PTP 2013 - Camiri

CAMIRI

PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO 2013

AREA DE CONTRATO CAMIRI

Septiembre 2012 Página 1 de 30

CAMIRI

INDICE GENERAL 1. Introducción ................................................ .................................................................................................. ............................................................................ .......................... 3 1.1 Antecedentes .............................................. ................................................................................................ ............................................................................ .......................... 3 1.1.1 Periodo en el que se encuentra el campo .................................................. ............................................................................ .......................... 3 1.1.2 Fase de exploración en la que se encuentra el campo................................................ ....................................................... ....... 3 1.1.3 Cumplimiento de UTE´s ............................................. ............................................................................................... ............................................................ .......... 3 2. Área de Contrato ......................................... ............................................................................................. ............................................................................ ........................ 4 2.1 Descripción General del Campo ......................................................................................... ....................................... ...................................................... 4 2.1.1 Estratigrafía de las Formaciones .............................................. .......................................................................................... ............................................ 4 2.1.2 Descripción de los Reservorios Productores ............................................ ...................................................................... .......................... 4 2.1.3 Mapas estructurales de los reservorios ........................................... ............................................................................... .................................... 6 2.1.4 Correlación Geológica ................................................ .................................................................................................. ............................................................ .......... 6 2.1.5 Ubicación de los pozos en el campo ................................................ .................................................................................... .................................... 7 2.1.6 Radio de drenaje de los pozos .................................................. .............................................................................................. ............................................ 7 2.1.7 Punto de Fiscalización ......................................................................................... ....................................... .................................................................... .................. 7 2.1.8 Descripción de Pozos ......................................... ........................................................................................... .................................................................... .................. 8 2.2 Descripción de facilidades......................................................... facilidades....... ............................................................................................ .......................................... 10 2.2.1 Sistema de colectores ................................................ .................................................................................................. .......................................................... ........ 10 2.2.2 Sistema de separación ......................................................................................... ....................................... .................................................................. ................ 11 2.2.3 Sistema de compresión gas natural ......................................... ................................................................................... .......................................... 12 2.2.4 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo ............................................. ............................................................. ................ 12 2.2.5 Sistema de compresión de gas natural ............................................ .............................................................................. .................................. 13 2.2.6 Sistema de generación de energía eléctrica .............................................. ...................................................................... ........................ 13 2.2.7 Sistema de seguridad ......................................... ........................................................................................... .................................................................. ................ 13 2.2.8 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo ............................................. ............................................................. ................ 14 3. Actividades de Inversión - CAPEX ............................................ ...................................................................................... .......................................... 14 3.1. Introducción ................................................ .................................................................................................. .......................................................................... ........................ 14 4. Actividades de Operación - OPEX ............................................ ...................................................................................... .......................................... 15 4.1. Resumen de las Actividades de Operación ............................................... ....................................................................... ........................ 15 4.2. Descripción de las Actividades ......................................... ........................................................................................... .................................................. 15 4.2.1. Exploración ......................................... ........................................................................................... .................................................................................. ................................ 15 4.2.2. Desarrollo ............................................ .............................................................................................. .................................................................................. ................................ 15 4.2.3. Explotación .................................................. .................................................................................................... .......................................................................... ........................ 16 4.3. Otros Costos ............................................... ................................................................................................. .......................................................................... ........................ 16 4.3.1. Gastos Administrativos Administrativos directos e indirectos ........................................... ................................................................... ........................ 16 4.4. Amortización ............................................... ............................................................................................... .......................................................................... .......................... 16 4.5. Abandono ............................................ ................................................................................................ .................................................................................. .............................. 16 4.5.1. Cálculo de la provisión anual ............................................ .............................................................................................. .................................................. 16 5. Producción de Hidrocarburos ........................................... ............................................................................................. .................................................. 17 5.1. Pronósticos de Producción ......................................................................................... ....................................... .......................................................... ........ 17 5.2. Historial de Producción .............................................. ................................................................................................ .......................................................... ........ 18 Anexos A – Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX) ................................................................. 20 Anexos B – Programa Anual de Capacitación................................................................................ 22 Anexos C – Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente ....................................................... 23 Anexos D – Actividades de Responsabilidad Social Empresarial ............................................... 25 Anexos E – Actividades de Relacionamiento Rel acionamiento Comunitario ........................................... ........................................................... ................ 26 Anexos F – Normas, Prácticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo. .................................................................. 27 Anexo G – Detalle Det alle de actividades act ividades CAPEX. ............................................ ...................................................................................... .......................................... 28 Anexo H – Cronograma CAPEX. ...................................................................................................... 29 Anexo I – Mapa de ubicación de pozos. .......................................................................................... 30

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CAMIRI

INDICE GENERAL 1. Introducción ................................................ .................................................................................................. ............................................................................ .......................... 3 1.1 Antecedentes .............................................. ................................................................................................ ............................................................................ .......................... 3 1.1.1 Periodo en el que se encuentra el campo .................................................. ............................................................................ .......................... 3 1.1.2 Fase de exploración en la que se encuentra el campo................................................ ....................................................... ....... 3 1.1.3 Cumplimiento de UTE´s ............................................. ............................................................................................... ............................................................ .......... 3 2. Área de Contrato ......................................... ............................................................................................. ............................................................................ ........................ 4 2.1 Descripción General del Campo ......................................................................................... ....................................... ...................................................... 4 2.1.1 Estratigrafía de las Formaciones .............................................. .......................................................................................... ............................................ 4 2.1.2 Descripción de los Reservorios Productores ............................................ ...................................................................... .......................... 4 2.1.3 Mapas estructurales de los reservorios ........................................... ............................................................................... .................................... 6 2.1.4 Correlación Geológica ................................................ .................................................................................................. ............................................................ .......... 6 2.1.5 Ubicación de los pozos en el campo ................................................ .................................................................................... .................................... 7 2.1.6 Radio de drenaje de los pozos .................................................. .............................................................................................. ............................................ 7 2.1.7 Punto de Fiscalización ......................................................................................... ....................................... .................................................................... .................. 7 2.1.8 Descripción de Pozos ......................................... ........................................................................................... .................................................................... .................. 8 2.2 Descripción de facilidades......................................................... facilidades....... ............................................................................................ .......................................... 10 2.2.1 Sistema de colectores ................................................ .................................................................................................. .......................................................... ........ 10 2.2.2 Sistema de separación ......................................................................................... ....................................... .................................................................. ................ 11 2.2.3 Sistema de compresión gas natural ......................................... ................................................................................... .......................................... 12 2.2.4 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo ............................................. ............................................................. ................ 12 2.2.5 Sistema de compresión de gas natural ............................................ .............................................................................. .................................. 13 2.2.6 Sistema de generación de energía eléctrica .............................................. ...................................................................... ........................ 13 2.2.7 Sistema de seguridad ......................................... ........................................................................................... .................................................................. ................ 13 2.2.8 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo ............................................. ............................................................. ................ 14 3. Actividades de Inversión - CAPEX ............................................ ...................................................................................... .......................................... 14 3.1. Introducción ................................................ .................................................................................................. .......................................................................... ........................ 14 4. Actividades de Operación - OPEX ............................................ ...................................................................................... .......................................... 15 4.1. Resumen de las Actividades de Operación ............................................... ....................................................................... ........................ 15 4.2. Descripción de las Actividades ......................................... ........................................................................................... .................................................. 15 4.2.1. Exploración ......................................... ........................................................................................... .................................................................................. ................................ 15 4.2.2. Desarrollo ............................................ .............................................................................................. .................................................................................. ................................ 15 4.2.3. Explotación .................................................. .................................................................................................... .......................................................................... ........................ 16 4.3. Otros Costos ............................................... ................................................................................................. .......................................................................... ........................ 16 4.3.1. Gastos Administrativos Administrativos directos e indirectos ........................................... ................................................................... ........................ 16 4.4. Amortización ............................................... ............................................................................................... .......................................................................... .......................... 16 4.5. Abandono ............................................ ................................................................................................ .................................................................................. .............................. 16 4.5.1. Cálculo de la provisión anual ............................................ .............................................................................................. .................................................. 16 5. Producción de Hidrocarburos ........................................... ............................................................................................. .................................................. 17 5.1. Pronósticos de Producción ......................................................................................... ....................................... .......................................................... ........ 17 5.2. Historial de Producción .............................................. ................................................................................................ .......................................................... ........ 18 Anexos A – Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX) ................................................................. 20 Anexos B – Programa Anual de Capacitación................................................................................ 22 Anexos C – Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente ....................................................... 23 Anexos D – Actividades de Responsabilidad Social Empresarial ............................................... 25 Anexos E – Actividades de Relacionamiento Rel acionamiento Comunitario ........................................... ........................................................... ................ 26 Anexos F – Normas, Prácticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo. .................................................................. 27 Anexo G – Detalle Det alle de actividades act ividades CAPEX. ............................................ ...................................................................................... .......................................... 28 Anexo H – Cronograma CAPEX. ...................................................................................................... 29 Anexo I – Mapa de ubicación de pozos. .......................................................................................... 30

