

Mobiliario Surubi Visualización Fase 2 MMR Visualización Recuperación Secundaria MMR Inversión para Continuidad Operativa Renovación Tecnológica Crecimiento Vegetativo Implementación de red de servic ios en campo Mamoré (Red de Control) Comunicaciones Surubí

RBO80.5I08.50.PY1SU RBO80.4I02.50.PY1SU

Total Otros

Total CAPEX Producción- Directo

Cam po Campo Campo Campo Campo

Fijo

Campo Campo Campo Campo Campo Campo Campo Campo Campo

Variable

Campo Total Campo Compresor Fijo

Compresor Variable

X E P O

T o ta l C om pr e so r Fijo

Generación Eléctrica

64001 64002 64003 64004 62000 63003 64010 64012 64013 64014 64015 64016 64020 64007 64009 64008 64015

R E MUNE RAC IO NE S Y C AR GAS S OC IAL ES CAPACITACION GASTOS DE VIAJE HOJAS DE TIEMPO GASTOS PERSONAL AJENO DIFERENCIAS DE CAMBIO SUMINISTROS ALQUILERES MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD RELACIONES COMUNITARIAS OTROS SERVICIOS OTROS HONORARIOS SEGUROS SERVICIOS EN POZO R EP AR AC IO N Y C ONSE RVAC IO N WORKOVER OTROS SERVICIOS

64001 64002 64010 64012 64013 64015 64009 64015

64001 64010 64013 64015 64009

Variable Total Generación Eléctrica Planta Fijo 62000 64001 64002 64010 64013 64015 Variable 64009 Planta 64015 Total Planta

REMUNER ACIO NE S Y C AR GAS S OC IALE S CAPACITACION SUMINISTROS ALQUILERES MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS REPARACION Y CONSERVACION OTROS SERVICIOS REMUNERACIO NES Y CARGAS SOCIALES SUMINISTROS MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS REPARACION Y CONSERVACION

GASTOS PERSONAL AJENO RE MUNE RAC IO NE S Y C AR GAS S OC IAL ES CAPACITACION SUMINISTROS MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS REPARACION Y CONSERVACION OTROS SERVICIOS

Total Producción Administrat ivo- Administrativo Fijo Indirecto

62004 62000 62005 63000 64004 64012 64015

OVERHEAD GASTOS PERSONAL AJENO GASTOS LEGALES SERVICIOS BANCARIOS Y SIMILARES HOJAS DE TIEMPO ALQUILERES OTROS SERVICIOS

Total Administrativ o DesarrolloDesarroll o Indirecto

64003 64004 64013 64015 64007

GASTOS DE VIAJE HOJAS DE TIEMPO MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD OTROS SERVICIOS SERVICIOS EN POZO

Fij o

Variable Total Desarrollo Amortización Abandono

Total OPEX Total General


Ejecución Presupuesto Presupuesto Enero - Mayo Aprobado Modificado (US$) YPFB (US$) YPFB (US$) 941.462 2.388.325 972.336 -81.365 0 0 -101.354 0 0 758.743 2.388.325 972.336 0 830.600 0 0 865.600 865.600 0 880.600 0 0 780.600 780.600 421.973 640.600 457.278 808.913 800.600 800.600 0 805.600 0 717.758 0 926.144 0 0 1.147.705 0 0 860.600 1.948.645 5.604.200 5.838.527 0 851.312 0 0 851.312 0 202.1 93

889.69 9

Variación

Importe (Bs)

-1.415.989 0 0 -1.415.989 -830.600 0 -880.600 0 -183.322 0 -805.600 926.144 1.147.705 860.600 234.327 -851.312 -851.312

6.767.460 0 0 6.767.460 0 6.024.576 0 5.432.976 3.182.655 5.572.176 0 6.445.962 7.988.027 5.989.776 40.636.148 0 0

751.687

- 138.01 2

5.2 31.741

345.8 42

222.75 1

377.779

155.02 8

2.6 29.345

218.840 17.1 34

193.802 4.565.52 1

224.866 30.377

31.064 - 4.535.14 4

1.565.069 21 1.426

1 2. 09 6

2 .4 18 .6 03

6 61 .5 92

- 1. 75 7. 01 1

4 .6 04 .6 83

50.457 130.415 0

2.778.663 238.128 855.253

3.100.925 329.521 0

322.262 91.393 -855.253

21.582.439 2.293.467 0

695

4 22.067

1 53.884

-268.183

1.071.035

0

0

169.530

169.530

1 .179.930

0

0

120.000

120.000

835.200

977.671 0 0 0 0 0 0

12.584.487 39.230 527.508 204.192 191.484 110.000 41.000

5.920.163 0 0 0 155.101 110.000 41.000

-6.664.324 -39.230 -527.508 -204.192 -36.383 0 0

41.204.335 0 0 0 1.079.500 765.600 285.360 835.200

0

120.000

120.000

0

-5.143 -5.143

0 1.233.414

0 426.101

0 -807.314

0 2.965.660

3.679.915

22.661.739

13.157.127

-9.504.612

91.573.602

8 38 .6 44 33.571 441 544.441 0 -4 545.501 270.580 454.908 775 839.055 41.577 146.815 2.208.243 942. 164 -45.795 -1.266 6.819.651 131 .444 0 179.283 359.304 350.657 69 104.716 -60.343 1 .0 65 .1 31 39.176 26.111 21.312 41 -6.289 80.351 0 2 99 .4 27 5.095 137.228 161.939 138.098 -13.708 0 728.079 8.693.212 28.859 3.856 0 0 1.604.902 157 1.039 1.638.813 0 155.935 0 0 0 155.935 4.037.572 0

2 .7 85 .4 98 95.261 1.000 745.291 147.651 0 598.406 1 23.081 1.360.131 105.688 1.722.547 97.931 430.031 4.057.565 1.725.28 6 0 25.989 14.021.354 507.7 22 7.830 286.910 946.110 1.124.367 0 7.742 919.295 3 .7 99 .9 75 137.908 418.036 258.604 0 37.898 852.445 562 1 .1 55 .1 68 14.354 614.917 80.180 46.081 666.208 39.963 2.617.434 21.291.209 146.868 60.000 2.986 54.843 4.479.148 0 0 4.743.846 69.300 854.519 156.674 50.458 13.271 1.144.222 9.561.750 20.137.328

2 .7 85 .4 98 95.261 1.000 745.291 147.651 0 598.406 1 23.081 1.360.131 105.688 1.722.547 97.931 430.031 4.057.565 1.725.286 0 25.989 14.021.354 507.72 2 7.830 286.910 946.110 1.124.367 0 7.742 919.295 3 .7 99 .9 75 137.908 418.036 258.604 0 37.898 852.445 562 1 .1 55 .1 68 14.354 614.917 80.180 46.081 666.208 39.963 2.617.434 21.291.209 92.818 60.000 2.986 54.843 4.479.148 0 0 4.689.796 69.300 854.519 156.674 50.458 13.271 1.144.222 10.429.461 20.137.328

