Plan Desarrollo Definitivo Area Surubi v6 FINAL

PLAN DE DESARROLLO

AREA DE CONTRATO SURUBÍ CAMPOS SURUBÍ, SURUBÍ BLOQUE BAJO Y PALOMA

REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A.

Bolivia, Noviembre de 2009

1

CONTENIDO  CONTENIDO................................................................................................................2 NOMENCLATURA .......................................................................................................6 1.

RESUMEN EJECUTIVO.......................................................................................7

2.

INFORMACION GENERAL ................................................................................11 2.1

UBICACIÓN DEL ÁREA DE CONTRACTO ...............................................11

2.2

FACILIDADES EXISTENTES DE SUBSUELO ..........................................11

2.3

FACILIDADES EXISTENTES DE SUPERFICIES......................................12

2.3.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN, TRATAMIENTO Y TRANSPORTE INTERNOS................................................................................12

3.

2.3.2

SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN EL NORTE....................12

2.3.3

INSTALACIONES CONECTADAS.........................................................13

MODELO DE RESERVORIO .............................................................................14 3.1 3.1.1

GEOFÍSICA ............................................................................................14

3.1.2

GEOLOGÍA.............................................................................................16

3.1.3

FLUIDOS ................................................................................................18

3.1.4

PETROFISICA........................................................................................21

3.1.5

CACULO VOLUMETRICO Y RIESGOS ................................................26

3.1.6

MODELO DINAMICO .............................................................................35

3.1.7

DATOS DEL RESERVORIO ..................................................................45

3.2 3.2.1 3.3 4.

2

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA ........................................................................14

MECANISMO DE EMPUJE........................................................................46 BALANCE DE MATERIA BAJO SOFTWARE MBAL .............................47 INFORME DE RESERVAS ........................................................................49

PLAN DE DESARROLLO DEL AREA DE CONTRATO .....................................50 4.1

DESCRIPCION GENERAL DEL DESARROLLO.......................................50

4.2

. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN..........................................................50

4.3

ACTIVIDAD FÍSICA E INVERSIONES.......................................................52

4.4

5.

ASPECTOS COMERCIALES.....................................................................56

4.4.1

MERCADOS...........................................................................................56

4.4.2

LOGÍSTICA Y TRANSPORTE ...............................................................59

EVALUACIÓN ECONÓMICA..............................................................................61 5.1

SUPUESTOS DE LA EVALUACIÓN..........................................................61

5.1.1

PRECIOS ...............................................................................................61

5.1.2

PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE MERCADOS ..............................67

5.1.3

TIPO DE CAMBIO Y MONEDAS ...........................................................68

5.1.4

INFLACIÓN ............................................................................................68

5.1.5

TASA DE DESCUENTO.........................................................................68

5.1.6

COSTOS ................................................................................................69

5.1.7 CÁLCULO DE IMPUESTOS, REGALÍAS, PARTICIPACIONES E IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS (IDH) ..................................72 5.1.8

COSTOS DE ABANDONO.....................................................................75

5.1.9

PARÁMETROS DE INICIACIÓN DEL MODELO ECONÓMICO............79

5.1.10 5.2

FINANCIAMIENTO .............................................................................80

RESULTADOS ECONÓMICOS .................................................................81

5.2.1

RESULTADO DESARROLLO PERFORACION POZO PLM A8............81

5.2.2

SENSIBILIDADES Y PRUEBA DE RIESGOS .......................................82

5.2.3 SENSIBILIDAD AL RETRASO DE UN AÑO EN COMERCIALIZACIÓN PRODUCCIÓN INCREMENTAL POZO PLM-A8 ...............................................83 6. PROPUESTA DE CRONOGRAMA PARA CUMPLIMIENTO DEL TÍTULO VII CAP 1 DE LA LEY N 3058 .........................................................................................84 6.1

3

INTRODUCCION........................................................................................84

6.1.1

OBJETIVOS ...........................................................................................85

6.1.2

DISEÑO DEL PROGRAMA DE RELACIONES CON LA COMUNIDAD 85

6.1.3

PASOS DE LOS PROGRAMAS DE RELACIONES COMUNITARIAS ..86

6.1.4

AREAS DE INFLUENCIA .......................................................................87

6.2 PLAN SOCIAL PARA LAS COMUNIDADES VECINAS A LOS CAMPOS SURUBI, PALOMA, SURUBI BLOQUE Bajo .........................................................87 6.2.1

UBICACIÓN DE LAS COMUNIDADES..................................................87

6.2.2

SELECCIÓN DE PROYECTOS Y FIRMA DE CONVENIO ...................88

7. PROPUESTA DEL TITULAR PARA GARANTIZAR LA PROTECCIÓN AMBIENTAL, SEGURIDAD, SALUD Y BIENESTAR DE LAS PERSONAS ..............89 7.1

INTRODUCCIÓN........................................................................................89

7.2

POLÍTICA DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE .....................89

7.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) 90 7.3.1

ASPECTOS GENERALES .....................................................................90

7.3.2

ALCANCE DE SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG).................91

7.3.3

DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)91

7.3.4

IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ASPECTOS AMBIENTALES ..92

7.3.5 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES.......................................................................................................93 7.3.6

IDENTIFICACIÓN DE REQUISITOS LEGALES ....................................93

7.3.7 OBJETIVOS Y METAS DE MEDIO AMBIENTE, SEGURIDAD Y CALIDAD ............................................................................................................94 7.3.8

REVISIÓN POR LA DIRECCIÓN ...........................................................94

7.3.9

COMUNICACIONES EXTERNAS..........................................................95

7.3.10

CONTROL OPERATIVO ....................................................................95

7.3.11

MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO AMBIENTAL.......................................96

7.3.12 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL DESEMPEÑO EN SALUD Y SEGURIDAD.......................................................................................................96 7.3.13 NO CONFORMIDADES, ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS...................................................................................................97 7.3.14 COMUNICACIÓN, INVESTIGACIÓN Y REGISTRO DE ACCIDENTES E INCIDENTES...................................................................................................98 7.3.15

MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL SIG .............................................98

7.4 CAPACITACIÓN EN MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD OCUPACIONAL .....................................................................................................98 4

7.5

PLAN DE CONTINGENCIAS AREA SURUBÍ..........................................100

7.5.1

GENERALIDADES ...............................................................................100

7.5.2

SISTEMA DE COMUNICACIÓN ..........................................................100

7.5.3

SISTEMA DE MANDO .........................................................................101

7.5.4

SISTEMA DE INTERVENCIÓN............................................................104

7.5.5

CIERRE DE LA CONTINGENCIA ........................................................106

7.6 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE INCENDIOS .................................................................................107 7.7 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE DERRAMES.................................................................................107 7.8 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA EL MONITOREO Y ATENCIÓN A LA SALUD .....................................................................................109 7.9 SUPERVISIÓN OPERATIVA DE MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD EN CAMPO ................................................................................................................110 7.10

8.

5

GESTIÓN AMBIENTAL ............................................................................110

7.10.1

SISTEMA DE GESTIÓN AMBIENTAL .............................................111

7.10.2

GESTIÓN AMBIENTAL EN NUEVOS PROYECTOS ......................113

7.10.3

GESTIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS, LÍQUIDOS Y EMISIONES ...114

7.10.4

GESTIÓN DE CONTROL DE DERRAMES .....................................115

7.10.5

RESTAURACIÓN Y REMEDIACIÓN AMBIENTAL ..........................115

PRIORIDAD DE SERVICIOS GENERADOS EN BOLIVIA ..............................116 8.1

UTILIZACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS BOLIVIANOS ........................116

8.2

EMPLEOS DE CIUDADANOS Y RESIDENTES BOLIVIANOS ...............117

8.2.1

RECURSOS HUMANOS......................................................................117

8.2.2

RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN TÉCNICA ...........................117

8.2.3

RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN EN SALUD.........................119

8.2.4

RECURSOS HUMANOS – EMPLEOS ................................................119

NOMENCLATURA 

Abreviatura

Definición

mm

Milímetros

m

Metros

Km

Kilómetros

m2

Metros Cuadrados

Bbl Bbld MBbl Boe MBoe MMBoe Mpc MMpc MMm3 BCF MMpcd MMBTU Psia Psig $us MM$us WO WTI ft/seg Fm mbnm NW SE mD OWC OOIP OGIP mg/lt meq/lt PVT

Barriles Barriles por día Miles de barriles Barriles equivalentes Miles de barriles equivalentes Millón de barriles equivalentes Millar de píes cúbicos Millón de píes cúbicos Millón de metros cúbicos Billón de píes cúbicos (x109) Millón de píes cúbicos por día Millones de unidades térmicas Británicas Libra por pulgada cuadrada absoluta Libra por pulgada cuadrada relativa Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica Millones de Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica Workover West Texas Intermediate Píes por segundo Formación Metros bajo nivel del mar Noroeste Sudeste Mili Darcy, unidad para medir la permeabilidad de una roca. Original Water contact (contacto original de Agua petroleo) Original Oil In place Original gas In place Miligramos por litro Miligramos equivalente por litro Pressure Volume Test, ensayos efectuados para caracterizar los fluidos del yacimiento. Saturacion de agua Volume shell , True Vertival Depth (sub-sea) True Vertical Thickness Modular Formation Dynamics Tester, es una herramienta que nos permite medir la presión de los reservorios. Net to gross (relación porcentual del neto arena al total de formación) Drill Stem Testing, pruebas que se efectúan al pozo durante la perforación.

Sw Vsh TVD (ss) TVT MDT NTG DST

6

1.