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CAMIRI

1. Introducción El Campo Camiri fue descubierto el año 1927, siendo el pozo CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su producción en Agosto/1927 de las arenas del 1er Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en producción las Arenas Parapetí y Camiri –1, año 1942 y 1947 respectivamente, en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arenas Sararenda 1 ó Sararenda BA (Bloque Alto), Alto), el mayor productor del Campo. El campo Camiri, que es el de mayor producción acumulada de petróleo, será analizado con el presente trabajo y específicamente se concentrará el estudio geológico, en los reservorios denominados Parapetí, Camiri, Sararenda, 16 y Basales, estructuralmente ubicados en la lámina superior de la falla Agua Sucia.

1.1 Antecedentes En la serranía, Sararenda se encuentran varios campos petroleros que han producido o se encuentran en actual producción producción de petróleo, de sur a norte norte son los siguientes: Guairuy, Tucán, Itapirenda, Camiri y Guapoy. (Lámina – 2). El área de estudio se extiende desde la latitud del pozo: C-149 por el Norte, hasta los pozos: C-124 y 126 por el sur alcanzando una longitud de aproximadamente 9 Km. Geográficamente pertenece a la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. La serranía Sararenda, es un largo cordón orográfico, que tiene su m ayor extensión en dirección norte-sur. Se encuentra ubicada morfoestructuralmente en el ámbito de la faja del Subandino Sur, en la denominada zona tradicionalmente petrolera de Bolivia. El campo presenta actividades de explotación de las arenas: Ar. Cero, ArPrimer grupo, Sararenda, Parapeti, Parapeti, camiri 1, Ar. Primer Grupo, Grupo, Ar. 10-11-12, Basales 1. 1. Actividades de exploración la formación Huamampampa.

1.1.1 Periodo en el que se encuentra el campo El campo Camiri se encuentra en periodo de desarrollo y explotación.

1.1.2 Fase de exploración exploraci ón en la que se encuentra el campo No aplica.

1.1.3 Cumplimiento de UTE´s No aplica.

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CAMIRI 2.

Área de Contrato

2.1 Descripción General del Campo 2.1.1 Estratigrafía de las Formaciones Los múltiples reservorios de la Formación Iquiri, se los denomina de la manera siguiente: •

Areniscas del primer grupo, divididas en 9 niveles arenosos y clasificados del 1 al 9.

•

Arenisca Parapetí.

•

Arenisca Camiri.

•

Arenisca Sararenda.

•

Arenisca del segundo grupo, están separadas en tres delgados niveles arenosos y numerados del 10 al 13.

•

Arenisca 16.

•

Areniscas Basales.

Una fractura de importancia económica, es la falla Agua Sucia, que divide la estructura en dos láminas: La superior donde se ubican los reservorios precedentemente referidos y la inferior donde se pueden encontrar los mismos niveles de la lámina superior o parte de ellos, dependiendo en que parte de la estructura es atravesada la falla.

2.1.2 Descripción de los Reservorios Productores •

ARENISCA PARAPETI

Las correlaciones estratigráficas- estructurales y el mapa isopáquico, muestran un cuerpo arenoso continuo de características litológicas uniformes, desarrollándose en toda el área que comprende la zona de estudio. Tiene un espesor promedio de 3 a 5 metros. Los valores de porosidad se restringen solamente a los calculados con los registros de pozos con un promedio de 12%; no habiéndose encontrado valores de testigos. El yacimiento es productor de petróleo, de 50 grados API y actualmente producen de este reservorio los pozos C-79 y el C-126. Este nivel tiene una producción acumulada de 481.955 barriles de petróleo. Analizando las curvas de resistividad y de potencial espontáneo se observa que se trata de un delgado paquete arenoso, con un promedio de resistividad de 30 a 40 ohm.-m. En el perfil compuesto del pozo: C-170, adjunto – 18, el registro sónico, muestra un notable incremento en el tiempo de tránsito, que indicaría una zona de posibles fracturas naturales o de porosidad secundaria. Hacia el sector Sudoccidental de acuerdo a los cálculos del volumen de arcillosidad el cuerpo arenoso se torna más pelítico. La mayor producción de petróleo del reservorio Parapetí, proviene de pozos, ubicados en el flanco Oriental de la estructura con una cota estructural promedio de 165 msnm; en esta situación se encuentran los pozos C- 49 y C- 79, los cuales tienen la mayor producción acumulada de petróleo. Comparando con los perforados en el flanco Occidental todos tienen un valor estructural mayor de 165 metros, que se deduce que se encuentran ubicados más cerca a la zona axial.

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CAMIRI

•

ARENISCA CAMIRI

En el área analizada, la arenisca Camiri, está formada por una serie de intercalaciones de areniscas y lutitas. Las correlaciones y el mapa isopáquico, muestran un cuerpo arenoso que se extiende en todo el sector. Su espesor bruto es de unos 35m. Se considera como una porosidad promedio del 12%. En el pozo: C-161, en pleno tope de la arenisca el registro sónico acusa un salto de ciclo que puede ser considerado como fracturamiento natural. Al igual que el reservorio Parapetí, la mayor producción acumulada de petróleo de la arenisca Camiri, se concentra en el flanco Oriental de la estructura muy cerca de la falla Agua Sucia. Se puede considerar las cotas estructurales de los pozos C- 65 y C- 79 con un promedio de 150 msnm, para una óptima producción como se establece con los volúmenes producidos por los dos pozos anteriores. •

ARENISCA SARARENDA

El reservorio Sararenda en el campo Camiri, es el de mayor espesor neto productor con más de 20 metros y se constituye en el de máxima producción acumulada de petróleo con alrededor de 28 millones. Las correlaciones estratigráficas y el mapa isopáquico, muestran que el desarrollo del cuerpo arenoso es continuo y se extiende en todo el ámbito del campo. Su mayor espesor se localiza en el flanco occidental de la estructura, en la latitud de los pozos C-170, C-201, y C-84, con 75m. De espesor bruto. En el flanco oriental en el sector del pozo: C-134, alcanza un espesor bruto de 85m. El espesor neto promedio oscila entre 20 y 30m. Por la geometría de los registros eléctricos, tipo cilíndrico, se infiere que el cuerpo arenoso tiene una litología homogénea que correspondería a un ambiente marino de plataforma proximal. La arenisca Sararenda, tiene buenas propiedades petrofísicas. El pozo: C-64, según un Análisis de testigo presenta el mejor valor de porosidad con el 12.5% y una permeabilidad de 23md. Con los escasos registros sónicos que se tomaron de los pozos: C-170, C-161, C-163, y C-136, se ha intentado efectuar un análisis de la posible presencia de porosidad secundaria inducida por fracturas naturales del reservorio. •

ARENISCA- 16

Por el análisis de las correlaciones estratigráficas- estructurales se ha determinado que este nivel, es un lente arenoso que se desarrolla solamente en la zona de los pozos: C-201, y C-84, por consiguiente tiene una limitada extensión areal. En el pozo C- 170, que se encuentra muy cerca de los anteriores, de acuerdo al registro de Inducción y a la correlación mencionada anteriormente, el nivel no se desarrolla. Avanzando hacia el sud, también está ausente. Una evidencia concreta de esta situación, se presenta en el pozo C- 68, en el cual se observa por debajo de la arenisca Sararenda, una intercalación continua entre areniscas y lutitas donde no se individualiza ningún nivel arenoso para considerarlo como un reservorio independiente. •

ARENISCAS BASALES

Se encuentran ubicadas muy cerca de la base de la Formación Iquiri, y es una intercalación de areniscas y lutitas que algunas veces llega hasta los 100 m de espesor bruto. Los paquetes arenosos oscilan entre 5 y 10m. donde su mejor desarrollo se puede observar en los pozos: C- 68, C-170 y C-201. Página 5 de 30

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Hacia el sur, las Areniscas Basales, tienen un desarrollo persistente. En este sector producen petróleo 5 pozos de los 10 metros superiores. Los pozos C- 97, C- 112 y C- 121 con valores estructurales de 86, 50 y 43 msnm respectivamente pueden ser intervenidos prioritariamente. Un argumento surge de la comparación con pozos en actual producción, como C- 97, C- 112 y C- 12l, que tienen cotas estructurales casi similares.