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -54.050 0 0 0 0 0 0 -54.050 0 0 0 0 0 0 867.711 0

1 9. 38 7. 06 9 663.016 6.960 5.187.223 1.027.648 4.164.907 856.646 9.466.510 735.585 11.988.928 681.596 2.993.014 28.240.651 12.007.98 7 180.887 97.588.627 3.5 33.745 54.495 1.996.895 6.584.929 7.825.593 0 53.881 6.398.291 2 6. 44 7. 82 9 959.838 2.909.527 1.799.886 0 263.767 5.933.019 3.910 8 .0 39 .9 72 99.907 4.279.825 558.055 320.721 4.636.808 278.142 18.217.339 148.186.813 646.014 417.603 20.783 381.709 31.174.873 0 0 32.640.981 482.328 5.947.452 1.090.451 351.190 92.368 7.963.788 72.589.051 140.155.801

14.525.533 18.205.448

56.878.355 79.540.094

57.692.016 70.849.143

813.661 401.536.434 -8.690.951 493.110.037

Figura 34. Nota: los valores expuestos no contienen IVA El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/US$

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ANEXO II PROGRAMA ANUAL DE CAPACITACIÓN Y ACTUALIZACIÓN El compromiso de calidad, liderazgo e innovación de Repsol, así como el entorno competitivo y de desarrollo tecnológico en el que opera la Compañía, exigen una constante adaptación al mercado para lograr el desarrollo y crecimiento de la empresa. La formación constituye un factor clave de éxito en el proceso de adecuación de las capacidades y habilidades de los empleados a las necesidades de la organización en el logro de sus objetivos estratégicos. De igual forma mediante este proceso de aprendizaje una persona se hace más competente en el desempeño de su trabajo e incrementa su potencial para ocupar puestos de trabajo de distinta o mayor responsabilidad. De igual forma la formación es una herramienta que sirve para hacer conocer e impulsar una cultura común, facilitar la respuesta ante cambios organizativos y tecnológicos, conocer la normativa existente, otros. Adicionalmente constituyen una forma de relación externa contribuyendo a la difusión de mejores prácticas sectoriales y al intercambio de experiencias entre profesionales. Los programas de formación en Repsol se clasifican atendiendo a su ámbito, en formación institucional - que se llevan a cabo en todo el Grupo, estratégicos de unidad - para satisfacer necesidades concretas de capacitación en determinadas Unidades y Direcciones e individuales - que se desarrollan para satisfacer las necesidades individuales de formación.

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ANEXO III PLAN DE ABANDONO Respecto al Presupuesto de Abandono, en el documento adjunto “Presupuesto de Abandono gestión 2015, Área de Contr ato Surubí, campo Surubí, Paloma y Bloque Bajo” , se explica a nivel de detalle el Objetivo, Alcance, Restauración Ambiental y Costos por Abandono. Cálculo de la provisió n anual La estimación de costos en que se incurriría para realizar las operaciones de abandono del campo Surubí Paloma Bloque Bajo conforme las leyes aplicables y las prácticas prudentes de la industria se presentan en el documento denominado “ Presupuesto de Abandono gestión 2015, Área de contrato Surubí, campo Surubí, Paloma y B loque Bajo” . El monto previsto de abandono para depósito en la gestión 2015 es el siguiente: Depósito en cuenta Fidecomiso - Costo Recuperable US$

Acum . a 2015

20.137.328

El monto expuesto anteriormente, corresponde a la estimación proporcional aplicable a los montos acumulados de gestiones anteriores y de la gestión 2015 para depósito en Fidecomiso. El monto total estimado, se detalla en el documento “Presupuesto de Abandono gesti ón 2015, Área de contrato Surubí, campo Surubí, Paloma y Bloque Bajo”.

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ANEXO IV GESTIÓN DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE A. Gestión ambiental Desde que asumió la responsabilidad de la operación, la compañía ha venido ejecutando sus actividades bajo un estricto cumplimiento de la legislación vigente en el país, como así también la aplicación de Políticas, Normas y Procedimientos con estándares internacionales, considerando los principios del desarrollo sostenible, así como alcanzando el necesario consenso con los actores sociales e institucionales. En lo concerniente al medio ambiente, la compañía aplica un criterio de prevención respecto de los problemas ambientales, que le permiten adoptar iniciativas para promover una mayor responsabilidad ambiental y promover el desarrollo y la difusión de tecnologías respetuosas con el medio ambiente. Para Repsol, la protección del medio ambiente es un objetivo primordial que solo se puede alcanzar con un enfoque preventivo y consistente a lo largo de todo el negocio. Por ello, con independencia al compromiso de cumplimiento de los requisitos legales, Repsol aplica en todas sus actividades y proyectos un conjunto de prácticas y estándares ambientales en todos los países donde opera. La norma interna “Práctica de Desempeño Ambiental – EPP” contiene las mejores prácticas de la industria con relación al desempeño ambiental y establece parámetros de cumplimiento, en base a los requisitos fijados por organizaciones líderes como ser ARPEL, OGP, IPIECA, Corporación Financiera Internacional (IFC), UICN y otras. De esta manera, en nuestras operaciones se realiza una amplia labor para evitar y minimizar impactos ambientales y, en aquellas áreas donde se hayan producido, remediarlos y restaurarlos hasta alcanzar, en lo posible, su estado original. Así mismo, la Compañía utilizando parámetros estrictos, que muchas veces exceden los requisitos de la legislación nacional, realiza las denominadas Preventivas Ambientales, con el objeto de determinar y valorar el impacto puntual de determinada actividad dentro de un programa, mientras este se lleva a cabo en tiempo real, con el fin de adoptar las mejores medidas para evitar y/o mitigar los impactos que puedan producirse. Bajo este compromiso, REPSOL E&P Bolivia S.A. planifica y desarrolla su negocio teniendo en cuenta en todas sus actividades la protección del medio ambiente: – Invirtiendo en medidas preventivas, correctivas y de protección hacia el medio ambiente para evitar o en su caso minimizar el impacto ambiental de las obras, contribuyendo al cuidado del entorno natural. – Implantando la mejor tecnología disponible en todas sus instalaciones. – Informando y sensibilizando a sus trabajadores en cuanto a la incidencia de sus actuaciones sobre el medio ambiente. – Exigiendo a sus proveedores y contratistas el compromiso expreso del cumplimiento de la legislación ambiental. La confianza en los valores personales, la calificación y el comportamiento de sus empleados, ha permitido a la compañía situarse como empresa líder y proseguir con la mejora continua de sus actividades. Página 89 de 108