RESUMEN EJECUTIVO 

El objetivo de este documento es presentar el Plan de Desarrollo (PD) para el Área de Contrato Surubí – Campos Surubí, Bloque Bajo y Paloma. La actividad aquí presentada, se encuentra a nivel conceptual por lo que el proyecto específico que permita materializar este perfile de producción aún no se encuentra desarrollado en detalle. Para los efectos de este ejercicio de análisis se ha procedido de acuerdo con los siguientes conceptos: 1) Los perfiles acumulan reservas hasta alcanzar los límites técnicamente razonables de acuerdo a lo observado en campos análogos. 2) Los pronósticos asociados a la nueva perforación se basan en pozos tipo cuyo caudal inicial se obtiene a partir de los caudales de pozos vecinos y el declino observado a nivel del campo en cada reservorio. 3) Se encuentra en ejecución una revisión integral de los modelos de reservorio que finalizará a inicios del 2010. En tal sentido, no se considera que ninguna actividad conceptual pueda ser definida a detalle antes de la finalización de este estudio. Las actividades asociadas con el desarrollo requieren una comprensión detallada y coherente de los reservorios involucrados. En función a los resultados obtenidos en el documento Alternativas conceptuales para el Área de Contrato Surubí, la mejor alternativa de desarrollo del área es la siguiente: •

Campos Surubí y Surubí Bloque Bajo: Escenario sin actividad, incluyendo la actividad necesaria para continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria. El perfil de producción presentado corresponde a una declinación natural del campo con el nivel de actividad actual.

•

Campo Paloma: Escenario de desarrollo de reservas probadas + probables, consiste en continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria y además la perforación del pozo PLM-A8 para el desarrollo de las reservas probables en caso que los estudios de detalle permitan confirmar los estimados de recuperación asumidos para el mismo.

La alternativa fue evaluada técnicamente en base a la volumetría, la infraestructura de superficie disponible, y económicamente, a partir de las premisas comerciales y económicas descritas en el documento. Considerando los desarrollos anteriores, el perfil conjunto del área Surubí es el siguiente: El perfil de producción de Gas Natural disponible en el Punto de Fiscalización:

7

Millones de pies cúbicos día

30 25 PLM A-8 cr 20 15 PLM PD

10 5 0 2010

SRB

BB

2011

2012

2013

2014

Figura 1-1 Perfiles de producción de Gas Natural

El perfil de producción de Líquidos disponible en el Punto de Fiscalización: 2.500

Barriles día

2.000 1.500

PLM A-8 cr PLM PD

1.000

SRB 500 BB 0 2010

2011

2012

2013

2014

Figura 1-2 Perfiles de producción de Líquidos

El perfil de producción de GLP disponible en el Punto de Fiscalización: 600

Barriles día

500 400

PLM A-8 cr

300 PLM PD

200 100 0 2010

SRB BB 2011

2012

2013

2014

Figura 1-3 Perfiles de producción de GLP

Las inversiones requeridas para este desarrollo se resumen en el siguiente gráfico:

8

14,0

13,2

Millones de dólares

12,0 10,0

6,3

8,0 6,0 3,8

4,0

3,5

3,1

2,8

2013

2014

2,0 0,0 2010

2011

BB

SRB

2012

PLM PD

Perforación PLM A8

Figura 1-4 Inversiones área de contrato Surubí

Como ha sido demostrado en la presentación de las alternativas conceptuales de desarrollo para el área de contrato Surubí. Los campos productores de líquidos, como es el caso de los campos Surubí y Bloque Bajo, presentan una situación económica comprometida, puesto que la carga tributaria que deben soportar estos campos dificulta su explotación y no viabiliza el desarrollo de recursos adicionales en los términos previstos para el Titular en el CO. En las condiciones económicas actuales (precio de petróleo con techo de 27,11 $us/Bbl) y un nivel de Regalías, Participaciones e IDH del 50% nominal de la valorización de la producción del campo (superior al 52% en términos efectivos) hacen que la implementación de proyectos de desarrollo con objetivo petrolífero sean de retorno económico negativo, aún considerando el incentivo de campos marginales según DS-28984. El costo de desarrollo de los proyectos con objetivo petrolífero requiere un mayor ingreso para que sean viables en términos económicos. En el caso particular de esta Área de Contrato, la implementación de proyectos requiere un precio diferencial de 44 y 71 $us/Bbl (sin IVA) para la valorización de los hidrocarburos (el precio de 44 viabiliza las perforaciones de Bloque Bajo y 71$us/Bbl viabiliza las perforaciones de Surubí). Por otro lado, en el campo Paloma el proyecto de desarrollo relacionado con la perforación del pozo PLM A8 resulta próximo al punto de equilibrio a un nivel de precio de 55$us/Bbl debido principalmente a la valorización del gas natural destinado a la exportación. Es importante remarcar que para proceder con la implementación del Plan de Desarrollo del Área de Contrato y de conformidad a la Cláusula 7 del Contrato de Operación, es necesario que YPFB notifique los contratos de comercialización y transporte bajo los cuales se venderá y transportará la producción de gas natural y líquidos asociados a éste desarrollo. Estos contratos deberán brindar las condiciones técnicas y económicas necesarias que hagan rentable la explotación del Área según los preceptos de la cláusula 7.4 del Contrato de Operación.

9

De la misma manera, la implementación de este Plan de Desarrollo está sujeta a que se garantice la disponibilidad de transporte necesaria para que los volúmenes incrementales de gas natural y líquidos asociados al desarrollo del Área de Contrato, sean transportados hasta los centros de consumo. Consecuentemente, se tendrán que realizar las expansiones de transporte necesarias consistentes en volumen y en plazo con este Plan de Desarrollo. La presentación del Plan de Desarrollo no implica una renuncia de los Titulares a sus derechos bajo el Contrato de Operación ni a la exigibilidad de las contraprestaciones que el mismo obliga a las Partes.

Nota: Todas las comunicaciones en relación al presente documento deberán ser dirigidas a la atención de las siguientes personas:

Luis García Sánchez

Guillermo Fernández

Representante Legal

Gerente de Desarrollo

Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

Repsol YPF E&P Bolivia S.A

Ave. José Estensoro No. 100

Ave. José Estensoro No. 100

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

Telefono: +591.3.3384000

Telefono: +591.3.3384000

Fax: +591.3.3384460

Fax: +591.3.3384051

10

2.

INFORMACION GENERAL  

2.1

UBICACIÓN DEL ÁREA DE CONTRACTO  

El área de contrato Surubí, compuesta por los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma, esta ubicada en: •

Localidad:

Eterasama

•

Provincia:

Carrasco

•

Departamento:

Cochabamba

•

Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana.

•

Distancia:

176 Km. de la ciudad de Santa Cruz en línea recta.

Figura 2-1 Imagen Satelital del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos.

2.2

FACILIDADES EXISTENTES DE SUBSUELO 

Esta área cuenta con 59 pozos perforados en los tres campos: 32 son productivos, 3 son inyectores de gas y 6 son inyectores de agua. Los pozos están distribuidos en 8 planchadas. Los pozos dirigidos se encuentran terminados con un empaque de grava para controlar los problemas de disgregación de la formación, mientras que el pozo horizontal, dispone de filtros para la contención de la producción de finos. Los pozos se encuentran produciendo de los reservorios Lower Petaca como de Yantata.

11

2.3

FACILIDADES EXISTENTES DE SUPERFICIES 

2.3.1 INSTALACIONES  DE  PRODUCCIÓN,  TRATAMIENTO  Y  TRANSPORTE  INTERNOS.   Se cuenta con 4 baterías de separación primaria, una planta criogénica y una planta de inyección de agua. Las baterías son: SRB-A, SRB-D, PLM-A y PLM-D. Todas las baterías envían el petróleo separado a Surubí A, donde se almacena para luego ser entregado al sistema de transporte. El agua total de producción del bloque se centraliza también en Surubí A y luego de un pre-tratamiento es enviada a SRB-E, donde se encuentra la Planta de Inyección y Tratamiento de Agua (PTIA). Luego es inyectada en los pozos inyectores del sistema de Recuperación Secundaria (SRB-I1, SRB-I2, SRB-I3, SRB-I4, SRB-I5 y SRB-D1). La planta de inyección tiene una capacidad de 18000 Bbld El gas producido en cada uno de los campos se destina principalmente al campo Paloma (PLM-A) donde alimenta la planta Criogénica (capacidad de 40 MMpcd), proceso del cual se extrae GLP y Gasolina. Otra porción menor del gas se utiliza como combustible y para el sistema extracción de Gas Lift. En caso de existir algún excedente de gas (el mercado no toma la totalidad del gas disponible) es reinyectado a los reservorios Petaca y Yantata en el campo Paloma. El GLP se evacua mediante cisternas desde Paloma y la gasolina estabilizada se mezcla con el petróleo para entrega al sistema de transporte.

2.3.2 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN EL NORTE  La disponibilidad de entrega de gas de los campos de ésta área de contrato, se encuentran limitados por la capacidad de transporte en el ducto del Sistema Nacional. Actualmente, la empresa de transporte realiza un proyecto de expansión de la capacidad de transporte desde el norte con el gasoducto Carrasco Cochabamba. Este proyecto ha sufrido algunos retrasos que han dilatado algunos desarrollos. La empresa de transporte, como medida paliativa ha realizado algunos trabajos de reconversión de oleoductos en gasoductos, sin embargo, aún la capacidad disponible actual es limitada. Los proyectos de desarrollo con objetivo en gas (Campo Paloma) requieren disponer de la ampliación del gasoducto para poder evacuar la producción.

12

GCC

GAA

Figura 2-2 Diagrama de Flujo - Gasoducto & Plantas.

2.3.3 INSTALACIONES CONECTADAS   En esta área de contrato se recibe la producción de la batería SRB-B ubicada en el campo Surubí Noroeste, área de contrato Surubí Noroeste. La producción de gas es enviada hasta el ducto que une Carrasco con Yapacani, a través de una lateral de 6 5/8” y 12 Km.

13

3.

MODELO DE RESERVORIO 

Se debe mencionar que los campos pertenecientes al Área de Contrato Surubí (Surubí, Bloque Bajo y Paloma), están siendo revisado integralmente con el objetivo de incrementar reservas y optimizar la producción actual. Este proyecto se inició en Junio de 2007 y se divide en etapas: Visualización, Conceptualización, Definición y Ejecución. En 2008 se finalizó la primera etapa, estimándose concluir la Conceptualización a finales de 2009. Esta etapa permitirá contar con modelos de reservorio suficientemente detallados como para efectuar una adecuada identificación y valoración de los proyectos de desarrollo para el área.