2.1.3 Mapas estructurales de los reservorios

Mapa Estructural Tope Reservorios Parapetí, Camiri y Sararenda

2.1.4 Correlación Geológica

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CAMIRI 2.1.5 Ubicación de los pozos en el campo Remitirse al mapa adjunto.

2.1.6 Radio de drenaje de los pozos El radio de drenaje es de 500 m.

2.1.7 Punto de Fiscalización El punto de entrega está ubicado en la interconexión entre las instalaciones del Operador de la planta y las instalaciones del Transportador – Entregas Cargadero y en el POI Camiri #301C01 de conformidad a lo que establece el catálogo de POIs de YPFB Transporte aprobado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, especificando los siguientes parámetros: Gravedad API, TVR, agua y sedimentos, contenido de sales y azufre, el método utilizado es el remitido en la norma ASTM.

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CAMIRI 2.1.8 Descripción de Pozos Pozo CAM-001 CAM-002A CAM-003 CAM-004 CAM-005 CAM-006 CAM-007 CAM-008 CAM-009 CAM-010 CAM-011 CAM-012 CAM-013 CAM-014 CAM-016 CAM-017 C AM -01 8 CAM-019 CAM- 020 CAM-021 CAM-022 CAM-023 CAM-024 CAM-025 CAM-026 CAM-027 CAM-028 CAM-029 CAM- 030 CAM-031 CAM-032 CAM-033 CAM-034 CAM-035 CAM-036 CAM-037 CAM-038 CAM-039 CAM-040 CAM-041 CAM-042 CAM-043 CAM-044 CAM-045 CAM-046 CAM-047 CAM-048 CAM-049 CAM-050 CAM-051 CAM-052 CAM-053 CAM-054 CAM-055 CAM-056 CAM-057 CAM-058 CAM-059 CAM-060 CAM-061 CAM-062 CAM-063 CAM-064B CAM-064D CAM-065 CAM-066 CAM-067 CAM-068 CAM-069 CAM-070 CAM-071 CAM-072 CAM-073 CAM-074 CAM-075 CAM-076 CAM-077 CAM-079 CAM-080

Prof. final (mbbp) 1,005.8 1,301.0 943.0 617.5 952.0 1,037.5 1,182.0 1,110.0 1,033.0 1,150.5 1,081.6 1,062.8 1,665.0 1,194.5 408.0 1,106.0 1 ,3 95 .2 1,206.1 1, 097. 0 607.7 800.0 1,120.0 1,118.5 780.7 1,350.0 851.5 720.2 765.5 1, 271. 0 715.0 1,370.0 1,605.0 1,166.0 1,070.0 1,065.5 730.3 725.0 824.9 1,100.0 1,209.6 823.2 816.5 917.7 828.2 1,300.0 1,300.1 942.6 1,177.0 1,152.0 775.0 629.3 1,438.2 707.8 1,277.0 1,480.4 1,480.4 1,407.5 1,485.0 1,395.0 1,224. 0 1,462.2 1,430.5 1,490.0 1,587.0 1,520.0 1,376.0 1,549.6 2,003.7 1,507.0 1,500.0 1,365.0 1,312.1 1,577.0 1,090.0 1,638.0 1,270.0 1,561.2 1,393.5 1,413.5

Fecha de Terminación Inicial 30-08-27 09-04-29 07-05-30 00//00/1943 00/00/1940 28-05-47 18-12-44 00/00/1942 14-02-46 03-11-50 00/00/1955 00/00/1947 00/00/1950 00/00/1948 00/00/1948 00/00/1953 00 /0 0/ 19 53 00/00/1954 00/ 00/ 19 54 22-08-48 00/07/1948 00/00/1949 00/00/1948 00/00/1950 31-01-61 30-04-51 31-03-52 31-08-52 31-05-5 4 30-04-52 00/00/1953 00/11/1957 01-05-53 17-02-53 30-06-51 01-10-51 20-03-52 00/11/1952 SECO 03-05-61 31-07-52 30-09-52 00/09/1953 00/12/1953 00/00/1954 00/00/1951 04-03-53 00/11/53 01-07-60 30-06-53 01-03-52 20-02-58 01-11-52 00/12/53 01-02-54 01-07-54 01-03-56 01-10-55 04-05-60 01-03-54 23-10-54 18-01-60 31-01-57 13-11-56 31-05-55 19-05-58 16-09-61 01-01-55 01-06-56 01-07-55 01-11-55 01-01-56 28-09-55 05-11-58 14-10-57 24-07-55 12-08-59 08-11-54 01-01-56

Actual

Arreglo Mecanico de l Pozo

dic-1980 Simple 2 pack ers-GL jun-1972 dic-1980 Simple s/packer-BM jun-1957 feb-1976 may-1947 jun-1958 Simple s/pack er ene-1964 jun-1982 S imple 2 packers-GL ago-1975 sep-1959 Sin Arreglo jun-1969 jul-1972 abr-1970 Sin Arreglo ago-1948 mar-1991 Simple o ct -1 96 7 S imp le S el ec ti vo -G L jul-1981 Simple Selectivo-GL feb-1966 S impl e 2 pac kers -GL nov-1962 ene-1952 abr-1978 jun-1972 sep-1956 jun-1972 oct-1972 oct-1963 jul-1972 mar-1964 S impl e S el ec ti vo-GL jul-1972 may-1982 Simple-GL feb-1976 nov-1963 ago-1967 jul-1972 nov-1962 jun-1972 oct-1974 jul-1961 oct-1974 feb-1963 may-1972 jun-1972 jun-1972 dic-1972 jun-1972 abr-1971 ago-1985 feb-1982 Sin Arreglo ene-1964 jul-1957 ene-1973 feb-1956 dic-1961 mar-1988 Simple 2 pack ers-GL ene-1991 Simple-GL ago-1990 Simple Selectivo ago-1991 Simple-GL ene-1973 ene-1984 Si mpl e 2 pack ers -GL jun-1973 Simple-GL nov-1963 feb-1964 nov-1971 sep-1984 Simple 2 packers-GL ene-1973 may-1964 jun-1981 Simple 2 pack ers-GL ago-1978 S imple oct-1977 Simple ago-1991 Simple nov-1990 Simple jul-1983 Doble Linea jun-1974 jun-1968 abr-1970 Sin Arreglo jul-1972 Simple Selectivo abr-1970 Simple C/1 Pckr - BM mar-1970 Simple 2 pack ers-GL

Estado Pozo CERRADO

Reservorio Ar. 1er Grupo

ABANDONADO

PRODUCIENDO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO ABANDONADO CERRADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO ABANDONADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO ABANDONADO

SUMIDERO E SP ERA NDO A BA ND ONO CERRADO E SP ERA NDO A BA NDONO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO E SP ERA NDO A BA NDONO CERRADO CERRADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO

PRODUCIENDO PRODUCIENDO SUMIDERO

Ar. 1er Grupo

Ar. Sararenda BA+BB Ar. Sararenda BA Ar. 1er Grupo

Ar. 1er Grupo Ar. Sararenda BA A r. Ca mi ri -S ar B A- 10 -1 2(Ca m-1 ) Ar. Sararenda BA(Camiri-1) A r. S ararenda B A

A r. Cami ri-S ar B A-10-1 2 Ar. Camiri-1

Ar. 1er Grupo

Ar. Camiri-1 Ar. 1er Grupo+CAM-1+PPT Ar. Sararenda BA Ar. Sararenda BA

CERRADO ABANDONADO ESPE RANDO ABANDONO Ar. Sararenda BA CERRADO Ar. Grupo 13-14-15,16-2 ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO CERRADO Ar. 1er Grupo ABANDONADO ABANDONADO PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BA CERRADO Ar. Sararenda BA CERRADO Ar. Sararenda BA Ar. Sararenda BA SUMIDERO Ar. Basales 1 PRODUCIENDO ABANDONADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri- 1 CERRADO Ar. 1er Grupo Ar. 1er Grupo+PPT+CAM-1 PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo PRODUCIENDO