A.1. Sistema de gestión ambiental El sistema de gestión ambiental se ocupa de controlar y minimizar los aspectos e impactos ambientales generados durante la operación. Este sistema cuenta con documentación que está constituida por: – Política de Seguridad, Salud y Medio Ambiente, que declara el compromiso asumido por la Alta Dirección en cuanto a seguridad, salud y protección del medio ambiente; establece los principios y directrices que rigen todas las actividades que desarrolla Repsol. – Manual de Gestión de Medio Ambiente, que es el marco de referencia donde se recoge la política, las funciones y responsabilidades básicas. El manual de gestión presenta una visión general de la estructura del Sistema Integrado de Gestión, haciendo referencia a la documentación en la que se sustenta el mismo. – Procedimientos Ambientales, que describen el método para controlar los aspectos e impactos ambientales de cada operación por la compañía. – Procedimientos específicos o instrucciones técnicas, que detallan las actividades que hay que controlar y las responsabilidades dentro de una unidad o instalación. Los aspectos ambientales que se controlan son: – Emisiones a la atmósfera: Dióxido de carbono, metano, compuestos orgánicos volátiles y otros que son liberados como parte de los procesos de combustión y acondicionamiento de los hidrocarburos. Para su control y reducción se establecen programas de mantenimiento periódicos que aseguren un funcionamiento adecuado de las instalaciones que las generan y se realizan mediciones e inspecciones para su cuantificación. – Vertidos de aguas residuales e industriales: consistentes en aguas sanitarias, de refrigeración de las plantas y pluviales. Cada año se elaboran programas de vigilancia para controlar el óptimo funcionamiento de los sistemas de tratamiento y depuración, asegurando que no exista contaminación al medio ambiente. – Residuos: Los residuos generados por la operación son tratados de acuerdo a su tipo y composición: reutilizables, reciclables, peligrosos, urbanos y asimilables e inertes. Para ello, se dispone en campo de un área de Transferencia donde se realiza la separación y clasificación para darles el tratamiento adecuado. Los residuos orgánicos son incinerados en hornos pirolíticos a altas temperaturas bajo un concepto de combustión altamente eficiente. El tipo de residuo que no se puede tratar o reciclar dentro de las instalaciones se entrega, en las condiciones legalmente establecidas, a un gestor autorizado mediante un servicio de retirada y transporte. Asimismo, se realizan inspecciones trimestrales para verificar que las condiciones de almacenamiento de los residuos son las adecuadas. – Contaminación del suelo: se trata de un aspecto potencial que se origina en caso de producirse un eventual derrame de producto con contenido de hidrocarburos. Para su prevención, estos productos se ubican en zonas impermeabilizadas, disponiendo de medios de contención y estableciéndose pautas para su correcta manipulación. En caso de producirse suelos o lodos contaminados con hidrocarburos, son tratados por procesos de bio-remediación (Landfarming o Biopilas).

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– Consumos de energía: principalmente de electricidad y gas natural. Se lleva un registro y seguimiento del consumo energético que es requerido para la operación del Área, definiéndose acciones orientadas a su reducción. – Ruidos: generados por el funcionamiento de las instalaciones. Anualmente se desarrolla un programa de vigilancia para determinar el grado de afección que producen estas instalaciones y, en su caso, las medidas correctoras necesarias como por ejemplo la cartelería necesaria para el uso de protección auditiva en instalaciones que presentan condiciones sonoras especiales. Los resultados obtenidos en el monitoreo continuo de todos estos aspectos ambientales sirven para establecer los objetivos de mejora, así como la asignación de responsabilidades y recursos para llevarlos a cabo. Para el registro, análisis, seguimiento y consolidación de la información ambiental, REPSOL E&P Bolivia S.A. dispone de una aplicación informática propia que permite la carga y seguimiento de los indicadores ambientales en los siguientes vectores: emisiones a la atmósfera, gestión del agua, gestión de la energía, generación y disposición de los residuos, así como para el registro de derrames y su tratamiento. En el caso de los gases de efecto invernadero (GEI), el inventario de REPSOL E&P Bolivia S.A. está basado en las Directrices de la industria petrolera para la notificación de emisiones de gases de efecto invernadero desarrolladas por API (American Petroleum Institute), IPIECA (International Petroleum Industry Environmental Conservation Association) y OGP (International Association of Oil and Gas Producers). A.2. Gestión ambiental en nuevos pro yectos REPSOL E&P Bolivia S.A. desde el inicio de todos sus proyectos toma en cuenta criterios de conservación, manejo y preservación del medio natural, lo que implica conocer en detalle los impactos que pudieran generarse. Una vez identificados dichos impactos se procede a definir, en las distintas fases del proyecto, las medidas preventivas, de minimización y/o correctivas correspondientes. En la fase de planificación se estudian los trazados o alternativas básicas y se selecciona la de menor impacto. Una vez determinado el alcance básico del proyecto, se procede al estudio de detalle de sus impactos, identificando las medidas correctoras de minimización de los mismos. Con la presentación del Estudio de Impacto Ambiental ante la Autoridad Ambiental Competente se inicia el trámite de evaluación de impacto para aquellos proyectos que la legislación aplicable establezca. El impacto ambiental está definido en la reglamentación de la Ley ambiental boliviana, como todo efecto que se manifieste en el conjunto de valores naturales, sociales y culturales existentes en un espacio y tiempo determinados y que pueden ser de carácter positivo o negativo. Toda intervención del hombre sobre el entorno, independientemente del tipo de actividad, produce impactos de las características mencionadas.