3.1

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA 

3.1.1 GEOFÍSICA 

En el año 1998 se adquirió una sísmica 3D sobre las áreas de contrato Surubí NO y Surubí con una cobertura total cercana a los 300 Km2. El informe de adquisición sísmica se encuentra en el CD Adjunto 3.1.1. El primer procesado de los datos se realizó en 1999 llegándose a un post-stack time cube. En 2006 los datos fueron reprocesados nuevamente llegando hasta un cubo final procesado en pre-stack time. Este último reprocesamiento ofrece una mejoría sustancia de los datos como se muestra en las tres figuras siguientes. Los informes de procesamiento sísmico se encuentran en el CD Adjunto 3.1.2 y 3.1.3. Los informes de interpretación sísmica se encuentran en los CD Adjunto 3.1.4 y 3.1.5.

14

Figura 3-1 Sección sísmica EW campo Paloma.

Figura 3-2 Sección sísmica EW campo Surubí.

15

Figura 3-3 Sección sísmica EWcampo Surubí Bloque Bajo

Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular 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.

3.1.2 GEOLOGÍA   3.1.2.1 MODELO GEOLÓGICO DE SUPERFICIE Al encontrarse el Campo situado en la región de pie de monte adyacente a la provincia geológica de la llanura beniana, la geología de superficie se refiere principalmente a la ocurrencia de niveles subhorizontales de depósitos recientes a plio-pleistocenos (Formación. Emborozu), en quebradas se exponen localmente afloramientos mio-pliocenos (Formaciones Guandacay y Tariquia). 3.1.2.2 MODELO ESTRUCTURAL 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. 16

Figura 3-4 Mapa estructural reservorio Petaca.

Figura 3-5 Mapa estructural reservorio Yantata

Esta información esta 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. 3.1.2.3 MODELO ESTRATIGRAFICO 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. 17

La Formación Yantata se subdivide en dos: hacia el tope un Yantata Duro cuya porosidad original esta 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). El informe del modelo estructural y estratigráfico se encuentra en el CD Adjunto 3.2.2.1

Figura 3-6 Sección geológica con indicación de reservorio y ambientes sedimentarios.

Esta información está siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular 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.

3.1.3 FLUIDOS  Las propiedades de los fluidos varían entre los distintos reservorios y campos, con hidrocarburos que van desde petróleo negro hasta gas-condensado. Hay indicios de compartimentalización vertical en el reservorio Petaca del campo Surubí que contiene petróleo de alta relación gas petróleo hacia el tope y de baja relación hacia la base. En el campo Paloma, tanto Petaca como Yantata, contienen petróleo volátil en equilibrio con un casquete de gas-condensado.

18

En el campo Surubí Bloque Bajo, el reservorio Petaca contiene petróleo negro subsaturado mientras que Yantata es productor de gas-condensado. Los contactos de fluidos están definidos en función de pruebas de producción y análisis de registros eléctricos. En el campo Surubí Bloque Bajo se define un contacto agua- petróleo en 3190 mbnm en el reservorio Petaca y un contacto agua-gas en 3220 mbnm en el reservorio Yantata. En el campo Surubí se definen los contactos agua-petróleo en 3180 mbnm en el reservorio Petaca y 3127 mbnm en el reservorio Yantata. En el campo Paloma, reservorio Petaca, se consideraron 2 zonas por tener contactos de fluidos diferentes: la zona sur que incluye los pozos PLM-H2ST, B2, B3, B4 y PLM-B5 con un contacto agua-petróleo en 3225 mbnm y la zona centronorte con un contacto agua-petróleo en 3175 mbnm. También se ha identificado un casquete gasífero con el contacto petróleo-gas en 3139 mbnm. Este casquete fue identificado por las detecciones de gas total durante la perforación del pozo PLM-A3 ubicado en la parte central de la estructura y confirmado posteriormente con los resultados de las pruebas de producción en el pozo PLM-X1. Para el reservorio Yantata del campo Paloma el contacto agua-gas está definida en 3220 mbnm. Ver CD Adjunto 3.3.1

•

CAMPO SURUBI

Se han realizado varios estudios PVT sobre distintas muestras tomadas en diferentes pozos del campo. El monitoreo del GOR frente a la acumulada de producción, ha llevado a la identificación de dos zonas con características de fluidos diferentes en el reservorio Petaca. En la figura que se muestra a continuación, se puede ver este comportamiento. Los pozos han sido clasificados en distintas zonas, dependiendo de su comportamiento. Como referencia se ha tomado el PVT del pozo SRB D-1 para caracterizar la zona A y C, y el PVT del pozo SRB D-2 para la zona B. La siguiente tabla muestra las principales características de los distintos fluidos. En cuanto al agua de producción, el valor de salinidad de referencia para el Lower Petaca es de 700 ppm. Este valor se obtiene como conjunto de las múltiples mediciones que se han realizado en campo.

19

Figura 3-7 Características de los fluidos campo Surubí.

•

CAMPO PALOMA

El reservorio Petaca produce petróleo de 43-45 API. Las propiedades de fluidos consideradas para el reservorio Petaca son las obtenidas mediante el estudio PVT del pozo PLM-X2 realizado con una muestra recombinada. El estudio definió a este fluido como un petróleo sub-saturado. Los resultados más importantes de este estudio se enumeran a continuación: ESTUDIO PVT POZO PLM-X2 o

Presión de Reservorio: 4833 psi

o

Temperatura de Reservorio: 205 ªF

o

Presión de Burbuja: 4392 psi

o

Factor Volumétrico Bo: 1.6050 bbl/stdbbl

o

Rsi: 1143 cf/bbl

o

Viscosidad del Petróleo: 0.38 cp

o

Bg: 0.0043 cf/stdcf

El reservorio Yantata produce gas con su condensado asociado de API=52 y GOR=6000 Cf/Bbl para las condiciones iniciales. Actualmente el GOR está muy elevado llegando a los 25000 Cf/Bbl, siendo la causa el ciclaje del Gas de Inyección que se está produciendo conjuntamente con el gas del reservorio. El factor Volumétrico del gas es de 0.0043 Cf/SCf tomado del estudio PVT del pozo PLM-X2 para las condiciones de la Presión de Burbuja.

20

•

CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO

En el reservorio Petaca se han definido 2 zonas de fluidos; la parte Norte del campo, separado de la zona Sur por una falla de dirección Este-Oeste, incluye los pozos BB103, 105,106 y 108 está produce un petróleo liviano subsaturado de API= 43 y GOR = 700-800 cf/bbl y la zona Sur que incluye los pozos BB-101 y 109 produce un petróleo más saturado de API= 44 y GOR= 2000-2600 cf/bbl. La falla que separa los dos bloques también se la puede ver con los datos de la sísmica 3D existente en el bloque. No se tienen estudios PVTs representativos para los fluidos de Bloque Bajo; por lo que se tomaron como referencia los estudios PVTs del campo Surubí, por tratarse este de un campo con características similares a las de Bloque Bajo y que también constituye el bloque superior del anticlinal de Surubí formado por estos dos campos. Se consideraron valores promedios de los estudios PVTS de Surubí para ambos tipos de fluido. El factor Volumétrico considerado para el petróleo más saturado es 1.83 Bbls/sBbls y 1.43 Bbls/sBbls para el fluido menos saturado. El factor de Solubilidad inicial Rsi para el fluido menos saturado es 700 cf/Bbl.

3.1.4 PETROFISICA  3.1.4.1 INTRODUCCION Un informe de petrofísica completo puede ser consultado en el Adj. 3.4.1. A continuación se resumen los datos más relevantes utilizados en el cálculo volumétrico para los diferentes campos.

3.1.4.2 LITOLOGIA En términos generales, la litología de las formación Petaca y Yantata es principalmente referida a alternancia de areniscas y arcillitas, los resultados de los análisis mineralógicos totales son similares, para ambas unidades en términos de composición y abundancia general. Los constituyentes primarios (en orden de abundancia) son cuarzo, feldespato potásico y arcilla con muy poca plagioclasa potasica, ocasionalmente se presenta cemento calcáreo y trazas de apatito y pirita, mineralogicamente las arcillas son predominantemente illita y esméctica, con ocasional presencia de kaolinita y raramente clorita. Mayor detalle de las características litológicas, puede consultarse en el adjunto 3.4.1. Los niveles de arena en Yantata, se presentan con espesores comprendidos entre 30 y 40 metros por lo general limpios de arcillas, con NTG del orden del 85 %.

21

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.

Figura 3-8 Parámetros petro físicos por pozo y reservorio campo Surubí.

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. En cuanto a las propiedades para la formación Yantata, se han tenido en cuenta los datos del pozo SRB B-2. Los valores promedio considerados para el cálculo volumétrico, se muestran en la siguiente tabla: Petaca

Yantata

NTG

35%

45%

Porosidad

17%

21%

Sw

34%

41%

Figura 3-9 Resumen datos petro físicos Promedio.

22

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 3-10 Ejemplo registro campo Paloma.

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 este 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. 23

Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes: Petaca

Yantata

NTG

25%

78%

Porosidad

16%

20%

Sw

49%

33%

Figura 3-11 Resumen datos petro físicos Promedio.

CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO 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 3-12 Ejemplo Registro campo Surubí Bloque Bajo.

24

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 este 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.

Figura 3-13 Parámetros petro físicos por pozo y reservorio.

25

Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes: Petaca

Yantata

NTG

24%

70%

Porosidad

16%

21%

Sw

49%

26%

Figura 3-14 Resumen datos petro físicos Promedio.

Esta información esta 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. 3.1.5 CACULO VOLUMETRICO Y RIESGOS 

CAMPO SURUBI El cálculo del OOIP del campo se ha efectuado mediante un volumétrico de la estructura. Se han separado los cálculos por reservorio, y por categoría de reservas. Para la realización de este cálculo se han tomado como base los mapas que figuran en el CD Adjunto 3.5.1. La determinación de los espesores de las formaciones Petaca y Yantata, se ha realizado basándonos en el análisis de los registros de pozo y en los datos de la sísmica 3D. Las propiedades petrofisicas consideradas para el cálculo, se resumen en la Figura siguiente. El contacto agua-petróleo se ha constatado y fijado en –3180 mSS para la formación Petaca y –3127 mSS para Yantata zona SRB B-2. Un resumen se muestra en la siguiente figura.