Página 8 de 30

CAMIRI

Pozo

Prof. final (mbbp)

Fecha de Terminación Inicial

CAM-081D CAM-082 CAM-083 CAM-084 CAM-085D CAM-086 CAM-087 CAM-088 CAM-089 CAM-090 CAM-091A CAM-092 CAM-093 CAM-094D CAM-095 CAM-096 CAM-097 CAM-098 CAM-099 CAM-100 CAM-101 CAM-102 CAM-103 CAM-104

1,470.0 1,494.2 1597.8 1,427.6 1,769.5 1,619.3 1,524.0 1,475.0 1,500.0 1,540.0 1,235.0 1,297.0 1,222.6 1,470.0 1,193.6 1,015.0 1,143.7 1,005.0 1,270.1 1,270.1 1,500.0 1,109.0 1,250.0 1,462.0

22-06-55 01-08-55 01-06-56 01-12-60 04-05-57 10-12-61 01-12-55 01-12-55 27-04-56 01-07-58 16-08-58 01-04-59 01-08-57 31-01-56 01-06-55 28-10-58 01-12-57 04-01-59 01-11-57 25-04-58 24-08-58 07-02-57 06-05-57 28-12-55

CAM-105

1,385.0

05-05-59

CAM-106 CAM-107 CAM-108 CAM-109 CAM-110 CAM-111 CAM-112 CAM-113 CAM-114 CAM-115 CAM-116 CAM-117 CAM-118 CAM-119 CAM-120 CAM-121 CAM-122 CAM-123 CAM-124 CAM-125 CAM-126 CAM-129B CAM-130 CAM-131 CAM-134 CAM-136 CAM-137 CA M-138 CAM-139 CA M-143 CAM-144 CAM-146 CAM-147 CAM-148 CAM-149 CAM-151 CAM-152 CAM-153 CAM-160 CA M-161 CAM-162 CAM-163 CAM-165 CAM-166 CAM-167 CA M-170 CAM-174 CAM-175

1,223.0 26-07-58 1,453.5 11-04-58 1,221.5 27-04-58 1,070.0 13-04-59 1,204.7 10-03-61 1,531.6 18-09-60 1,215.0 22-03-59 1,508.2 24-04-57 1,287.3 24-08-58 1,434.0 26-07-56 1,305.5 21-12-58 1,020.0 30-12-58 1,000.0 29-05-59 1,446.0 19-02-60 1,236.0 04-08-59 1,108.0 31-10-59 1,260.4 17-06-60 1,117.0 08-06-59 1,105.0 30-06-59 1,074.0 15-01-63 1,588.5 28-09-63 1,259.0 19-11-66 1,130.5 05-05-61 1,560.1 08-03-62 1,365.0 30-07-61 1,585.0 28-12-64 1,570.0 26-08-65 1, 375. 0 25/ 7/ 60-S ECO 1,465.2 22-08-60 1, 426. 0 18/ 12/ 60-S ECO 1,362.2 06-11-60 1,404.0 30-05-62 1,500.0 31-07-61 1,300.0 27-05-61 1,296.5 02-02-62 1,175.0 6/4/ 62-SE CO 1,139.0 20-09-64 992.1 28-08-62 1,089.0 25-05-62 1, 212. 6 12/ 6/ 65-S ECO 1,480.0 28-09-62 1,340.0 23-02-64 1,390.0 23-04-63 1,319.1 25-12-63 1,333.0 23-08-64 2, 191. 0 20/ 7/ 65-S ECO 1,450.0 19-05-67 1,622.3 12-08-67

Actual

Arreglo Mecanico del Pozo

oct-1980 S imple 2 packers-GL sep-1978 Simple sep-1984 S imple 2 packers-GL nov-1983 Sim ple 2 pac kers -GL may-1957 jul-1981 jun-1977 S imple 2 packers-GL oct-1990 Simple-GL jun-1986 Simple Selectivo-GL jul-1970 jul-1970 Doble Linea ago-1980 Doble Linea+GL ago-1966 Simple mar-1975 S imple 2 packers-GL abr-1982 Simple-GL ago-1966 Simple ene-1990 Sim ple 2 pac kers -GL ene-1980 S imple 2 packers-GL ene-1990 S imple 2 packers-GL jun-1974 nov-1989 Con solo 3 pzas oct-1972 S imple 2 packers-GL nov-1980 Doble Linea-GL dic-1990 S imple 2 packers-GL abr-1989 Doble Linea-GL ene-1990 S imple 2 packers-GL nov-1974 abr-1968 Sin Arreglo mar-1970 Simple ago-1998 Simple oct-1993 Simple mar-1965 Simple ene-1990 Simple dic-1979 Simple 2 packers-GL mar-1970 Simple abr-1970 Sin Arreglo sep-1990 Simple-GL jun-1986 mar-1970 Simple abr-1987 Doble Linea abr-1970 Sin Arreglo ago-1986 Simple 2 packers-GL jun-1991 Doble Linea oct-1959 abr-1987 Simple-GL mar-1998 Doble Linea oct-1991 Sin Arreglo Sin Arreglo abr-1971 feb-1976 Simple 2 packers-GL ago-1998 Simple ago-1989 Simple-GL jul-1960 nov-1963 dic-1960 ene-1973 nov-1974 abr-1968 mar-1965 abr-1970 abr-1962 abr-1970 Simple-GL jun-1970 S in Arreglo abr-1990 Simple jun-1965 oct-1989 Doble Linea-GL oct-1991 Sin Arreglo abr-1970 Simple-GL jun-1988 Doble Linea-GL feb-1976 Simple 2 packers-GL jul-1965 may-1998 Simple feb-1998 Doble Linea-GL

Estado Pozo CERRADO CERRADO CERRADO E SPERANDO ABANDONO ABANDONADO ABANDONADO CERRADO CERRADO

PRODUCIENDO ABANDONADO CERRADO CERRADO CERRADO CERRADO CERRADO CERRADO E SPERANDO ABANDONO CERRADO CERRADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO CERRADO CERRADO CERRADO

Reservorio Ar. Sararenda BB Ar. Sararenda BA Ar. Sararenda BA Ar. Sararenda BA

Ar. Grupo 13-14-15 Ar. 1er Grupo+CAM-1 Ar. Sararenda BA+ Camiri-1 Ar. 1er Grupo/CAM-1 Ar. 1er Grupo+CAM-1 Ar. 1er Grupo Ar. 1er Grupo Ar. 1er Grupo Ar. 1er Grupo Ar. Camiri-1 Ar. 1er Grupo Ar. 1er Grupo+CAM-1 Ar. Ar. Ar. Ar.

1er Grupo Camiri-1 1er Grupo+SAR-1 1er Grupo

PRODUCIENDO

Ar. 1er Grupo+CAM-1

CERRADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO CERRADO CERRADO

Ar. Sararenda BA

Ar. 1er Grupo Ar. Camiri-1 Ar. Sararenda BA PRODUCIENDO Ar.Cero CERRADO Ar. Sararenda BA PRODUCIENDO Ar. Parapeti+Camiri-1+2 PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA CERRADO Ar. Basales 1 ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er Grupo+CAM-1 CERRADO Ar. Camiri-1+X-1 ABANDONADO CERRADO Ar. Basales-2 Ar. Bas ales 1 PRODUCIENDO ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er Grupo Ar. Sararenda BA+ Basales 1 PRODUCIENDO PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA+ Basales-2 ABANDONADO CERRADO Ar. Sararenda BA Ar. 1er Grupo+PPT+SA R-1.. Abierto ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er Grupo+PPT+Cam-1 ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-1 ABANDONADO PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA, BB y Basales-2 CERRADO Ar. Camiri-1 CERRADO Ar. Camiri-1+Sararenda BA ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BA ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-1 CERRADO Ar. Sararenda BA ABANDONADO Ar. Grupo 10-11-12 PRODUCIENDO ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BB+13-14-15 CERRADO Ar. 1er Grupo PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA Ar. Sararenda BA+ Basales-2 PRODUCIENDO ABANDONADO CERRADO Ar. 1er Grupo PRODUCIENDO Ar. Parapeti+S AR-1+10-11-12