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Por ello se elaboran los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA), que contienen las medidas de prevención y mitigación y se aplican los seguimientos pertinentes, que permiten ir modificando algunas operaciones con el propósito de prevenir, reducir y/o mitigar los impactos al medio. Asimismo, el EEIA debe contener los resultados de los procesos de “Consulta Pública” y si fuera requerido la “Consulta y Participación”, según el alcance geográfico y categorización del proyecto. Estos procesos permiten informar sobre los objetivos y alcance del proyecto, así como establecer el consenso con la población en su conjunto y los distintos niveles organizacionales de la misma. Durante la fase de ejecución de las obras, la compañía asegura la protección del medio ambiente mediante la presencia de un técnico que realiza la vigilancia ambiental. Este técnico o Supervisor Operativo de Campo (SOC) se encarga de la verificar la correcta ejecución de las medidas preventivas y correctoras previstas, prestando especial atención a las prescripciones de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). Además, mantiene los contactos pertinentes con la Administración, informándoles sobre los hechos más relevantes acaecidos durante el desarrollo de las obras. REPSOL E&P Bolivia S.A. transmite y hace extensivos sus requisitos ambientales del proyecto a sus contratistas de obras exigiéndoles, además, la elaboración de un plan de calidad que incluye conceptos y medidas de protección ambiental. Todas estas medidas van acompañadas, de manera periódica, de auditorías para verificar el cumplimiento de los requisitos ambientales aplicables a cada proyecto. Una vez concluidas las obras y restituidos los sitios a su estado lo más similar posible al estado original, se procede a la reforestación de las zonas naturales afectadas. En los años siguientes se realiza una vigilancia para garantizar el éxito de las obras de control de erosión, reforestación y la efectividad de las medidas correctoras implantadas. A.3. Gestión de residuos sólidos, líquidos y monitoreo ambiental Los residuos generados en la operación del campo y los proyectos en general, son tratados de acuerdo a su tipo y composición, para ello se cuenta con un servicio especializado a cargo de la gestión integral de los residuos sólidos y líquidos. Estas actividades pueden incluir la clasificación, incineración, tratamiento de lodos, retiro, transporte, tratamiento y disposición final de los residuos según sea necesario. Los monitoreos ambientales incluyen mediciones de emisiones atmosféricas (gases de combustión, COV’s, etc), carga térmica, ruido puntual y nivel sonoro, luminosidad, vibraciones, análisis físico químico y bacteriológico del agua de consumo y alimentos y análisis de aguas residuales entre otros parámetros. Estas mediciones se llevan a cabo de acuerdo al programa establecido por Seguridad y Medio Ambiente de Repsol. En caso de identificarse desviaciones estas son inmediatamente sometidas a consideración para diseñar acciones correctivas, plazos y responsabilidades definidas por el personal competente. Como parte de la mejora continua en el monitoreo ambiental, se tiene previsto realizar el monitoreo de emisiones fugitivas a través de cámaras infrarrojas (LDAR); dicho Página 92 de 108



programa está orientado a detectar y cuantificar las pérdidas de gas y compuestos volátiles a lo largo de todas las instalaciones de proceso, con el objeto de establecer un programa de reparación que permita minimizar dichas pérdidas y mejorar el nivel de seguridad en las instalaciones. A.4. Gestión de control de derrames Contar con una adecuada gestión de prevención y control de derrames es fundamental para cumplir no solo con los requisitos legales nacionales e internacionales sino también para mejorar el desempeño global de la compañía en la mayoría de sus operaciones. REPSOL E&P Bolivia S.A. cuenta con una gestión integral en materia de derrames compuesta básicamente por 5 componentes fundamentales: Capacitación, Inspección y Mantenimiento de equipos, Simulacros, Actualización de Planes de Contingencia y Sistema de Registro (Sistema GAMA). Se cuenta con un programa de inspección y mantenimiento de los elementos y equipos para el control de derrames. Por otra parte, se realiza estudios de evaluación de la capacidad para atención de derrames. A partir de estos elementos se determina las necesidades de reposición y adquisición de equipos y materiales para atender este tipo de contingencias. B. Gestión d e seguridad y salud en el trabajo La seguridad y salud en el trabajo son valores esenciales en el desarrollo de actividades de la compañía, por tal razón la gestión de seguridad y salud en el trabajo está enfocada en la prevención en todas las actividades de la cadena de valor de la empresa. Se destacan 2 aspectos importantes: La seguridad y salud en el trabajo son responsabilidad de la administración de línea, lo cual significa que toda persona con personal a cargo, ya sea propio o contratista, es responsable de la integridad física de estos trabajadores, mediante la observancia de procedimientos y prácticas de trabajo seguras. Todos los incidentes pueden prevenirse, lo cual conlleva la utilización de metodologías, técnicas y prácticas de trabajo en las que la minimización de riesgos es imprescindible y prioritaria, requiriendo la asignación de recursos humanos y económicos necesarios para una gestión de seguridad acorde a las exigencias nacionales e internacionales. B.1. Evaluación de ri esgos laborales REPSOL E&P Bolivia S.A. aplica 3 tipos de metodología para la identificación y evaluación de riesgos laborales previo al inicio de actividades: Evaluación de Riesgos por puestos de trabajo, aplicable a puestos fijos cubiertos por personal propio, personal contratado y proveedores de servicios. Análisis de Trabajo Seguro aplicable a actividades temporales como proyectos, servicios esporádicos, entre otros. •

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HAZID (Identificación de Peligros) aplicables a proyectos de de mayor complejidad, costo y participación de una cantidad significativa de personal. •

El objeto de estas metodologías es identificar, evaluar y valorar los niveles de riesgo de las tareas y tomar medidas de control que minimicen estos riesgos para garantizar operaciones con niveles de riesgo tolerables. Entre las medidas de control más frecuentes destacan la formación en procedimientos de seguridad, uso correcto de equipo de protección personal, aplicación de controles y mediciones de atmósferas (gases inflamables, aire y contaminantes, entre otros), supervisión operativa de seguridad, revisión de procedimientos de salud en el trabajo y otros controles de ingeniería. Es importante resaltar que una de las principales actividades en la gestión de seguridad y salud en el trabajo es la aplicación de metodologías de evaluación de riesgo y las medidas de control recomendadas antes del inicio de los trabajos. B.2. Supervisión operativa de campo El objetivo principal de la supervisión operativa es apoyar las operaciones en la ejecución de tareas siguiendo todos los lineamientos definidos en el Sistema Integrado de Gestión de Salud, Seguridad y Ambiente (SIG) establecidos bajo las normas ISO 14001, OHSAS 18001 e ISO 9001/TS29001 y mantener un nivel de desempeño en Seguridad y Medio Ambiente homogéneo y de estándar de clase mundial en todas las áreas operativas de REPSOL E&P Bolivia S.A. Las funciones de supervisión operativa son realizadas por personal contratado idóneo, con experiencia comprobada en la materia y con un espíritu ampliamente proactivo, de constante apoyo a las operaciones de campo y anticipando las necesidades operativas en lo que se refiere a Seguridad y Ambiente tanto para garantizar la integridad del personal, instalaciones y entorno, como para cumplir con los requerimientos del SIG. Las funciones que se desempeñan se agrupan genéricamente en las siguientes categorías: •

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Capacitación y entrenamiento, en especial inducción en seguridad Seguimiento a aplicación de procedimientos Auditorías, inspecciones y revisiones periódicas Coordinación Operativa