Figura 3-15 Resumen datos volúmenes in place.

26

Figura 3-16 Resumen datos volumétricos Surubí Yantata.

Figura 3-17 Resumen datos volumétricos Surubí Petaca.

27

CAMPO PALOMA En el caso del reservorio Petaca los cálculos volumétricos del OOIP se consideraron 2 zonas por tener contactos de fluidos diferentes. La Zona Sur que incluye los pozos PLM-H2st, B-2, B-3, B-4 y B-5 presenta un OWC definido en –3225 mss y para el resto de los pozos que incluyen la zona Centro-Norte del campo Paloma, el OWC está definido en –3175 mss. En ambos casos se los pudo definir con los datos de Logs y las Pruebas de Producción de los pozos. También se ha identificado un casquete gasífero con un GOC establecido en – 3139 mss. La presencia de este Gas Cap se lo pudo definir por las detecciones de Gas Total durante la perforación del pozo PLM-A3 ubicado en la parte central de la estructura y confirmado posteriormente con los resultados de las pruebas de producción en el pozo PLM-X1, principalmente con el DST-4 (punzado superior) que comprobó presencia de Hidrocarburos de una Relación Gas-Petróleo de 14 a 24000 Cf/Bbl. Para la realización de este cálculo se han utilizado los mapas que figuran en el CD Adjunto 3.5.2.

Figura 3-18 Mapa estructural tope Petaca.

28

Con los parámetros petrofísicos y las propiedades de fluidos, se calculó el OOIP para el anillo petrolífero y el OGIP disuelto se lo obtuvo a partir del OOIP considerando una Rsi de 1142 Cf/Bbl obtenida del estudio PVT del pozo PLM-X2. Para el caso del Gas Libre correspondiente al Gas Cap, se estimó el OGIP con los parámetros petro físicos y de fluidos ya citados anteriormente. El líquido asociado a este gas se lo estimó considerando un Yield Inicial de 71 Bbls/Mcf, proveniente de la prueba DST-4 realizada en la zona superior de este pozo durante las operaciones de Terminación. Para el reservorio Yantata, primeramente se calculó el OGIP y a partir de este volumen se calculó el OOIP relacionándolo con el factor de la riqueza del Gas inicial de 160 Bbl/MCf.. El Contacto Gas – Agua (GWC) está definido en –3220 mss. Esto se puede ver claramente con los datos de Logs, ya que este reservorio está formado por arenas más homogéneas y limpias que permiten que se pueda diferenciar los fluidos por los métodos resistivos.

Figura 3-19 Mapa estructural tope Yantata.

A continuación se listan los volúmenes de OOPI y OGIP para los reservorios Petaca y Yantata:

29

OOIP

OGIP

Lower Petaca Oil Rim

44.6

51.0

Lower Petaca Gas Cap

3.7

52.7

Lower Petaca Total

48.3

103.7

Yantata Total

20.5

128.0

Figura 3-20 Resumen datos volumétricos Petaca y Yantata.

Figura 3-21 Resumen datos volumétricos Petaca.

30

Figura 3-22 Resumen datos volumétricos Paloma Yantata.

CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO Para la realización de este cálculo se han utilizado los mapas que figuran en el CD Adjunto 3.5.3. Para el reservorio Petaca se definió el contacto Agua – Petróleo (OWC) en 3190 mss para los pozos SRB-BB-101, 103, 104, 105, 106 y 108 (Zona Norte de GOR más bajo). Este contacto se lo definió con los resultados de las pruebas de producción de los pozos y el análisis de logs, siendo el del pozo BB-109 el más bajo de todos en el que se reporta producción de petróleo.

31

Para la zona Sur que corresponde al petróleo más saturado se definió el contacto agua petróleo OWC en 3180 mss. Este contacto también fue definido con los datos de pruebas de producción y del análisis de logs. Con los Datos de petrofísica (PHI, Sw, NTG) y el Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) para cada zona se calculó el OOIP por encima de los OWC correspondientes.

Figura 3-23 Mapa Estructural tope de Petaca.

El gas asociado in situ para el Lower Petaca se estimó a partir del OOIP considerando los factores de Solubilidad inicial para cada zona (700 cf/Bbl para la de bajo GOR y 2600 para la de GOR más elevado). Para el reservorio Yantata se ha definido el contacto Gas – Agua en 3220 mss para los pozos SRB-BB-101 y SRB-BB-104 mediante el análisis de los resultados de las pruebas de Producción y los logs. La zona saturada con hidrocarburos en Yantata está delimitada por la parte central del campo en la zona de los pozos SRB.BB-101 y 104. Con los Datos de petrofísica (PHI, Sw, NTG), y el Factor Volumétrico del Gas (Bg) se calculó el OGIP por encima del GWC. El OOIP se estimó a partir del valor del OGIP tomando en cuenta el Yield de 270 Bbls/Mcf que se tomó de los datos de producción. Los volúmenes OOIP y OGIP para los dos reservorios se indican a continuación:

32

OOIP

OGIP

Lower Petaca High GOR

9.6

25.0

Lower Petaca Low GOR

16.9

11.8

Lower Petaca Total

26.5

36.8

Yantata Total

4.3

16.2

Figura 3-24 Resumen datos volumétricos Paloma Petaca y Yantata.

Figura 3-25 Resumen datos volumétricos Surubí Bloque Bajo Petaca.

33

Figura 3-26 Resumen datos volumétricos Surubí Bloque Bajo Yantata.

A continuación se sumarizan los volúmenes de hidrocarburo in place para cada campo pertenecientes al área de contrato.

Volumen in Place

SURUBÍ

SURUBI BLOQUE BAJO

Petróleo, MMBbls

103.3

30.9

68.9

203.1

Gas, Bcf

116.2

53.1

231.9

401.2

PALOMA

TOTAL

Figura 3-27 Volúmenes in place por campo.

34

Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular 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. 3.1.6 MODELO DINAMICO  El modelo dinámico actualmente disponible es de carácter preliminar. Actualmente se encuentra desarrollando el modelo dinámico con el PLADA que se tiene estimado la culminación a inicios del 2010. 3.1.6.1 HISTORIA DE PRODUCCION 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, C3, C4, C5, D1, D2 y SRB-D3). A su vez, el incrementa el año 2005 y corresponde a la entrada del pozo SRB.BB-110 como a la realización de tratamientos ácidos a los pozos SRB.BB-103, SRB.BB-104 y SRB.BB-105, también al ingreso del PLM-3Hst 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 en el reservorio Petaca. 10

10

10

10

10

10

10

10

5

4

3

2

1

0

C a le n d a r C a le n d a r C a le n d a r C a le n d a r C a le n d a r

-1

Da y Da y Da y Da y Da y

G a s Ra te ( MM c f /d ) G a s In j. ( M M c f /d ) O il R a te ( b b l/d ) W a te r R a te ( b b l/d ) L iq u id R a te ( b b l/d )

-2

1992 93

94

95

96

97

98

99 2000 01

02

03

04

05

06

07

08

09

Figura 3-28 Historial de Producción Área de contrato Surubí.

En el mes de Abril del año 2003 se dio inicio a la inyección de agua en el reservorio Petaca del campo Surubí en el marco de un proyecto de Recuperación Secundaria. El campo cuenta con 6 pozos inyectores (SRB-I1, I2, I3, I4, I5 y SRB-D1) y una planta con capacidad para tratar e inyectar hasta 18000 BPD de agua. A continuación se presenta la historia de producción de cada uno de los campos pertenecientes al área de contrato. 35

10000 5000

1000 500

100 50

10 5

1

Calendar Calendar Calendar Calendar Calendar 1996

97

98

99

2000

01

02

03

Day Day Day Day Day

Gas Rate ( MMc f /d ) Gas Inj. ( MMc f /d ) Oil Rate ( bbl/d ) Water Rate ( bbl/d ) Liquid Rate ( bbl/d )

04

05

06

07

08

09

Figura 3-29 Historial de Producción Área Campo Paloma.

En la figura, se ve claramente que la venta de gas del campo Paloma esta restringida, ya que la inyección es prácticamente igual a la entrega al gasoducto. Esta situación, junto con las alternativas que se estudian para su solución, se presenta en el Punto 4.3 del presente Plan. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 en el reservorio Petaca. En el año 1999 se habilitó el pozo PLM-X1 y en Diciembre del 2002 se habilita el pozo PLM-A3i como inyectores de gas en el reservorio Yantata. La producción del campo Surubí se incrementa a fines del año 2006 debido a la intervención realizada sin equipo en los pozos SRB-A1 y SRB-A2 donde se habilitaron tramos en el reservorio Petaca. La caída de producción en el año 2007 se debe al arenamiento del pozo SRB-A1 en el mes de Enero y al aumento en el corte de agua de los pozos SRB-D2 y SRB-D3. A comienzo del año 2009 se ve un incremento en la producción, producto de la intervención sin equipo del pozo SRBC3st aplicando una nueva técnica de sistema artifical de Gas Lift. 100 00 500 0

100 0 500

100 50

10 5

1 0.5

0.1

Ca len da r Ca len da r Ca lendar Ca len da r 19 92 93

94

95

96

97

98

9 9 2 00 0 01

Da y Da y Da y Da y

02

Gas Rate ( MMc f /d ) Oil Ra te ( bbl/d ) W ater Ra te ( bbl/d ) Liquid Rate ( bb l/d )

03

04

05

06

07

08

Figura 3-30 Historial de Producción Campo Surubí.