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CAMIRI

Pozo CAM-176 CAM-177 CAM-201 ITP-001 ITP-002 ITP-007 ITP-008 ITP-009 ITP -010 ITP -012 ITP-013 ITP-016 ITP-017

Prof. Fecha de Terminación Arreglo Mecanico del final Pozo Inicial Actual (mbbp) 1,155.0 26-10-76 abr-1973 Simple 2 packers-GL 1,205.0 22-06-72 ago-1977 3,677.4 27-06-64 jun-1971 2,320.2 04-11-56 nov-1956 Sin Arreglo 1,884.4 24-02-57 abr-1970 1,375.0 29-09-59 ago-1993 Sin Arreglo 1,370.0 15-09-59 feb-1960 1,624.2 01-10-59 abr-1965 Simple 1, 312. 0 1 0/ 01/ 1960-S ECO ene-1960 1, 760. 5 0 6/ 05/ 1960-S ECO may-1960 1,223.5 07-03-64 feb-1964 1,345.5 12-08-64 ago-1964 Simple 1,496.0 23-04-64 sep-1993 Simple

Estado Pozo CERRADO ABANDONADO ABANDONADO ESPERANDO ABANDONO ESPERANDO ABANDONO ESPERANDO ABANDONO ABANDONADO PRODUCIENDO ABANDONADO ABANDONADO ABANDONADO CERRADO CERRADO

Reservorio Ar. 1er Grupo Ar. Sararenda BA Ar. Camiri-1 Ar. Sararenda BA Ar. 1er Grupo+Camiri-1

Ar. 16-2 Ar. 16-2

2.2 Descripción de facilidades El campo está ubicado en la serranía del Sararenda de la provincia Cordillera, a 280 km al Sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Camiri productor de petróleo y gas natural, fue descubierto por la Standard Oil Company en 1927. De todos los pozos la producción se recolecta por baterías, donde se realiza la separación gas-líquido a 20 psig, el líquido es almacenado en los t anques de las Baterias, luego es enviado hacia la Planta siendo posteriormente entregado a la transportadora. El gas se comprime en los Booster hasta una presión de 100 psig para ser transportado a planta donde se precomprime a 720 psig para ser inyectado a la línea matriz de gas lift. El campo Camiri se compone de los s iguientes Baterias:

-

Bateria No 4, 14, 16, 17 , CAM-122 y Satelite Planta de Gas. Los equipos de Bat. 14 fueron reubicados en otras alocaciones.

En cada Bateria se tiene los siguientes sistemas: -

-

Sistema de colectores Sistema de separación Sistema de compresión del gas natural Sistema de almacenaje

En la Planta de Gas se tiene los siguientes sistemas: -

-

Sistema de compresión del gas natural Sistema de generación de energía eléctrica Sistema de seguridad

Sistema de almacenaje y bombeo

2.2.1 Sistema de colectores -

Ubicación Capacidad diseño

: :

Batería # 4 2000 BPD Página 10 de 30

CAMIRI

Capacidad operación

:

30 BPD

-

Ubicación Capacidad diseño Capacidad operación

: : :

Batería # 14 2000 BPD 40 BPD

-


: : :


-


: : :


-


: : :

Planchada CAM-122 1500 BPD 30 BPD

2.2.2 Sistema de separación -

Ubicación Capacidad diseño Capacidad operación Dimensiones Presión prueba

: : : : :

Batería 4, 2 unidades 3.4 MMSCFD, 600 BPD c/u 0.6 MMSCFD, 50 BPD c/u 22" OD x 6' - 0" S/S, 2 fases 188 psig

-

Ubicación Capacidad diseño Capacidad operación Dimensiones

: : : :

Presión prueba

:

Batería 14, 2 unidades (Ya no existe) 6.0 MMSCFD, 6000 BPD c/u 0.4 MMSCFD, 40 BPD c/u 24" OD x 5'-0" S/S, 2 fases (prueba) 30" OD x 10'-0" S/S, 2 fases (grupo) 188 psig.

-

Ubicación Capacidad diseño Capacidad operación Dimensiones Presión prueba

: : : : :

Batería 16, 2 unidades 6.0 MMSCFD, 6000 BPD c/u 0.5 MMSCFD, 60 BPD c/u 30" OD x 10- 0" S/S, 2 fases 125 psig.

-

Ubicación Capacidad diseño Capacidad operación Dimensiones

: : : :

Presión prueba

:

Batería 17, 2 unidades 6.4 MMSCFD, 1850 BPD c/u 1.0 MMSCFD, 80 BPD c/u 30" OD x 10-0" S/S, 2 fases (prueba) 30" OD x 13-0" S/S, 2 fases ( grupo) 188 psig.

- Ubicación Capacidad diseño Capacidad operación Dimensiones Presión prueba

: : : : :

Batería Satelite, 2 unidades 3.4 MMSCFD, 600 BPD c/u 0.6 MMSCFD, 60 BPD c/u 24’ x 5”-0" , 2 fases (pozo # 134) 22’ x 6”-0" , 2 fases (pozo # 167) 188 psig Página 11 de 30

CAMIRI

2.2.3 Sistema de compresión gas natural -

-

-

-

-

-

Booster # 2

:

Tipo Capacidad diseño Capacidad operación

: : :

Booster # 3

:


: : :

Booster # 4

:


: : :

Booster # 5

:


: : :

Booster # 6

:


: : :

Booster # 7

:


: : :

Motor Leroy L-3000 Compresor Worthington HB-2 Reciprocante doble acción 3.0 MMSCFD 1.5 MMSCFD Motor Ajax K-6000-H Compresor Ajax DPC-230 Reciprocante doble acción 2.0 MMSCFD 1.0 MMSCFD Motor Leroy L-3000 Compresor Worthington HB-2 Reciprocante doble acción 3.0 MMSCFD 1.5 MMSCFD Motor Ajax K-6000-H Compresor Ajax DPC-230 Reciprocante doble acción 2.0 MMSCFD 1.0 MMSCFD Motor Ajax K-6000-H Compresor Ajax DPC-230 Reciprocante doble acción 2.0 MMSCFD 1.0 MMSCFD Motor Waukesha 6LRZU-6L Compresor Clark Bros. CFA-4 Reciprocante 1.8 MMSCFD 1.0 MMSCFD

2.2.4 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo -Ubicación Tanques de almacenamiento Capacidad diseño Capacidad operación

: : : :

Batería # 4. 2 Unidades 500 Bbl c/u 400 Bbl c/u

-Ubicación Tanques de almacenamiento Capacidad diseño Capacidad operación

: : : :

Batería # 14. (fuera de servicio) 1 Unidad 500 Bbl c/u 450 Bbl c/u Página 12 de 30

CAMIRI

-Ubicación Tanques de almacenamiento Capacidad diseño

: : :

Batería # 16. 2 Unidades 500 Bbl 250 Bbl 450 Bbl 200 Bbl


:

-Ubicación Tanques de almacenamiento Capacidad diseño

: : :


:


: : : :

Batería Satélite. 2 Unidades 250 Bbl c/u 250 Bbl c/u


: : : :

Planchada CAM-122. 1 Unidad 250 Bbl 250 Bbl

Batería # 17. 2 Unidades 500 Bbl 250 Bbl(Antes era de 500 Bbl) 450 Bbl 200 Bbl

2.2.5 Sistema de compresión de gas natural

-

-

Planta # 1

:


: : :

Planta # 2

:


: : :

Motor Waukesha F3521GSI Compresor Ariel Reciprocante 4.0 MMSCFD 2.5 MMSCFD Ajax DPC-360 Compresor Ajax Reciprocante doble acción 2.0 MMSCFD 1.5 MMSCFD

2.2.6 Sistema de generación de energía eléctrica -


: : :

Planta de gas, 1 unidad 125 KVA c/u 100 KVA c/u

2.2.7 Sistema de seguridad -

Hidrantes Página 13 de 30

CAMIRI

-

Monitores Extinguidores, mangueras y boquillas

2.2.8 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo -Ubicación Tanques de almacenamiento Capacidad diseño Capacidad operación

: : : :

Planta de gas. 1 Unidad 250 Bbl c/u 200 Bbl c/u


: : : :

Planta de gas. 2 Unidades 1000 Bbl c/u 970 Bbl c/u

-Ubicación Bomba Capacidad diseño Capacidad operación

: : : :

Planta de gas. 3 Unidades centrífuga 6000 Bbl c/u 250 Bbl c/u

3. Actividades de Inversión - CAPEX 3.1. Introducción El Programa de Trabajo y Presupuesto del Campo Camiri, correspondiente al año 2013 incluye las inversiones necesarias para cumplir con los objetivos trazados para la gestión.