La supervisión de seguridad y medio ambiente constituye uno de los principales soportes en la gestión de operaciones, ya que permite que los responsables de la operación puedan gestionar de forma adecuada los riesgos de una instalación y cumplir con la responsabilidad de garantizar la seguridad de las personas e instalaciones en las operaciones de REPSOL E&P Bolivia S.A. B.3. Combate de incendi os Uno de los principales riesgos presente en las operaciones de REPSOL E&P Bolivia S.A. es el riesgo de explosión e incendio, cuyas consecuencias representan a los eventos no deseados mayores de sus instalaciones con probabilidad de ocasionar daños a personas, medio ambiente y daños materiales. El objetivo de todos los tipos de entrenamiento en Combate de Incendios que REPSOL E&P Bolivia S.A. aplica en sus operaciones es mantener entrenado y preparado al personal en las técnicas de Página 94 de 108



respuesta a eventos como explosión e incendio. Este tipo de respuesta se encuentra debidamente consignado en los planes de contingencias. El entrenamiento de Combate a Incendios tiene el siguiente contenido: •

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Teoría de la combustión y extinción Técnicas y equipos de Extinción Límites de Inflamabilidad Flashover y retroceso de llama Bleve Boil over Seguridad del Brigadista. Vestimenta de Protección. Extintores: Tipos y clases de extintores y medios de extinción. Utilización correcta de los extintores apropiados para cada clase de riesgo. Mangueras: Uso apropiado de mangueras de incendio. Ejercicios de tendido de mangueras. Ejercicios de Manejo de Mangueras y Lucha Contra Incendios en Líquidos Inflamables. Ejercicios de Lucha Contra Incendios con gas a presión y aislación de válvulas. Ejercicios de Lucha Contra Incendios con piscina incendiada, aislación de válvulas e incendios forestales. Manejo de heridos: Primeros Auxilios en simulacros. Método RCP. Uso de equipos de respiración autónoma

C. Planes de contingencias para caso de emergencia o fuerza mayor GENERALIDADES Este Plan de Contingencias cubre las siguientes emergencias: EXPLOSION E INCENDIO DERRAME DE HIDROCARBUROS Y/O PRODUCTOS QUIMICOS PERDIDA DE GAS EMERGENCIAS MEDICAS (ACCIDENTES PERSONALES) ACCIDENTES DE TRAFICO FALLAS EN AVIACION El Plan de Contingencias consiste en la organización de los recursos que se dispone para prevenir o paliar la ocurrencia de eventos no deseados. El plan define una operación integrada, establece obligaciones y responsabilidades, además de fijar procedimientos que permiten una rápida acción para actuar en situaciones de emergencia, a través de tres sistemas: •

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SISTEMA DE COMUNICACION SISTEMA DE MANDO SISTEMA DE INTERVENCION

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C.1. SISTEMA DE COMUNICACIÓN Los sistemas de comunicación dentro del Plan de Contingencia tienen dos fases, una preventiva y otra correctiva. La Fase Preventiva incluye en primer lugar la capacitación y simulacros, además, la señalización de seguridad y vial de los lugares de evacuación, como así también el conocimiento: sobre cantidad, calidad y estado de obsolescencia de los recursos materiales, ya sean instalaciones fijas, autobombas, ambulancias, herramientas varias y productos que se disponen en el área para paliar la contingencia. Asimismo, es importante documentar el nivel de conocimientos y la capacitación necesaria para completar la formación del personal integrante de brigadas de acuerdo al perfil. El Jefe del Grupo de Respuesta recibe con una periodicidad semanal y/o mensual, del Supervisor de SMA de Campo los siguientes formularios:  

Inventario de Recursos Materiales para Control de Derrames Check List Inspección Bombas y Red Contra Incendio y Carro de Bomberos

La Fase Preventiva incluye la capacitación y simulacros de emergencias en pista de aterrizaje, helipuertos u otro, así como también la inspección y control de los elementos y equipos para situaciones de emergencias disponibles. La Fase Correctiva del sistema de comunicación se inicia con la llamada de ALERTA proveniente de cualquier lugar por un observador inicial, que detecta un acontecimiento no deseado como ser accedente personal, explosión, incendio, derrame, pérdida de gas o descontrol de pozos, ocasionado por causas naturales o accidentales. Cuando el Operador reciba una llamada de aviso de un acontecimiento no deseado, activará el rol de llamadas de acuerdo a las siguientes etapas: 1 - Si el acontecimiento ocurre DENTRO DEL HORARIO DE TRABAJO DIURNO EN DIAS HABILES, en instalaciones de campo la información de la emergencia será recibida por el Jefe del Grupo de Respuesta, quien evaluará la magnitud de la emergencia y de ser necesario activará el sistema de alarma, convocando al Grupo de Respuesta para la aplicación del Plan de Contingencia. 2 - Si el acontecimiento ocurre EN HORARIO NOCTURNO, FINES DE SEMANA O DIAS FERIADOS, en instalaciones de campo la información de la emergencia será recibida por el Supervisor de Turno, quien evaluará la emergencia y de ser necesario activará el sistema de alarma, convocando al Grupo de Respuesta e informará al Jefe del Grupo de Respuesta que esté de Guardia Pasiva.

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Ante el anuncio de ALARMA, el Plan de Conti ngencia contempla un Punto de Reunión, dentro del área de planta, donde todo el personal (propio, contratado y visitas) se congrega para el recuento, y en espera de una directiva, por parte del Jefe del Grupo de Respuesta. Cada instalación tiene claramente definido e identificado el Punto de Reunión. Es import ante que la autoevacuación del interior de las plantas y ofi cinas se lleve a cabo respetando la señalización de seguridad, sobretodo l a dirección de desplazamiento: EXIT; SALIDA, etc. El personal de Puestos Críticos, que por sus funciones no puede abandonar el lugar de trabajo en forma inmediata, permanecerá en sus lugares hasta que se les solicite la evacuación. Se mantendrán en su puesto solo si su lugar de trabajo no está involucrado en la emergencia y es seguro permanecer en él. C.2. SISTEMA DE MANDO Las funciones del Jefe del Grupo de Respuesta, Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta y Supervisor de SMA de Campo son las que se señalan a continuación: Jefe del Grup o de Respuesta (JGRE) Es la persona designada por la Empresa para asumir la responsabilidad de conducir y coordinar las acciones para controlar el acontecimiento. Esta responsabilidad por lo general, recae en una sola persona. Sin embargo en casos graves estará asesorado por un equipo de especialistas en diferentes materias, quien dependerá del Comité de Crisis. Puede darse también el caso que sea necesario un Asistente directo del Jefe del Grupo de Respuesta para repartir el peso de la carga de trabajo. Esta persona la designa él mismo, con la función de Jefe de Operaciones del Grupo de Repuesta. Jefe del Grupo de Respuesta califica el nivel de acontecimiento. Si se trata de un caso grave activa el Plan de Contingencia y toma las siguientes acciones: •

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Activa la parada de emergencia de las instalaciones involucradas o comprometidas en el suceso. En el caso de pistas se suspende el despegue y aterrizaje de aviones, comunicándose esta situación al operador del servicio de transporte aéreo. Si corresponde, ordena el corte de suministro de gas, electricidad y petróleo. Solicita un informe de la emergencia. Asegura que el área en emergencia haya sido aislada. Convoca en forma total o parcial, a los integrantes de las diferentes brigadas, coordinando los trabajos de las mismas. Si es necesario dirige las acciones de la Brigada de Ataque. Ordena que se aseguren el resto de las operaciones en los lugares que no estén en emergencia y si es necesario activa el paro de emergencia en esos lugares.