36

09

El incremento de producción en el campo Surubí Bloque Bajo observado desde mediados del año 2006 se debe a tratamientos ácidos realizados en los pozos SRB.BB-103, BB-105 y SRB.BB-104LL y a las intervenciones realizadas en los pozos SRB.BB-104 y SRB.BB-109 para habilitar el reservorio Petaca. 10000 5000

1000 500

100 50

10 5

1 0.5

0.1

Calendar Calendar Calendar Calendar 1997

98

99

2000

01

02

03

04

Day Day Day Day

Gas Rate ( MMc f /d ) Oil Rate ( bbl/d ) W ater Rate ( bbl/d ) Liquid Rate ( bbl/d ) 05

06

07

08

09

Figura 3-31 Historial de Producción campo Surubí Bloque Bajo.

3.1.6.2 MODELO DE SIMULACION Hasta el año 2007, se encontraban en elaboración los modelos de simulación, se concluyo el modelo para el Campo Paloma, reservorio Yantata, debido a observaciones al modelo estático, se procedió a revisar y posteriormente reelaborar el mismo, por lo cual, la construcción de modelos dinámico para el resto de campos/reservorios se encuentra a la espera de la finalización de los nuevos modelos estáticos. Se resume a continuación los parámetros y resultados del modelo de Simulación del Campo Paloma, reservorio Yantata. Geometria de Grilla. El modelo de reservorio Yantata para el Campo Paloma, cuenta con un área de 5.5 Km.x 2.4 K, el modelo de grilla fue construidos a partir de un pre-proceso en FloGrid, considerando los siguientes datos: Tope del Reservorio yantata y Tope de de la Fm. Ichoa, las trazas principales de falla y trayectorias de pozo. Un área rectangular de 88 x 39 celdas fue construida, afinando el mallado en el área de interés, las dimensiones de celda aproximadas son 62 x 62 metros.

37

Figura 3-32 Grilla de simulación al tope reservorio Yantata.

El reservorio consiste de 2 unidades, uno superior, de 25 metros, limpio y de pobre calidad de reservorio, y uno inferior de mejores características. Un total de 18 capas se dividieron para el modelo de grilla. 8 capas para la unidad superior de 25 metros de espesor, y 10 capas para el restante. La falla principal de Paloma y ubicación fluidos, determinan las celdas activas. El modelo final consta de 34344 celdas activas.

Figura 3-33Geometría de grilla Paloma Yantata 80 x 35 x 18.

Propiedades de Grilla: Porosidad, NTG y SWC. Considerando el número de datos y la poca variación de propiedades de roca en el reservorio Yantata, se decidió emplear valores promedio para el modelo de simulación, valores que son resumidos en la Figura siguiente. 38

Para la unidad Ichoa cuyos recortes se observaron mas sucios que los de la Formación Yantata, no existen datos en el Campo Paloma, sin embargo se extrapolaron datos del campo Surubí Noroeste. Las tablas siguientes muestran que las propiedades de roca del reservorio Yantata son similares en los campos Paloma y Surubí Noroeste, por ello se asumió una similitud igual para la formación Ichoa.

Figura 3-34 Propiedades de grilla.

En Surubí Noroeste, se observo que la formación Ichoa tiene la misma porosidad que Yantata pero con pero calidad (mayor contenido de arcilla) lo cual representa un menor NTG y mayor volumen de agua connata.

Figura 3-35 Propiedades promedio de roca.

Grid Layers

Porosity (fraction)

NT G (fraction)

Swc (fraction)

Yantata Reservoir

1-8

0.20

0.78

0.33

Ichoa

9 - 18

0.20

0.60

0.55

Sand Unit

Figura 3-36 Resumen de propiedades de roca empleada en la simulación de reservorio.

39

La figura anterior resume los valores de propiedades de roca empleados en la construcción del modelo de simulación. La figura siguiente esquematiza las relaciones consideradas para las unidades Yantata e Ichoa.

Figura 3-37 Propiedades de roca Yantata e Ichoa.

Propiedades de Grilla: Permeabilidad Los datos de permeabilidad están disponibles, principalmente de dos análisis de testigos (PLM-X1 y PLM-A3), el resumen de los análisis de registros y pruebas de pozo, se resume en la figura siguiente. La permeabilidad de registros es mayor que la tomada en testigos. Por el contrario, la permeabilidad de pruebas de pozo es mucho menor. La curva de porosidad-permeabilidad es considerada mas adecuada. Para porosidades de 20%, la permeabilidad promedio es estimada en 400md. Esta permeabilidad es asignada a todas las grillas en el modelo de simulación.

40

Figura 3-38 Curva de porosidad - permeabilidad de Paloma Yantata.

Contacto de Fluido. El contacto original de agua gas se encuentra en un rango de -3220 m a 3232 m en cuatro pozos (ver tabla siguiente) dos pozos perforados en el año 2005, PLM-B8 y PLM-C9, confirman que el contacto agua gas habría ascendido a -3212 m. GWC

remarks

well name

year

(ss TVD)

PLM-X1

1996

3220

original GWC

PLM-A3

1997

3224

original GWC

PLMA6st

1998

3230

original GWC

PLM-C4

2001

3232

original GWC

PLM-B8

2005

3212

2005 GWC

PLM-C9

2005

3215

2005 GWC

Figura 3-39 Contacto agua gas.

41

Los varios Contactos agua-gas sugieren un contacto inclinado debido a que existe un empuje de agua. El flujo hidrodinámico del acuífero fluye de suroeste al noroeste: a.

PLM-X1 (-3220 m)

PLM-A6 (-3230m)

b.

PLM-X1 (-3220 m)

PLM-A3 (-3225m)

PLM-C4 (-3232m)

Propiedades de Fluido. En el gas de Paloma Yantata la presión del punto de roció a 4733 psi. La presión a cerca del punto de roció en condensados con un rango de 55 stb/MMscf. Tabla de Saturación Los análisis especiales de coronas (SCAL) fueron realizados en el reservorio Paloma Yantata. Algunos ajustes in Keg@Sor punto-final fueron realizados durante proceso de ajunte histórico, el conjunto final están presentadas en las siguientes figuras.

Figura 3-40Saturation End - Point.

Figura 3-41 acuífero de agua activo.

42

Figura 3-42 Acuífero de agua activo.

Fluido Original. Total

Unit

Unit

Yantata

Ichoa

Paloma Yantata

Gas In Place (BSCF)

92.7

19.4

112.1

Condensate (MM STB)

16.3

3.4

19.7

Figura 3-43 Fluido original.

En Octubre 1997, empezó la Producción de reservorio Yantata. Después de dos años, inicio la inyección de gas para mantener la presión del reservorio por encima del punto de burbuja en orden Dos inyectores PLM-X1 y PLM-A3, fueron inyectores constantes de gas en el reservorio con un rango de 30-35 MMSCFD. Seis pozos han estado en producción en este reservorio, actualmente se encuentran 2 activos, uno en producción y uno inyector. 43

Well

Start-up

Current Status

Remarks

PLM-X1-YTT

Nov 1996

Injector

Nov 1999 converted into injector

PLM-A3i

Oct 1997

Injector

Dec 2002 converted into injector

PLM-HZ1

Jun 1998

Abandoned

High water production

PLM-A7H

Aug 2002

Producing

High GOR

PLM-B8

May 2005

Abandoned

Sand problem. Recompleted in Petaca

PLM-C9

Jun 2006

Abandoned

Sand problem. Recompleted in Petaca

Figura 3-44 Estado actual pozos.

La depletación repentina en la producción de condensado, se sospecha, este relacionada al avance de agua en el pozo PLM-HZ1 y a la existencia de circulación de gas en el pozo PLM-A7.

Figura 3-45Estado actual pozos.

44

Esta información esta 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.

3.1.7 DATOS DEL RESERVORIO  3.1.7.1 ENSAYOS DST En los campos Surubí, Bloque Bajo y Paloma se realizaron diversas pruebas de ensayo de formación (DST) a fin de determinar los potenciales de producción de niveles reservorio.

Campo Paloma En el Campo Paloma se realizaron 19 ensayos de formación, los cuales se encuentran resumidos en las tablas siguientes:

o WELL

PLM-A4 PLM-A5 PLM-B2 PLM-B2 PLM-B4 PLM-B4 PLM-B6 PLM-B6 PLM-B7 PLM-C5 PLM-C5 PLM-C7 PLM-C8 PLM-H2ST PLM-X1 PLM-X2 PLM-X2

Reservorio Petaca

SURVEY DATE

SURVEY

14-Feb-98 8-Oct-97 15-May-97 21-May-97 7-Aug-97 11-Aug-97 25-Jan-02 24-Feb-02 10-Feb-02 16-May-01 21-May-01 7-Aug-01 9-Nov-01 5-Feb-01 27-Jul-96 30-Sep-96 16-Oct-96

DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST DST

ZONE

GP ZONE

MID + LOW UPPER LOWER MID

UGP LGP UGP LGP UGP

LGP UPPER UPPER LOWER LP UPPER

LGP

Pi @ GAUGE

GRAD

KB

REFERENCE

DATUM

DATUM

LAST STOP

Pi @ DATUM

4056 4433 4816 4733 4706 4533 4822 3917 4372 4617 5034 4460 4970 4713 4822 4886 4837

0.433 0.300 0.300 0.300 0.240 0.300 0.300 0.300 0.430 0.300 0.300 0.240 0.240 0.240 0.080 0.300 0.240

236 235 235 235 233 233 236 236 238 229 229 229 229 235 235 235 235

3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140 3140

3376 3375 3375 3375 3373 3373 3376 3376 3378 3369 3369 3369 3369 3375 3375 3375 3375

11075 11073 11073 11073 11066 11066 11076 11076 11083 11053 11053 11053 11053 11073 11073 11073 11073

11028 10998 11125 11024 11100 11003 11214 11133 11056 10996 10895 10957 10820 10964 10869 11138 11023

4077 4455 4800 4748 4698 4552 4781 3900 4383 4634 5081 4483 5026 4739 4838 4866 4849

Figura 3-46 Resumen de DST campo Paloma reservorio Petaca.

o WELL

PLM-A3 PLM-C4

Reservorio Yantata

SURVEY DATE

SURVEY

Pi @ GAUGE

GRAD

KB

REFERENCE

DATUM

DATUM

LAST STOP

Pi @ DATUM

5-Oct-97 28-Feb-01

DST DST

4884 4528

0.300 0.300

236 229

3220 3220

3456 3449

11338 11315

11171 10414

4934 4798

Figura 3-47 Resumen de DST campo Paloma reservorio Yantata.