Resumen de Inversiones Cuadro 1. Presupuesto de Inversión CAMIRI Tipo de Costo CAPEX

Etapa Exploración

Desarrollo

Total CAPEX

Actividad/Subactividad 1.1 Estudios Geológicos y Sísmica A-1 1.2 Perforación 1.3 Patentes 1.4 Adquisición de Bienes de Uso 1.5 Administración y Servicios A-N 1.6 Medio Ambiente 1 Sub - Total Exploración 2.1 Perforación de Pozos 2.2 Intervención 2.3 Terminación 2.4 Construcción e Instalaciones A-2 2.5 Adquis icion Bienes de Uso A-3 A-4 2.6 Administración y Servicios 2.7 Medio Ambiente 2.8 Geofísica 2.9 Estudios 2 Sub - Total Desarrollo

Detalle Sísmica 2D - Sararenda

Administrativos Exploración

Pozo de Agua (CAM) Inversiones en Servicios Generales Cam po Inversiones en Tecnología e Informática Cam

Importe ($us)

Importe (Bs)

52.000

361.920

131.375

914.370

183.375

1.276.290

162.300 10.070 52.000

1.129.608 70.087 361.920

224.370 407.745

1.561.615 2.837.905

-Nota: los valores expuestos no contienen IVA -El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/$us - Los valores expuestos en el cuadro anterior, son montos estimados, mismos que podrían variar en función a los precios de mercado al momento de su co mpra o contratación.

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CAMIRI - En el “Anexo G” se presenta el detalle de los proyectos, que incluye la descripción de todas las actividades. - En el “Anexo H” se presenta el cr onograma de todas las actividades de inversión del campo.

Los valores expuestos en el cuadro anterior, son montos esti mados, mismos que podrían variar en función a los precios de mercado al momento de su compra o contratación.

4. Actividades de Operación - OPEX El programa de Trabajo y Presupuesto de la gestión contempla las actividades y operaciones necesarias para mantener las entregas de hidrocarburos correspondientes al Campo Camiri.

4.1. Resumen de las Actividades de Operación En el siguiente cuadro se detallan los costos de operación presupuestados para el Programa de Trabajo y Presupuesto 2013 del Campo Camiri.

Presupuesto de Costos de Operación CAMIRI Tipo de Costo OPEX

Etapa Exploración Desarrollo Explotación

Amortizaciones Abandono

Actividad/Subactividad 3 Exploración 3 Sub - Total Exploración 4 Otros Gastos de Desarrollo 4 Sub - Total Otros Ga stos de Des ar rollo 5.1 Administrativo 5.2 Campo 5.3 Compresor 5.4 Generación Eléctrica 5.5 Planta 5.6 Sistemas de Almacenamiento 5 Sub - Total Explotación 6 Amortizaciones 6 Sub - Total Amortizaciones 7 Abandono 7 Sub - Total Abandono

Total OPEX

Importe ($us) Importe (Bs) 0 1.000.000 1 .0 00 .0 00 93.483 2.600.902 219.735 6.015 0 24.382 2.944.517 124.421 124.421 957.595 957.595 5.026.533

0 6.960.000 6.9 60 .00 0 650.638 18.102.277 1.529.356 41.867 0 169.697 20.493.835 865.972 865.972 6.664.860 6.664.860 34.984.667

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

4.2. Descripción de las Actividades 4.2.1. Exploración No se han presupuestado gastos en exploración.

4.2.2. Desarrollo Se refiere a la revisión integral de activos para visualizar el potencial incremento de producción.

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CAMIRI 4.2.3. Explotación 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.

4.3.

Otros Costos

4.3.1. Gastos Administrativos directos e indirectos Corresponden a aquellos gastos que soportan las actividades de Explotación referidos a los cargos de personal, beneficios sociales, material de oficina, energía eléctrica, entre otros, que son de beneficio directo e indirecto de las actividades de explotación.

4.4.

Amortización

En este centro de costos se registran las amortizaciones de las inversiones realizadas en el campo a efectos de recuperación de costos de acuerdo a la cláusula 4.1.13 del anexo D del contrato de operación.

4.5.

Abandono

Respecto al Presupuesto de Abandono, en el documento adjunto “Presupuesto de Abandono gestión 2013, Área de Contrato Campo Camiri” , se explica a nivel de detalle el Objetivo, Alcance, Restauración Ambiental y Costos por A bandono.

4.5.1. Cálculo de la provisión anual La estimación de costos en que se incurriría para realizar las operaciones de abandono del campo Río Grande conforme las leyes aplicables y las prácticas prudentes de la industria se presentan en el documento denominado “Presupuesto

de Abandono gestión 2013, Área de Contrato Campo Camiri”.

El monto previsto de abandono para la gestión 2013 es el siguiente:

Deposito en cuenta Fidecomiso - Costo Recuperable $us 2013

957.595

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CAMIRI

5. Producción de Hidrocarburos 5.1.

Pronósticos de Producción

De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Operación y los Acuerdos de Entrega de Hidrocarburos, el Titular propondrá modificaciones al caudal de producción, cuando existan razones técnicas y justificadas. En este sentido, los volúmenes previstos en los pronósticos de producción están estimados en función a los resultados obtenidos a la fecha en las actividades y los proyectos incluidos en el Programa de Trabajo y Presupuesto propuesto. Finalmente indicar, que los pronósticos de producción pueden sufrir variaciones en función de los resultados de las actividades propuestas (perforaciones y/o intervenciones, entre otras).

Tabla 1. Pronósticos de Producción VOLUMEN ENTREGADO PETRÓLEO/CONDENSADO (Bbld) GASOLINA (Bbld) GLP (Bbld) TOTAL LÍQUIDO GAS E N EL P UNTO DE FISCALIZACIÓN (MMpcd) TOTAL

E ne -1 3 Fe b-1 3

Bbld Bbld Bbld Bbld MMpcd BOEd

146 146 146

145 145 145

Ma r- 13

144 144 144

Ab r-1 3 Ma y- 13 J un -1 3 J ul -1 3 Ag o-1 3 S ep -1 3 Oc t- 13 N ov- 13 D ic- 13

143 143 143

142 142 142

141 141 141

140 140 140

139 139 139

138 138 138

137 137 137

136 136 136

136 136 136

2013

141 141 141

Gráfico 1: Pronóstico de Producción de Líquidos

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CAMIRI Pronóstico de Producción de agua PRODUCCIÓN DE AGUA AGUA (Bbld)

5.2.

En e-1 3 Feb-1 3

6

Mar-1 3

6

Ab r-1 3 May-1 3 Jun-13

6

6

6

Jul -13 Ago-1 3 Se p-13 Oct-13 No v-1 3 Dic-1 3

6

6

6

6

6

6

6

Historial de Producción

A continuación se presenta la historia de producción del campo obtenida de OFM.