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Notifica de la emergencia al Gerente de Producción en Santa Cruz, con quién mantiene un contacto permanente, para lo cual establece el sistema de comunicaciones más apropiado. Coordina las tareas del Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta, que es su subordinado directo. Cuando sea necesario puede designar varios Jefes de Operaciones y/o Supervisores, previa delimitación de las áreas geográficas de actuación de cada uno de ellos. Determina las estrategias y prioridades de protección de los recursos amenazados, en consulta con su Grupo de Respuesta. Confecciona el Informe Preliminar dentro de las 24 hs. de ocurrida la contingencia o designa una persona para la elaboración del mismo, ingresando la información al Sistema GAMA. Ordena todo el registro de documentación necesaria para las acciones y reclamos por seguros. Esto incluye películas, videos, fotografías, muestras, informes, gastos, etc. Solicita la ayuda que juzgue conveniente para enfrentar la contingencia, basándose en las Actas o Convenios firmados con Organismos Estatales o Privados. Ordena la vigilancia y control, si lo considera conveniente, de las tareas operativas que se desarrollan en la zona afectada. Puede modificar el punto de reunión, para minimizar el riesgo, de acuerdo a las características de la emergencia.

Nota: esta secuencia no fija un orden de prioridades, el Jefe del Grupo de Respuesta es quién la establece, de acuerdo a las características de la emergencia. Jefe de Operacion es del Grupo de Respuesta (JOGRE) El Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta depende directamente del Jefe del Grupo de Respuesta con quien mantiene un contacto permanente y tiene, bajo sus órdenes y responsabilidad, a los supervisores y personal de las diferentes brigadas. Su función es: •

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Ejercer una supervisión constante del área de operaciones bajo su responsabilidad, dirigiendo personalmente la coordinación entre las diferentes brigadas. Cuando sea necesario podrá designar algunos asistentes como ayudantes para que se hagan cargo de operaciones específicas. Plantea sus requerimientos al Jefe del Grupo de Respuesta, lo mantiene informado permanentemente sobre la evolución del hecho y el avance de las tareas de neutralización del acontecimiento.

Supervisor de SMA de Campo •

Lleva el recuento del personal que integran las diferentes Brigadas; es decir; los que están afectados al área en emergencia, y del resto de personal, informando al Jefe del Grupo de Respuesta.

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Se encarga de que se mida el nivel de explosividad del área en emergencia o donde sea requerido. Si existieran concentraciones importantes de gas en el área, (más de 5% LEL del gas o de la mezcla explosiva), solicitará al Jefe del Grupo de Respuesta, que ningún vehículo se mueva y que no se permita el ingreso de vehículos hasta nueva orden. Asiste al Jefe del Grupo de Respuesta durante la emergencia. Proporciona todos los equipos de seguridad que sean necesarios para la emergencia. Coordina la supervisión de la(s) bomba(s) de agua del sistema fijo.

C.3. SISTEMA DE INTERVENCION El sistema de intervención actúa a través de las siguientes brigadas: • • • •

Brigada de Ataque (Incendio, Explosión o Derrame) (BAT) Brigada de Rescate y Primeros Auxilios (BRPA) Brigada de Evacuación (BEV) Brigada de Control de Acceso y Tránsito (BCAT)

Brigada de Ataque (Incendio, Explosión o Derrame) Es el grupo de personas organizadas y capacitadas con el fin de enfrentar, mitigar o eliminar la ocurrencia de incendios, explosiones, fugas y derrames. Estando integrada por personal habilitado física y clínicamente por el servicio médico. El brigadista de ataque no debe usar barba ni lentes de contacto, no puede sufrir enfermedades que afecten su desempeño tales como asma, epilepsia, claustrofobia, vértigo, etc., además, no tener exceso de peso y poseer resistencia a los cambios de temperatura. Los integrantes de esta brigada deben estar entrenados en el uso de los materiales contra incendio con que cuenta la Empresa, el control de derrames y emergencias, el uso de equipos de protección respiratoria y técnicas de extinción de incendios, etc. La función principal es mantener controlada la emergencia hasta su control total o hasta la llegada de otras fuerzas que complementen la acción. La integran Supervisores de Turno, Operadores de Producción, Personal de Mantenimiento, etc. Entre sus funciones específicas están: • • •

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Delimitar el área del acontecimiento. Participar activamente en el combate de la emergencia. Suministrar materiales para el combate de incendios, el control de derrames, etc. Ubicados en algún hidrante cercano al área del incidente participan activamente en el ataque al fuego, además de enfriar los equipos adyacentes. Activa los sistemas de espuma.

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Cuando aplique, poner en servicio la autobomba o carro de bomberos por brigadistas autorizados. En caso de derrames, cierra las válvulas respectivas para bloquear el flujo de petróleo en líneas de pozos, tanques de almacenaje u oleoductos. En caso de derrames, asesora a la(s) cuadrilla(s) de mantenimiento en la construcción de diques y/o zanjas de contención. Asesora a la/s cuadrilla/s de mantenimiento en el uso de barreras flotantes, cuando el derrame se de en cuerpos de agua. Interrumpe el flujo de gas en líneas de pozo o gasoductos. Cierra las válvulas respectivas para bloquear las instalaciones relacionadas con el escape de gas.

Brigada de Rescate y Primeros Auxi lios Es el grupo de personas organizadas y capacitadas para rescatar y proveer los Primeros Auxilios, está integrada por personal habilitado física y clínicamente por el servicio médico, estando dirigida por el médico, cuando cuenta con ese profesional el Área. Funciones del Médico del Área: •

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Mantiene los suministros médicos listos para ser utilizados y actuar en cuanto sea solicitado. Asiste y colabora con los integrantes de la brigada a proveer Primeros Auxilios. Coordina con el Jefe del Grupo de Respuesta el lugar adecuado para acomodar a posibles accidentados. Coordina con el Jefe del Grupo de Respuesta asistencia y/o medicamentos adicionales si fuera necesario. Evalúa la condición de cada accidentado para determinar la necesidad de un evacuación médica. Coordina la evacuación médica, informando al Jefe del Grupo de Respuesta.