Campo Surubí Los cuadros a continuación resumen los ensayos de pozo por reservorio 45

o WELL

Reservorio Petaca

SURVEY DATE

SURVEY

19-Feb-92 29-Feb-92 16-Aug-92 5-Sep-92 18-Sep-92 11-Jun-95 6-Oct-95 6-Oct-95 13-Jul-02

DST DST DST DST DST DST DST DST DST

SRB-A1 SRB-A1 SRB-A2 SRB-A2 SRB-A2 SRB-C4 SRB-D1 SRB-D2 SRB-I3

GP ZONE

Pi @ GAUGE

GRAD

KB

REFERENCE

DATUM

DATUM

LAST STOP

Pi @ DATUM

4812 4762 4431 4799 3795 4968 4095 4096 4109

0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.430

263 263 263 263 263 247 243 243 253

3180 3180 3180 3180 3180 3180 3180 3180 3180

3443 3443 3443 3443 3443 3427 3423 3423 3433

11296 11296 11296 11296 11296 11243 11230 11230 11263

11072 10947 10899 10899 11050 11191 10750 10900 11040

4879 4867 4550 4918 3869 4984 4239 4195 4205

SGP LGP UGP U + L GP

SGP

Figura 3-48 Resumen de DST campo Surubí reservorio Petaca.

o WELL

SRB-C7 LL SRB-C8 SRB-C8 SRB-B2 SRB-B2

Reservorio Yantata

SURVEY DATE

SURVEY

Pi @ GAUGE

GRAD

NT

REFERENCE

DATUM

DATUM

LAST STOP

Pi @ DATUM

5-May-03 12-Sep-00 3-Oct-01 10-Dec-02 1-Feb-03

SG BU BU SG BU

4357 4793 4769 4621 4596

0.425 0.300 0.300 0.401 0.300

247 247 247 236 236

3100 3100 3100 3100 3100

3347 3347 3347 3336 3336

10981 10981 10981 10945 10945

10225 11047 11047 10813 10871

4678 4773 4749 4674 4618

Figura 3-49 Resumen de DST campo Paloma reservorio Yantata.

Campo Surubí Bloque Bajo o WELL

SRB.BB-101 SRB.BB-101 SRB.BB-103 SRB.BB-105 SRB.BB-107 SRB.BB-108

Reservorio Petaca

SURVEY DATE

SURVEY

ZONE

30-Dic-96 04-Ene-97 04-Abr-01 08-Oct-01 16-Mar-02 22-Oct-00

DST DST DST DST DST DST

MIDDLE UPPER

GP ZONE

Pi @ GAUGE

GRAD

KB

REFERENCE

DATUM

DATUM

LAST STOP

PSI

PSI/FT

MTS

MTS bnm

MTS mbbp

FT bbp

FT (TVD)

PSI

4791 4764 4642 4378 4825 4861

0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.300

247 247 252 263 252 252

3180 3180 3180 3180 3180 3180

3427 3427 3432 3443 3432 3432

11243 11243 11260 11296 11260 11260

11007 10925 11088 11181 11135 11125

Pi @ DATUM

4862 4859 4694 4412 4862 4901

Figura 3-50 Resumen de DST campo Surubí Bloque Bajo reservorio Petaca.

o WELL

SRB.BB-104 SRB.BB-104

Reservorio Yantata

SURVEY DATE

27-Ago-01 08-Sep-01

SURVEY

DST DST

Pi @ GAUGE

GRAD

NT

REFERENCE

DATUM

DATUM

LAST STOP

PSI

PSI/FT

MTS

MTS bnm

MTS mbbp

FT bbp

FT (TVD)

Pi @ DATUM PSI

4765 5000

0.430 0.300

243 243

3100 3100

3343 3343

10968 10968

11303 11270

4621 4909

Figura 3-51 Resumen de DST campo Surubí Bloque Bajo reservorio Yantata.

3.2

MECANISMO DE EMPUJE 

La baja salinidad del acuífero en el Campo Paloma soporta la existencia de un mecanismo de empuje por recarga constante del acuífero desde la superficie. El DST#1 del pozo PLM-X2 produjo agua del reservorio Yantata con 3100 ppm de NaCl. La producción de PLM-A3 y PLM-HZ1 sugiere agua “fresca” (3000 a 5000 ppm)

46

Figura 3-52 Acuífero activo.

Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular 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. 3.2.1 BALANCE DE MATERIA BAJO SOFTWARE MBAL  Se realizó balance de materia en el Campo Surubí, Bloque Bajo y Paloma con los software MBAL, este se encuentra actualizado hasta el año 2007 que se ilustra en la figura siguiente, sin embargo, la realización de un adecuado balance de materia es difícil debido a la complejidad del empuje de reservorio, empuje de acuífero e inyección de agua.

47

Figura 3-53 Figura realizada por software MBAL para Paloma Yantata.

El método p/z en el periodo de depleción de gas (balance de material volumétrico) es poco realista debido a la corta historia y a la existencia de únicamente 2 datos (de PLM-A3). Este método estima un gas in situ de 170 BCF

Figura 3-54 Figura realizada por software MBAL para Paloma Yantata.

Se espera, a partir de una nueva campaña de presiones para el año 2009 obtener nuevos resultados. Esta información esta 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. 48

3.3

INFORME DE RESERVAS 

Los volúmenes comprometidos según el perfil acumulado son los siguientes:

Campo Bloque Bajo

Petroleo y Condesado [Miles de barriles] Perfil acumulado Perfil acumulado en producción Desarrollo

GLP [Miles de barriles] Perfil acumulado Perfil acumulado en producción Desarrollo

Gas Natural [en billones pies cubicos] Perfil acumulado Perfil acumulado en producción Desarrollo

751,7

0

73,3

0

0,8

Surubí

1.132,7

0

36,6

0

0,4

0 0

Paloma

622,5

128,6

512,5

93,4

34,0

3,2

Figura 3-55 Producción Acumulada según plan de desarrollo.

La producción acumulada que se encuentra expuesta considera los perfiles hasta el año 2014, posterior a esa fecha, según la situación económica actual, resulta antieconómico continuar con la producción.

49

4.

PLAN DE DESARROLLO DEL AREA DE CONTRATO 

4.1

DESCRIPCION GENERAL DEL DESARROLLO 

A partir de los modelos disponibles en el área así como la experiencia regional en campos análogos pueden inferirse los volúmenes remanentes disponibles técnicamente para ser drenados. Los pronósticos asociados a nuevas perforaciones se basan actualemente en pozos tipo cuyo caudal inicial se obtiene a partir de los caudales de pozos vecinos y el declino observado a nivel del campo en cada reservorio en estos pozos Los pronósticos de inyección en futuros pozos inyectores se asume levemente superior al observado en los pozos inyectores actuales. No se ha considerado el riesgo técnico en los diferentes tipos de categorías de reserva. Por tal motivo las evaluaciones corresponden con escenarios optimistas. Una revisión detallada de las propuestas y sus riesgos podría por tanto modificar estas estimaciones, mas probablemente a la baja. Se encuentra en ejecución una revisión integral y reelaboración de los modelos de reservorio que finalizará inicios del 2010. En tal sentido, no se considera que ninguna actividad conceptual pueda ser definida a detalle antes de la finalización de este estudio. Las actividades asociadas con el desarrollo requieren una comprensión detallada y coherente de los reservorios involucrados. En función a los resultados obtenidos en el documento “Alternativas Conceptuales para el Área de Contrato Surubí”, la mejor alternativa de desarrollo del área es la siguiente:

4.2

•

Campos Surubí y Surubí Bloque Bajo: Escenario sin actividad, incluyendo la actividad necesaria para continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria. El perfil de producción corresponde a una declinación natural del campo con el nivel de actividad actual.

•

Campo Paloma: Escenario de desarrollo de reservas probadas + probables, consiste en continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria y además la perforación del pozo PLM-A8 para el desarrollo de las reservas probables.

. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN 

A continuación se presenta el pronóstico de producción de gas natural y líquidos disponible para entrega en el Punto de Fiscalización.

50

Es importante mencionar que los perfiles de producción a ser entregada podrán sufrir variaciones en función de la asignación de mercado que se realice, de acuerdo a lo establecido en la cláusula 7.2 del Contrato de Operación.

•

Perfil de Gas Natural a ser entregado en el Punto de Fiscalización

El perfil de producción de Gas Natural disponible para ser entregado en el Punto de Fiscalización es el siguiente:

Millones de pies cúbicos día

30 25 PLM A-8 cr 20 15 PLM PD

10 5 0 2010

SRB

BB

2011

2012

2013

2014

Figura 4-1 Perfiles de producción de Gas Natural

•

Perfil de Líquidos a ser entregado en el Punto de Fiscalización

El perfil de producción de Líquidos disponible para ser entregado en el Punto de Fiscalización es el siguiente: 2.500

Barriles día

2.000 1.500

PLM A-8 cr PLM PD

1.000

SRB 500 BB 0 2010

2011

2012

2013

2014

Figura 4-2 Perfiles de producción de Líquidos

•

Perfil de GLP a ser entregado en el Punto de Fiscalización

El perfil de producción de GLP disponible para ser entregado en el Punto de Fiscalización es el siguiente: 51

600

Barriles día

500 400

PLM A-8 cr

300 PLM PD

200 100

SRB BB

0 2010

2011

2012

2013

2014

Figura 4-3 Perfiles de producción de GLP

4.3

ACTIVIDAD FÍSICA E INVERSIONES 

Las inversiones necesarias para el Desarrollo de las Reservas Probables en Paloma y la continuidad de la explotación de las reservas Probadas en los demás campos son las siguientes: 14,0