Gráfico 2. Historia de Producción HISTORIAL DE PRODUCCIÓN CAMPO CAMIRI 6

10

CAMPO: CAMIRI Calendar Day Oil Rate ( bbl/d ) GasCD ( Mcf /d ) Calendar Day Water Rate ( bbl/d )

5

10

4

10

3

10

2

10

1

10

0

10

1963

65

67

69

71

73

75

77

79

81

83

85

87

89

91

93

95

97

99

01

03

05

07

09

11

Date

Página 18 de 30

CAMIRI

ANEXOS

Página 19 de 30

0 3 e d 0 2

I R I M A C

) s B ( e t r o p m I ) s u $ ( e t r o p m I

e l l a t e D

) X E P O y X E P A C ( o t s e u p u s e r P e d a l l i n a l P – A s o x e n A

d a d i v i t c a b u S / d a d i v i t c A

a p a t E

I e R d o I t M o s p o A i C T C

0 2 9 . 1 6 3

0 7 3 . 4 1 9

0 9 2 . 6 7 2 . 1

8 7 0 0 8 2 6 . 0 . 9 . 9 0 1 2 7 6 1 3 . 1

5 5 1 0 6 . 9 . 1 7 6 3 5 . 8 . 1 2

0 0 0 . 2 5

5 7 3 . 1 3 1

5 7 3 . 3 8 1

0 0 0 0 7 0 3 . 0 . 0 . 2 0 2 6 1 5 1

0 5 7 4 3 . 7 . 4 7 2 0 2 4

a d n e r a r a S D 2 a c i m s í S

m o a p C m a a i c C t á s e m l r a o r f n e I n e e a G í s g o o l i c o ) i v n M r c A e e S T C ( n n a e e u s s g e A e n n e i o o d s i s o r r z e e v v o n I n P I

n ó i c a r o l p x E s o v i t a r t s i n i m d A

1 N 2 - 3 - 4 A A A A A a o c i s s e o m U n s s s s í e o o i o S d i U i n c c c y i ó s i a e o i l l v v s l e r d s r c a o t o n e o e a s r s e c e S r z S r i i o n n o I a g y y l P B e e s ó t e t p e l n i n e e e n n x o d ó n B ó i i i i e E d e D n e c n ó c l l n n n ó i b a n ó i b G ó a a a ó o r r i t t ó t i i c c i t m a s i c s m o c c a c c c s i o c s i s u A n A i o e i i o a t s a e i r s T i r n t r s i n o T i n o í d o n i i i d v i i f o r m s u f u f e u u b t r t q m d b r t r n q m d o t e s e a d d e u e e o d d e e s u n T E P P A A M S P I C A A M G E S 1 6 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 1 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . . 7 . 8 . 9 . 2 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2

n ó i c a r o l p x E X E P A C

o l l o r r a s e D

X E P A C l a t o T

a n i g á P

0 3 e d 1 2

I R I M A C

a n i g á P

) s B ( e t r o p m I ) s u $ ( e t r o p m I

0 0 0 4 0 4 0 5 0 5 4 8 3 3 2 5 0 7 8 1 5 1 0 8 8 9 8 0 7 5 0 0 3 0 8 8 3 0 0 1 0 5 1 6 8 1 8 6 1 7 9 6 5 3 1 4 9 3 0 6 . 8 . . 0 . 8 . 2 . 4 . 4 . 3 . 5 . 1 . 6 . 6 . 2 . 1 . 2 . 4 . 4 . 8 . 2 . 8 . 3 . 0 . 0 . 2 . 4 . 4 . . 8 0 0 8 8 5 3 4 5 4 5 7 1 6 5 6 8 7 7 4 1 0 3 9 7 5 6 9 3 6 6 0 1 9 6 5 4 4 7 1 2 0 9 5 5 0 7 3 5 3 1 2 6 9 9 9 2 1 1 9 1 2 5 2 1 4 2 9 2 9 7 7 1 4 . . . . . . . . 0 6 6 5 3 2 1 2 2

2 7 9 . 5 6 8

2 0 0 7 3 7 6 6 6 7 9 . 8 . 6 . 5 . . 8 5 4 4 4 2 6 6 6 8 2 8 6 6 9 8 . . . . 6 6 4 7 3 3

0 0 0 9 0 4 0 8 0 1 5 1 2 0 4 0 6 8 0 6 5 4 0 0 5 5 0 0 2 7 0 0 6 0 6 0 6 5 3 3 4 5 2 7 9 7 7 5 5 0 2 5 6 2 1 0 8 1 0 3 . 2 . . 0 . 0 . 5 . 5 5 . 7 . 8 . 7 5 . 3 . 7 . 3 . 1 . 5 . 4 . 0 . 4 . 0 . 4 . 7 . 0 . 9 . 2 . 8 . . 5 0 0 1 0 6 3 3 7 4 0 0 1 6 5 1 7 4 9 9 4 9 5 2 3 4 4 0 0 3 1 1 2 5 2 7 6 7 1 7 3 2 2 3 0 0 2 4 0 9 0 8 4 3 1 4 1 1 1 . . . 2 1 1

1 2 4 . 4 2 1

1 5 5 3 8 2 9 9 3 7 4 . 5 . 5 . 2 . . 5 4 7 7 6 4 2 5 5 2 3 1 9 9 0 4 . . 5 5

) N S S Ó I E E S L C L A A A A S I I C T I I E C C L C R O O B A A S S N N N D U P I L S O O O S A P I I I A A A M D I C C C C I S ( S G G A A A R E A R V V V B Y R I U N A A F R R R R C G O P S C E E E I O E Y I O Y S T Y S S S S C S A O O N N O I S O N L R S I I Z Z D Y L S A A E S O E R U O O R O O O N C N E O E E O C C A P A O I A N P P C T R I R P Y Y O N O J A R Y M C O M C S A I I E O I E I E N S N Y I O N S S V V V I I N C C E R B D E O S I D N E N O N O R A T O R E B A R O R I O R E S A E T N S S I S I P O R D E O E O R E O C T R M D E O S O C T C T H S I E D I A S E A I S H O I A S A S S I E S D I I I I N O S S S C I N S C I R N L I O C I S S R C I R N R N O C T V U T A O O V U A V A I U I L O O U V A I A I S R M S J R R R M J R P M Q D B R R G R P M P M A E E A O T T E E O E E U L E U T T E E E U E U G S R G H O O S R H S R S A M P O O S S R S R S

e l l a t e D

d a d i v i t c a b u S / d a d i v i t c A

o l l 0 0 1 3 4 6 5 6 1 4 7 9 0 2 3 4 5 6 0 7 9 0 9 0 o 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 2 0 0 1 0 1 r r 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 a 2 3 4 4 4 4 4 2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 s 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 e D o o e t l l d n o e r i s r o n a t m n ó s s ó a i i a n c c e a c e a a D G i r t r c t o e s o a l c l o é p d r m l l p x s t o x E A v E o O t E i r l a n l t n e l o a s t a r a ó t ó d t i i s c o a o t c a o s e a T G T i o r a T r r n a m p p t o - s - i e e l n t o b m m m n p b t a i s b a o e x u r u d l u E S O S A C C G P S S 5 3 3 4 4 1 2 3 4 5 6 . . . . . . 5

a p a t E

N O I C A V R E S N O C Y N O I C A R A P E R 9 0 0 4 6

n ó i c a r o l p x E

I e R I d t o X M o s E p o P A i C T C O

o l l o r r a s e D

n ó i c a t o l p x E

5

5

5

5 5

s e n o i c a z i t r o m A 6

s e n o i c o a n z o i t d r n o a m b A A l l a o t a t o n o o T d T - n b a b u b u S A S 6 7 7

e n o i c a z i t r o m A s

o n o d n a b A

l a X r E e P n e O g l l a a t t o o T T

CAMIRI

Anexos B – Programa Anual de Capacitación YPFB Andina S.A. entiende por Formación “todo proceso de aprendizaje por el cual una persona se hace más competente en el desempeño de su trabajo e incrementa su potencial para ocupar puestos de trabajo de distinta responsabilidad”; para lo cual cada año se elabora el Plan Anual de Capacitación, orientado a identificar, priorizar, planificar y presupuestar las acciones formativas necesarias para el desarrollo de las personas, en base a las necesidades y prioridades de la unidad y/o de la compañía, teniendo en cuenta los Planes de Desarrollo y Plan Estr atégico de la Compañía. El Plan Anual de Capacitación alcanza a todo el personal de plantilla, y recoge la totalidad de las actividades formativas anuales de la Compañía y está compuesto por dos grandes programas destinados a fortalecer competencias técnicas y genéricas del personal de YPFB Andina: Programa Anual de Formación (PAF) y el Programa de Desarrollo Individual (PDI). El Programa Anual de Formación (PAF) es un grupo de actividades formativas propuestas por la Gerencia de RH, estructuradas sobre la base de la identificación de necesidades formativas de las distintas áreas y priorizadas en función de las competencias técnicas y/o genéricas que se requieran fortalecer, para el cumplimiento de los programas y/o proyectos a encarar durante la gestión. El PAF está conformado por tres líneas de gestión de actividades formativas: o

Línea Base MASC: Actividades que permiten cumplir con lo establecido en el Sistema Integrado de Gestión (SIG).

o

Línea Base Software Técnico: Conocimientos técnico-informáticos que requieren las distintas áreas para la ejecución de las operaciones.

o

Línea Estratégica: Actividades que están destinadas a fortalecer competencias técnicas y/o genéricas específicas del negocio, en función al Plan Estratégico de la Compañía.