Brigada de Evacuación Es el grupo de personas organizadas y capacitadas para dirigir a los trabajadores a un lugar seguro o punto de reunión, que está identificado en cada área operativa. Está integrada por personal habilitado física y clínicamente por el servicio médico. El personal de la Brigada comenzará a actuar en el momento que suena la alarma de emergencia, asegurándose que todas las personas en su zona hayan evacuado y de ser necesario prestando ayuda a quien lo requiera. En el caso de pista de aterrizaje, la Brigada comenzará a actuar a partir de la notificación por parte del JOGRE. Si durante el conteo se verificara que alguna persona quedó en el interior de las instalaciones, el personal de la Brigada de Evacuación dará aviso al Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta para que la Brigada de Rescate y Primeros Auxilios proceda con el operativo de rescate. Página 100 de 108



Ante un caso de evacuación del Área, es recomendable utilizar el camino principal y no los secundarios o caminos de interconexión de pozos, no obstante, si debido a la emergencia se encuentran obstaculizado el camino principal, se deberán utilizar los caminos secundarios. La evacuación a través del campo como alternativa, no es recomendable debido al desconocimiento del terreno, la falta de orientación a través del mismo y la dificultad que se puede originar para la ubicación de las personas por parte del grupo de rescate. Brigada de Control de Acceso y Tránsito Es el grupo de personas organizadas y capacitadas para controlar los ingresos y egresos a las instalaciones (ambulancias, auto bombas, personal, etc.) y de verificar el número de personas que están registradas como visitas para conocer su localización y brindarles la ayuda necesaria. CIERRE DE LA CONTINGENCIA Concluida la emergencia se realizará una reunión con la participación del Jefe del Grupo de Respuesta, Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta, Supervisor de SMA de Campo, los responsables de las distintas brigadas y todo aquel personal que haya participado y que el Jefe del Grupo de Respuesta considere necesario y efectuarán un informe crítico de evaluación de la actuación durante la emergencia para emitir recomendaciones de mejora, ingresando la información al sistema GAMA. C.4. EMERGENCIAS MÉDICAS En cualquier momento que una(s) persona(s) por causa de un accidente o enfermedad se encuentre(n) en condiciones tales que el médico decida una evacuación médica del área de influencia del Campo Surubí, el Jefe del Grupo de Respuesta deberá contactarse con el Supervisor de Salud y/o Ingeniero de Seguridad de la ciudad de Santa Cruz (o sus reemplazantes), para coordinar la operación de evacuación, activando el MEDEVAC. Para operaciones de Evacuaciones Médicas, REPSOL E&P Bolivia S.A., a través de un convenio, dispone de la compañía “AEROESTE” especializada en evacuaciones aéreas. C.5. ACCIDENTES DE TRANSITO Son accidentes, con ocasión del trabajo, relacionados con vehículos de transporte (personas, incluida la actividad comercial, o productos) conducidos por personal propio o por personal contratista bajo un contrato directo con REPSOL E&P BOLIVIA S.A. Toda persona que se vea involucrada en un accidente de tráfico dentro de su horario de responsabilidad laboral o conduciendo un vehículo de la empresa y dentro del área de influencia del Campo Surubí, deberá activar el rol de llamadas establecido.

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C.6. FALL AS EN AVIACION En el caso de fallas en aviación, ya sean de tipo mecánicas, humanas, factores externos, problemas logísticos y otros aspectos que puedan ocasionar contingencias en aviación, el personal de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., el personal de empresas contratistas, socios y otras personas que hacen uso del servicio de transporte aéreo, se acogerán al Plan de Contingencias de la empresa de transporte AEROESTE, el cual se pondrá en práctica bajo coordinación permanente del JOGRE con el Jefe del Grupo de Respuesta de Aeroeste. C.7. SIMULACROS Se efectúan simulacros de explosión, incendio, evacuación médica terrestre, evacuación médica aérea, evacuación de zonas de trabajo, derrame de hidrocarburos, quedando documentada la evaluación de los mismos con el propósito de controlar los tiempos de comunicación e intervención, medir el desempeño de las brigadas y obtener recomendaciones para la mejora continua.

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ANEXO V ACTIVIDADES ACTIVIDA DES DE RESPONSABILIDAD RESPONSABIL IDAD SOCIAL SOCIA L EMPRESARIAL EMPRESARI AL La implementación del primer plan de Responsabilidad Corporativa nos ha ayudado a integrar la Responsabilida Responsabilidad d Corporativa en en el modelo de negocio. Por este motivo motivo la unidad de negocios Bolivia ha conformado su Comité de Responsabilidad Social. El Plan de Responsabilidad Corporativa ayudará a continuar conduciendo los negocios por el cauce ético, a respetar los Derechos Humanos, y a minimizar el impacto ambiental a medida que se ponen en marcha nuevos proyectos. Éste construirá sobre lo ya logrado, y ayudará a la compañía a dar respuesta a los nuevos retos a los que se enfrenta. Este plan define trece nuevos programas estratégicos y transversales. Estos programas se han definido previo análisis de las expectativas de los grupos de interés, de las lecciones aprendidas del plan anterior y del contexto económico y social actual y a medio plazo. El plan está destinado a ordenar, orientar y coordinar el planteamiento de la compañía en la materia. Los trece programas son los siguientes: 1. Comportamiento ético 2. Respeto y promoción de los derechos humanos 3. Fomento de la transparencia transparenc ia y lucha contra la corrupción. 4. Compromiso con nuestra gente. 5. Incremento Increment o de la seguridad. 6. Inserción Inserció n en la comunidad. 7. Energía sostenible y cambio cambio climático. 8. Control y minimización minimización del impacto impacto ambiental. 9. Protección de la biodiversidad. biodiversidad. 10. Cadena de valor sostenible: sostenible: Responsabilidad Responsabilidad Corporativa en la cadena de suministro, distribución, socios y proveedores proveedores 11. Revisión del cuerpo normativo en materia de Responsabilidad Corporativa 12. Integración de la Responsabilidad Corporativa en el modelo de negocio 13. Comunicación del Plan de Responsabilidad Re sponsabilidad Corporati C orporativa va y del desempeño desempe ño en Responsabilidad Responsabilidad Corporativa.

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ANEXO VI ACTIVIDADES ACTIVIDA DES DE RELACIONAMIENTO RELACIONA MIENTO COMUNITARIO En los Programas de Relaciones con la Comunidad se debe cubrir todo el rango de impacto sociales sociales (positivo (positivo y negativos) negativos) que un un proyecto petrolero o gasífero pueda provocar. Un Programa de Relaciones con la Comunidad equilibrado, que asegure el cumplimiento de una “Política de Buen Vecino” ayuda a la compañía a materializar el compromiso de respetar las normas legales y promover el desarrollo sostenible, asumido tanto en su Política Ambiental, como la Política de Acción Social, a la vez que le permite colaborar con el Gobierno en la satisfacción de las necesidades locales en el área donde opera. Objetivos • •

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Reducir el impacto social y ambiental y por lo tanto el costo de la operación. Prevenir y manejar los posibles conflictos sociales, mitigando los impactos sociales culturales y ambientales identificados en el Estudio de Impacto Ambiental y Social. Desarrollar los trabajos en un clima de armonía y mutuo respeto. Poner en marcha un plan de apoyo comunitario que ayude a satisfacer las necesidades básicas de las poblaciones indígenas y campesinas vecinas.