13,2

Millones de dólares

12,0 10,0

6,3

8,0 6,0 3,8

4,0

3,5

3,1

2,8

2012

2013

2014

2,0 0,0 2010

2011

BB

SRB

PLM PD

Perforación PLM A8

Figura 4-4 Perfil de Inversiones

Exceptuando la inversión del pozo PLM-A8, las inversiones que se muestran son de continuidad operativa o integridad técnica. En base a las inversiones de continuidad operativa previstas para el 2010, año a año se realizará la previsión de tales inversiones en cada uno de los respectivos Programas de Trabajos y Presupuestos. Para el año 2010 se tienen planificadas dentro del Programa de Trabajo y Presupuesto 2010 entre otras las siguientes actividades:

52

1)

Adecuación de puentes en Surubí y Paloma

Las instalaciones donde se concentra la mayor producción de líquidos en el área; SRB-A, SRB-B, SRB-D y SRB-NO se ubican en los Campos Surubí y Surubí Noroeste. Periódicamente por estos yacimientos circulan cisternas de alto tonelaje que ingresan a la Planta de Paloma, para el de transporte de GLP. La Planta Turbo - Expander, donde se produce GLP para el mercado nacional, se encuentra ubicada en el Campo Paloma. El GLP se transporta mediante cisternas de alto tonelaje que circulan por el camino interno ripiado entre Surubí y Paloma. En el recorrido de esta ruta existen puentes de estructura metálica y tablones de madera que por condiciones ambientales desfavorables (humedad y lluvia) se encuentran dañados. Por este motivo, es necesaria la adecuación de los mismos para garantizar la circulación de vehículos entre los yacimientos de Surubí y Paloma. El objetivo de este proyecto es adecuar los puentes en los Campos Paloma y Surubí para garantizar la circulación del personal que opera las instalaciones y los vehículos de alto tonelaje que transportan GLP. 2) Construcción de campamento en Pantanal El campamento Pantanal, fue construido en 1999 de forma temporal, para la construcción de la Planta de Gas de Paloma A, las edificaciones fueron efectuadas en forma precaria con portacamps, con el objetivo de brindar alojamiento y logística al personal de construcción. El campamento Pantanal 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. En la actualidad éste campamento se encuentra con deterioro por las inclemencias del clima lluvioso (promedio de 5.000 mm al año), considerando las operaciones que se desarrollan en el área, las constantes y crecientes necesidades de alojamiento de personal contratista. El principal objetivo de este proyecto es contar con un campamento capaz de brindar alojamiento y logística al personal contratista de los campos de Paloma y Surubí, con el propósito de poder brindar mejores condiciones de alojamiento y logística para personal que efectúa las operaciones de los campos de Paloma y Surubí. 3) Reemplazo de instrumentación neumática por electrónica SRB-A / D El principal objetivo de este proyecto es cumplir con las recomendaciones de auditorias técnicas internas, así como el requerimiento de Operaciones para realizar un Control confiable, seguro y actualizado de todas las variables de proceso con tecnología de punta. El proyecto permitirá reemplazar los sistemas actuales de instrumentación neumática por electrónica, para poder llevar las señales de las variables operativas a la Sala de Control, permitiendo un respaldo fundamental para la elaboración de los balances operativos de todas las plantas, así como el monitoreo de los parámetros operativos. 53

4) Protección por corrosión externa, en equipos, líneas, señalización cañerías Este proyecto permitirá instalar un Sistema de Protección Catódica para las líneas internas (dentro del yacimiento) destinadas al transporte de hidrocarburos, con sistemas de corriente impresa y ánodos de sacrificio. La implementación de este proyecto permitirá contar con sistemas integrados de protección catódica, para asegurar la vida operacional de las líneas de transporte de hidrocarburos. En caso de no realizar este proyecto podrían producirse un deterioro de las líneas debido a los efectos de la corrosión, comprometiendo el transporte dentro del Campo Paloma y ocasionando derrames con un impacto directo sobre el medio ambiente y detención de operaciones. 5) Eliminación de venteos fríos SRB-A y SRB – D Los asentamientos humanos se fueron incrementando en la zona, dadas las características geográficas y meteorológicas en el año 2005 se produjo un accidente con fatalidad en la zona de los venteos fríos de SRB “A/D”, las acciones inmediatas fueron modificaciones en el proceso de separación buscando reducir las emisiones a la atmósfera, manteniendo los niveles de LEL por debajo de la norma. La seguridad de las instalaciones superficiales contra accidentes industriales se ha convertido en un elemento fundamental en los sistemas de E&P, por lo que el concepto de Integridad Técnica es fundamental para gestión de la seguridad industrial de toda instalación superficial. El objetivo del proyecto es proceder a la compra e instalación de un sistema que permita la Eliminación de venteos Fríos en Tanques de Almacenaje de SRB-A y SRB-D” y de esta forma asegurar la confiabilidad del sistema a los fines de proteger al personal, instalaciones, medio y activos de la empresa. 6) Instalación de sistema de FIRE & GAS PLM-D y SRB – A y D Las instalaciones de Paloma D están integradas por equipos y sistemas electrónicos, de compresión, bombeo, generación eléctrica, que son componentes críticos de la operación y el control de la misma. La Batería de Paloma D no cuenta con detectores de gas ni detectores de fuego. Las instalaciones de Surubí A y D están integradas por equipos y sistemas electrónicos, de compresión, bombeo, generación eléctrica, que son componentes críticos de la operación y el control de la misma. Actualmente en la Planta de Surubí A cuenta con sensores de detección de gas en el área de compresores pero no tiene detectores de fuego. La Batería de Surubí D no cuenta con detectores de gas ni detectores de fuego.

54

Esta ha sido una recomendación de Auditorias Técnicas realizadas, así como parte de las recomendaciones de los HAZOP realizados l: “Implantar seguridad tipo Fire & Gas del tipo Infrarrojo IR”. La implementación de los Sistemas de Detección de Fuego y Gas en las instalaciones de Paloma D y Surubí A y D se requiere con el propósito de asegurar la integridad del personal operativo, las instalaciones y los equipos existentes, implantando sensores IR/UV, alarmas sonoras y señales visuales, que permitan detectar la presencia de fuego o gas y dar una respuesta inmediata. Mediante este proyecto se instalará un sistema de detección con sensores modernos (IR/UV), así como alarmas sonoras y señales visuales que permitirán detectar la ocurrencia de un evento de fuga de gas y dar una respuesta inmediata, previniendo explosiones, incendios y eventos no deseados que pongan en riesgo al personal. 7) Construcción Ducto para Gas Combustible PLM - SRB El gas combustible utilizado en Surubí - A y Paloma - 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 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. El objetivo del proyecto es construir un gasoducto de 2”, entre Paloma - C y Surubí A, para reemplazar el gas combustible rico utilizado en los equipos rotativos por un gas combustible seco, tanto en Surubí - A como en Paloma - D. La ejecución de este proyecto permitirá cumplir con las recomendaciones del HAZOP realizado, mejorar la eficiencia de los equipos rotativos por el cambio de gas combustible y evitar problemas de carbonización y detonaciones e incrementar el caudal de gas rico en 1.040 Mpcd como alimento a la Planta de Proceso de Gas en Paloma - A, para incrementar la producción de GLP en 5 toneladas y 10 Bpd de gasolina.

55

4.4

ASPECTOS COMERCIALES 

Los aspectos comerciales que han sido considerados para la elaboración de este Plan de Desarrollo se basan en el cumplimiento del marco normativo y contractual vigente al momento de su elaboración, fundamentalmente en lo que se refiere a la Ley de Hidrocarburos, el Contrato de Operación y los Acuerdos de Entrega de Gas Natural y de Hidrocarburos Líquidos suscritos con YPFB. Para viabilizar la implementación de éste Plan de Desarrollo, en cumplimiento a la Cláusula 7 del Contrato de Operación, es imprescindible garantizar los mercados y el transporte necesarios para las producciones incrementales asociadas a este desarrollo, generando las condiciones técnicas y económicas necesarias para asegurar una explotación rentable del Área.

4.4.1 MERCADOS  De acuerdo a lo establecido en la Subcláusula 7.2 del Contrato de Operación, el destino esperado y los contratos de comercialización mediante los cuales se venderá la producción asociada al desarrollo del Área, deben ser notificados por YPFB. Estos mercados de destino que sustentan el Plan de Desarrollo, deben brindar las condiciones necesarias que hagan rentable la explotación del Área conforme lo dispuesto en la Subcláusula 7.4 del Contrato de Operación. A tal efecto para la implementación efectiva del Plan de Desarrollo se estaría a la espera del cumplimiento de YPFB de las obligaciones contractuales antes indicadas.

4.4.1.1 GAS NATURAL De conformidad a la normativa aplicable y al Acuerdo de Entrega de Gas Natural los mercados para los volúmenes de gas natural considerados en este Plan de Desarrollo, se detallan a continuación: 4.4.1.1.1 MERCADO INTERNO En el Mercado Interno se consideran demandas existentes, que corresponden a Gas de Consumo, y no así posibles demandas y contratos futuros como es el caso del Gas de Industrialización. La evolución del Mercado Interno de Gas de Consumo ha sido proyectada en función de análisis y evaluaciones realizadas por el Titular.