El Programa de Desarrollo Individual (PDI): Actividad formativa específica que tiene la finalidad de facilitar la adquisición, mantenimiento y desarrollo de las competencias (genéricas y/o técnicas) vinculadas al puesto o función puntual. Se entiende que para estas actividades formativas no se cuenta con la masa crítica de participantes por lo que su proceso de gestión está a cargo cada trabajador y del gerente de área. El PDI considera tres tipos de actividades: o

PDI Base: Actividades identificadas por los empleados de la Compañía vinculadas al puesto y/o función que desempeñan.

o

PDI

Maestrías,

Diplomados

y

Especialización: Actividades

de

especialización individual de largo alcance. o

PDI Desarrollo Gerencial: Programa de formación específica, para f ortalecer y priorizar la capacitación de los trabajadores identificados como Sucesores y Altos Potenciales en cada gerencia.

El Plan Anual de Capacitación es relevado el último trimestre del año anterior a la gestión.

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CAMIRI

Anexos C – Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente YPFB Andina S.A. mantiene la certificación de su sistema de Gestión de Seguridad

e Higiene Ocupacional, OHSAS 18001 otorgada por el ente certificador Bureau Veritas (VBQi), desde el año 2003, para las operaciones en Exploración, Perforación y Producción. Se han implementado acciones que han permitido obtener en el c orto plazo resultados más que satisfactorios, aumentando el nivel de seguridad en todas nuestras operaciones que conllevan riesgo significativo. Se han registrado más de ocho millones de horas trabajadas sin tener que lamentar fatalidad entre nuestro personal propio y contratistas durante la gestión 2011. Los indicadores trazados como objetivo para la gestión 2012 se cumplieron en su totalidad, obteniendo los siguientes r esultados: 

Se recorrieron hasta finales de agosto más de 1 millón de Km, sin que se tenga que lamentar accidentes de tránsito de consideración, de los incidentes menores registrados se obtuvo un IAT= 0.66 respecto a un objetivo de 2.



Los índices de Frecuencia y Gravedad cerraron a agosto los valores de:

IF= 0,00 para un objetivo de 0.81 IG= 0,00 para un objetivo de 0. YPFB Andina S.A. al asumir el compromiso de desarrollar sus actividades de exploración y producción, considera como uno de sus valores esenciales, la protección al Medio Ambiente y el respeto al ecosistema en la cual debe desarrollar sus operaciones, minimizando los impactos y dando cumplimiento a la legislación ambiental vigente. Para el cumplimento de estos compromisos, YPFB Andina S.A. cuenta con una certificación ISO 14001, como apoyo al marco Legal. Toda la Gestión Ambiental está orientada a la protección ambiental y al manejo adecuado de los residuos generados por su operación, la cual es cumplida acorde al “Plan Ambiental de YPFB Andina”, presentado a la Autoridad Ambiental Competente. La metodología del control de Medio Ambiente se realiza mediante monitoreos periódicos acorde al siguiente marco Legal. 

Ley de medio Ambiente Nro. 1333 y sus regulaciones.



Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.



Ley Forestal Nro.1700 y su Reglamentación.



Norma Boliviana NB 742 – 760 (Normas Técnicas de Residuos Sólidos). Página 23 de 30

CAMIRI



Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001 de Andina S.A.

YPFB Andina S.A. ha implementado indicadores, para medir el desempeño ambiental, los cuales se presentan a continuación:

IFD:

Índice de Frecuencia de Derrames, objetivo 8.61 m3

IPN :

Índice de Pérdida Neta, objetivo 0.00039 m3

Cabe señalar, que en esta gestión ningún derrame ha superado los 2 m 3 que deberían ser comunicados a los Organismos Sectoriales Competentes, acorde a la Reglamentación Ambiental Vigente. Debido a que los impactos ambientales dentro de la gestión de residuos se encuentran controlados dentro de la operación, como una medida proactiva, YPFB Andina S.A., está implementando una campaña de apoyo a la comunidad en el acopio y disposición final de residuos especiales (baterías y pilas usadas). En Agosto 2012, se realizó la auditoría externa de verificación de la ISO 14001 por parte de VBQi, no encontrando ninguna No Conformidad en la gestión ambiental. YPFB Andina S.A., realizará el primer curso taller de Biorremediación Conceptual Técnica, para Fiscales propios así como Fiscales de la Corporación y subsidiarias, con el objetivo de lograr una mejorar gestión en el control de la biorremediación. Se tiene proyectado la realización de cursos de capacitación al personal propio como contratado en los siguientes temas: 

Gestión de Residuos



Biorremediación Conceptual



Evaluación de Impactos Ambientales



Legislación Ambiental



Simulacros Contra Derrames

Toda la gestión está orientada a la prevención y mitigación de los impactos ambientales originados por la operación. Cabe señalar que la certificación ISO 14001 garantiza que la operación de YPFB Andina S.A. es tan limpia como cualquier otra operadora en el mundo.

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CAMIRI

Anexos D – Actividades de Responsabilidad Social Empresarial YPFB ANDINA S.A., consecuente con su Visión, Misión, Valores y sus principios de buen gobierno, ética, transparencia y respeto al entorno, está comprometida en desarrollar sus actividades atendiendo las necesidades y expectativas de sus distintos grupos de interés con el propósito de generar bienestar; para ello realizamos acciones voluntarias que promueven las buenas prácticas empresariales en sus relaciones sociales y medioambientales, contribuyendo y reinvirtiendo en la propia sociedad los beneficios que nuestra actividad genera.

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CAMIRI

Anexos E – Actividades de Relacionamiento Comunitario En las comunidades vecinas a nuestras áreas de operación, como resultado de acuerdos consensuados con los beneficiarios de las actividades, desarrollamos acciones y proyectos para responder a sus expectativas y necesidades básicas, buscando establecer relaciones de confianza, de largo plazo, duraderas y de mutuo beneficio. Los proyectos y programas sociales de YPFB ANDINA S.A. promueven el compromiso e inclusión de los comunarios para su propio desarrollo. Ejecutamos estrategias, políticas y acciones para mejorar la salud, la educación, la cultura, el deporte y el desarrollo productivo. De esta forma la empresa contribuye a mejorar las condiciones de vida de las comunidades vecinas y coopera en la lucha contra la pobreza.

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CAMIRI

Anexos F – Normas, Prácticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo. Los Estándares tanto de Calidad, Seguridad Industrial, Salud e Higiene laboral y Medio Ambiente se mantienen y se mejoran de acuerdo a niveles internacionales, el desempeño de YPFB Andina es comparable con cualquier empresa del mundo. YPFB Andina cuenta con la certificación de las tres normas: Medio Ambiente (ISO 14001), Seguridad Industrial (OHSAS 18001) y Calidad Total (ISO 9001) Cada tres años se realiza una re-certificación, la cual debe pasar por procesos de auditorías muy exigentes, a la fecha el compromiso y la cultura organizacional de YPFB Andina han permitido el mantenimiento de todas las certificaciones.

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CAMIRI Anexo G – Detalle de actividades CAPEX. A continuación se presenta el detalle de los proyectos de inversión, el mismo incluye la descripción de todas las actividades.

PROCEDIMIENTO DE TRANSFERENCIA DE DESTINO ENTRE AREAS DEL MISMO TITULAR Si por causales imprevistas, o si previstas inevitables, se tuviera la necesidad de utilizar Materiales programados para uno o varios Contratos de Operación diferentes a aquellos que los requieren con prioridad para optimizar las Operaciones Petroleras y sus Costos, éstos serán transferidos y consignados como si hubieran sido originalmente previstos para ese último destino. La operación de transferencia de destino será informada a YPFB, y reportada de acuerdo a los procedimientos contractuales relacionados a Costos Recuperables. Entendiéndose que los materiales a ser transferidos y consignados, cumplieron con todos los requisitos y procedimientos establecidos en los Contratos de Operación de origen.

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CAMIRI Anexo H – Cronograma CAPEX. A continuación se presenta el cronograma de todos los proyectos de inversión del campo.

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PTP 2013 - Camiri

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