Política de Relacionamiento Relacionamiento con comuni dades dades Formalizando el compromiso social de Repsol con el respeto y desarrollo sostenible de las comunidades, regiones y países donde opera y con la finalidad de facilitar el conocimiento público de sus compromisos y su comprobación por parte de terceros, tomando como marco de actuación el pleno respeto a la legalidad vigente en cada país y a la soberanía de cada Estado, adopta la Política de Relaciones con la Comunidad y la Norma de Actuación en las Relaciones con Comunidades Indígenas y se compromete a: •

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Identificar y evaluar evaluar para actuar. Repsol identificará y caracterizará, con la participación, en su caso, de las autoridades públicas y organizaciones sociales locales, regionales o nacionales, las necesidades y aspiraciones de las comunidades en el entorno de sus instalaciones, así como los potenciales beneficios, riesgos e impactos sociales, culturales y ambientales de sus actividades y proyectos. Para ello hará uso de herramientas formales destinadas a evaluar dichos impactos, oportunidades y riesgos. Cumplimiento normativo, integridad y diálogo Repsol velará por el cumplimiento, en todos los entornos donde la compañía opera, de la legalidad nacional e internacional vigente, así como de las políticas, normas, y procedimientos internos de los que voluntariamente voluntariamente se ha dotado. Las relaciones con las comunidades deben estar basadas en los principios de reciprocidad, beneficio mutuo, integridad, responsabilidad, buena fe y transparencia informativa. Para ello, desde el comienzo de su actividad en un entorno social, y tan pronto como sea posible en la planificación de los proyectos, Repsol establecerá canales o difundirá los existentes para facilitar que los grupos de interés puedan transmitir a la Compañía sus inquietudes y sugerencias. Página 104 de 108

PROGRAMA DE TRAB TRABAJO AJO Y PRESUPUESTO PRESUPU ESTO MODIFICADO MODIFICA DO 2015 •

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CAMPO PALOMA, SURUBI Y SURUBI SURU BI BB BB

Planificar las actuaciones Las actuaciones de diagnóstico y de diálogo, las medidas de prevención, prevención, mitigación y compensación de impactos adversos, así como de identificación de oportunidades conjuntas de desarrollo, quedarán documentadas en un Plan de Relaciones con la Comunidad para cada proyecto que lleve a cabo Repsol con las siguientes características: o

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El plan será consultado y, en los casos en que legalmente así se requiera acordado, con los interlocutores identificados en los procesos de consulta. El cumplimiento del Plan de Relaciones con la Comunidad será evaluado anualmente. La forma en la que se llevará a cabo esta evaluación deberá formar parte del Plan. El plan cuantificará los desembolsos económicos que en su caso vayan a ser comprometidos por Repsol en el marco del mismo, siendo aplicable al conjunto de compromisos económicos de cada plan las normas internas de Repsol previstas para la aprobación de inversiones.

Prevenir Prevenir los ri esgos y mitigar impactos. Cuando no sea posible evitar los impactos adversos, Repsol tratará de reducirlos al mínimo y restaurará y/o compensará dichos impactos de manera razonable y apropiada, según los términos acordados en el Plan de Relaciones con la Comunidad. Fomentar la colaboración p ara el el desarrollo. A través de los procesos de consulta, se identificarán oportunidades para fomentar el desarrollo sostenible de la comunidad. Dichas oportunidades oportunidades serán proporcionales proporcionales a la magnitud de los impactos del proyecto, tendrán en cuenta los beneficios mutuos que también pueda generar y estarán principalmente orientadas a facilitar el acceso a los derechos básicos de las comunidades, así como a promover el desarrollo económico, el progreso social y la sostenibilidad a largo plazo de los recursos naturales del entorno. Respetar Respetar las partic ularidades de cada comunidad Repsol reconoce la identidad y el carácter diferencial de las comunidades locales de los entornos en los que opera así como el deber de respetar y promover sus derechos de acuerdo al marco legal vigente en cada país.

Pasos Pasos del pro grama de Relaciones Relaciones Comuni tarias 1) Fase de obtención de datos y planificación.- La información básica requerida para diseñar el Plan de Relaciones Comunitarias, debe hacerse desde el inicio, cuando se prepara el Estudio de Impacto Ambiental y Social. 2) Recopilar datos referentes a: a : recursos naturales, características demográficas y de población, recursos culturales, salud y organización local. 3) Estudio de Impacto Ambiental y Social.- Social.- Un programa de Relaciones Comunitarias eficaz se basa en el conocimiento de la realidad social de las Comunidades que habitan en en el área de la futura operación. La herramienta herramienta fundamental que tenemos para recopilar datos y evaluar los impactos (positivos y negativos) son las que nos brinda el Estudio de Impacto Ambiental y Social. Página 105 de 108



4) Fase de evaluaciones de resultados.- La evaluación es permanente en el desarrollo de un proyecto social, es un proceso necesario para asegurar el éxito del mismo. Una forma de evaluación es valerse de datos tomados directamente de las personas involucradas en el programa (de los beneficiarios y de los participantes de la acción) utilizando observaciones, entrevistas, encuesta y cuestionarios. La evaluación continua nos permite: Lograr satisfacción por parte de los Grupos de Interés. Controlar la calidad de las acciones que estamos ejecutando. Diagnosticar las dificultades que se puedan presentar durante el proceso. Orientar y reorientar el proceso de elaboración del proyecto. Guiar y mejorar la ejecución de los proyectos. Mejorar diseños de proyectos futuros con otros Grupos de interés. − −

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Convenio de apoyo a proyectos de desarrollo comuni tario: En conjunto con el Municipio de Entre Ríos y las organizaciones sociales de la zona se identifican necesidades y se priorizan los proyectos de mayor beneficio a las comunidades en los cuales se realizarán aportes concurrentes. Los proyectos están vinculados a Salud, Educación, Infraestructura y Desarrollo Productivo.

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ANEXO VII NORMAS, PRÁCTICAS Y PROCEDIMIENTOS APLICADOS DE ACUERDO A LEY Y REGLAMENTOS VIGENTES EN LAS OPERACIONES DE CAMPO Las Normativas y procedimientos internos de Repsol E&P Bolivia S.A. se basan en las Prácticas recomendadas por el MPMS y los Estándares y Normas de la API, IAGC, ASTM, AGA, ISO y OHSAS.

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Programa de Trabajo Modificado Gestión 2015 - Surubí

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