56

La asignación se realizó de acuerdo con las Leyes Aplicables vigentes. El aporte estimado del Área para el abastecimiento a este mercado es calculado de manera proporcional a la producción del año anterior. De concretarse proyectos para Gas de Industrialización la asignación deberá ser realizada aplicando lo dispuesto en la Cláusula 7 del Contrato de Operación, particularmente las Subcláusulas 7.4 y 7.15. 4.4.1.1.2 CONTRATO YPFB – PETROBRAS (GSA BRASIL): En el marco del Contrato de Exportación al Brasil YPFB – Petrobras (GSA Brasil), a efectos de la elaboración del Plan de Desarrollo se ha considerado como proyección de demanda el volumen máximo contractual (QDC) que asciende a 30.08 Mm3d, más el gas combustible asociado que se estimó en aproximadamente el 5%. El aporte comprometido del Área para este Contrato, está establecido en el Anexo III de su Acuerdo de Entrega de Gas Natural. Respecto a este mercado es importante puntualizar que en función del desarrollo de la producción interna de gas natural del Brasil, es predecible que la demanda efectiva de gas natural de Bolivia se encuentre por debajo del QDC, por lo cual es fundamental que se tengan mercados alternativos que puedan absorber eventualmente estos volúmenes no demandados, para así no afectar la producción nacional de gas natural y líquidos asociados, y en consecuencia los ingresos del Estado y la rentabilidad de las Áreas de Contrato. 4.4.1.1.3 CONTRATO YPFB – ENARSA (GSA ARGENTINA): Los volúmenes destinados a este mercado, han sido estimados como la diferencia entre los volúmenes de entrega totales de este Plan de Desarrollo y las entregas a Mercado Interno y GSA Brasil descritas en los puntos anteriores. Bajo el criterio anterior, el Volumen Nacional de Seguridad también estaría siendo destinado a cubrir asignaciones de mercado interrumpible de Argentina. Consecuentemente, se requiere el cumplimiento previo de los siguientes aspectos: •

57

Renegociación y Readecuación del Contrato GSA – Argentina en términos equitativos reconocidos por la industria: fijando e instrumentando condiciones necesarias para garantizar y preservar la monetización de la producción y la rentabilidad conforme a la cláusula 7.2 del CO, las cuales (conforme a lo requerido por la cláusula 7.4 del CO) deben incluir, entre otros: o

Revisión de volúmenes adecuados a la capacidad de oferta exportable de Bolivia basada en los Planes de Desarrollo.

o

Garantías de suministro en firme (Deliver or Pay), las cuales sustenten el desarrollo de la infraestructura de exportación e importación requerida.

•

o

Volúmenes interrumpibles adicionales que permitan administrar la variabilidad de otros mercados y el comportamiento de los Caudales de Producción.

o

Garantías de recepción (Take or Pay) satisfactorias que permitan sustentar la recuperación de las importantes inversiones necesarias para el desarrollo de la capacidad de exportación.

o

Precio de venta que viabilice económicamente el Plan de Desarrollo.

o

Garantía de pago, vía mecanismos e instrumentos, que den certidumbre y que sean provistas por fuentes reconocidas internacionalmente como solventes.

o

Garantías respecto al cobro de los ingresos asociados a estas exportaciones, incluyendo el derecho de suspender entregas en caso de incumplimiento substancial de los Acuerdos Comerciales si el Titular no fuera pagado en su totalidad, así como garantías de cobro de la Retribución del Titular correspondiente.

o

Esquema de penalidades con mecanismo de penalización gradual (similar al del Contrato GSA YPFB – Brasil).

o

Compromisos contractuales exigibles para desarrollar las facilidades de transporte necesarias para transportar hasta los mercados de consumo los volúmenes de exportación, sin que el incumplimiento de estos compromisos suspendan las garantías de recepción (Take or Pay). Una vez readecuado el Contrato GSA Argentina, es necesario incluir el correspondiente Volumen de Mercado Asignado para el Área de Contrato en el Anexo IV del Acuerdo de Entrega de Gas Natural. Este volumen asignado deberá ser coherente con los volúmenes del GSA Argentina y las asignaciones a la totalidad de las Áreas de Contrato no deberán superar el volumen contractual del GSA Argentina.

Los precios empleados para cada mercado de gas natural se basan en las condiciones actuales y las fórmulas contractuales correspondientes, conforme se detalla en el numeral 5. Al respecto, es oportuno resaltar la importancia de que el precio del Mercado Interno se vaya ajustando paulatinamente acompañando la evolución de los precios de la región, para evitar distorsiones y desajustes en este mercado que puedan afectar el normal desempeño del Plan de Desarrollo.

4.4.1.2 LÍQUIDOS De conformidad a la normativa aplicable y el Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos, los líquidos asociados previstos en este Plan de Desarrollo, deberán ser destinados con prioridad al abastecimiento del Mercado Interno. Sin embargo, considerando que para que el Mercado Interno pueda absorber todos los volúmenes incrementales de los desarrollos previstos en el país, será necesario realizar importantes inversiones en ampliaciones a las instalaciones existentes de

58

refinación, se considera la posibilidad de tener volúmenes excedentes para la exportación. El destino y los contratos de comercialización para los líquidos asociados a este Plan de Desarrollo, al igual que en el caso del gas natural, deberán ser notificados por YPFB siguiendo lo establecido en la Cláusula 7 del Contrato de Operación (especialmente lo referido en las Subcláusulas 7.2 y 7.4), y enmarcado en lo establecido en el Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos suscrito con YPFB. En este sentido, YPFB deberá resolver los siguientes aspectos de manera oportuna: •

Contratos de Compra Venta Líquidos Mercado Interno: YPFB deberá notificar y proporcionar una copia del Contrato de Compra Venta de líquidos en el mercado interno donde se incluyan los volúmenes establecidos en este Plan de Desarrollo, cumpliendo con lo establecido en el Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos.

•

Contratos de Compra Venta de Líquidos en el Mercado Externo: Al igual que en el anterior punto, YPFB deberá notificar y proporcionar una copia de los acuerdos de venta que se tengan al mercado externo. La participación en los volúmenes de exportación, una vez cumplidos los compromisos de abastecimiento del mercado interno, deberán ser proporcionales a los saldos exportables que existan al momento de la exportación, siguiendo lo establecido en el Anexo II del Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos.

Respecto los precios, los cuales se detallan en el numeral 5, es necesario resaltar la importancia de que a futuro el precio del Mercado Interno se vaya ajustando paulatinamente en función al comportamiento de los precios internacionales y en comparación a precios de otros países de la región, permitiendo alcanzar niveles adecuados que incentiven y viabilicen la producción de estos hidrocarburos para garantizar el abastecimiento del mercado nacional.

4.4.2 LOGÍSTICA Y TRANSPORTE  Siguiendo lo establecido en la Cláusula 7 del Contrato de Operación (particularmente las Subcláusulas 7.2, 7.3 y 7.4), YPFB deberá notificar los contratos de transporte necesarios para la evacuación de la producción asociada al desarrollo del Área, debiendo ser consistente, tanto en volúmenes como en plazos, con éste Plan de Desarrollo de manera de garantizar la disponibilidad de capacidad necesaria para cuando se tengan los incrementos de producción previstos, porque de lo contrario se pondría en riesgo la viabilidad económica de éste desarrollo y la normal implementaron del Plan de Desarrollo. En este sentido, es fundamental garantizar toda la cadena logística necesaria para transportar la producción hasta los centros de consumo, sin limitarse al territorio nacional.

59

En lo que respecta a las tarifas de transporte, a efectos de la evaluación del desarrollo, se han utilizado las tarifas vigentes para las distintas concesiones de gas natural y líquidos. Las tarifas de transporte tienen un impacto importante en la rentabilidad de los proyectos de desarrollo, en ese sentido, es fundamental que las decisiones sobre las alternativas de expansión de los sistemas de transporte, sean tomadas considerando el criterio económico.

4.4.2.1 GAS NATURAL Con relación al gas natural, es necesario diferenciar el mercado al que se destinará la producción para establecer la disponibilidad de transporte existente y posibles requerimientos de expansión. En el caso del GSA Argentina, mercado natural de este desarrollo se requieren ampliaciones; tanto en el sistema de transporte nacional como en el sistema de transporte destino.

4.4.2.2 LÍQUIDOS Es fundamental que YPFB establezca claramente una estrategia de evacuación de los volúmenes de líquidos, que sea consistente con los plazos y perfiles esperados de producción de este Plan de Desarrollo. Consecuentemente, las expansiones del sistema de transporte de líquidos deberán ser consideradas con el mismo nivel de prioridad que las expansiones del sistema de transporte de gas natural.

60

5.

EVALUACIÓN ECONÓMICA 

5.1

SUPUESTOS DE LA EVALUACIÓN 

5.1.1 PRECIOS  5.1.1.1 CURVA DE PRECIOS DE REFERENCIA Se establece como precio de referencia para realizar las estimaciones del comportamiento futuro de los precios de los hidrocarburos el precio de crudo internacional West Texas Intermediate (WTI). El siguiente gráfico muestra la evolución histórica de las cotizaciones del WTI desde el año 1984 hasta mediados de 2009: 160 140

WTI ($us/Bbl)

120 100 80 60 40 20

ene-84 jul-84 ene-85 jul-85 ene-86 jul-86 ene-87 jul-87 ene-88 jul-88 ene-89 jul-89 ene-90 jul-90 ene-91 jul-91 ene-92 jul-92 ene-93 jul-93 ene-94 jul-94 ene-95 jul-95 ene-96 jul-96 ene-97 jul-97 ene-98 jul-98 ene-99 jul-99 ene-00 jul-00 ene-01 jul-01 ene-02 jul-02 ene-03 jul-03 ene-04 jul-04 ene-05 jul-05 ene-06 jul-06 ene-07 jul-07 ene-08 jul-08 ene-09

0

Figura 5-1 Evolución histórica WTI

Como puede observarse, el WTI ha mostrado un comportamiento oscilante a lo largo del tiempo, llegando a valores extremos de entre 10 $us/Bbl y 145 $us/Bbl. En este sentido, para evaluar la solidez del proyecto de desarrollo se definieron distintos escenarios de precios que permitan reflejar los diversos comportamientos del precio del crudo. Se analizaron tres niveles o escenarios de precios: precios bajo, medio y alto. A continuación, se definen tres curvas de precios para la evaluación de largo plazo, los cuales están expresados en términos reales y para cada se los mantiene fijos durante el horizonte de la evaluación (flat): •

61

Precio de 40 $us/Bbl: Como un escenario de precios bajos, este precio reproduce el promedio de las cotizaciones del WTI desde 1996 a la fecha. Si se considera un horizonte que abarque mayor cantidad de años, el precio de

crudo tendería a ser inferior a los 40 $us/Bbl. Es importante destacar que, durante los primeros meses del año 2009, el WTI estuvo cotizándose en valores próximos a este precio. •

Precio de 55 $us/Bbl: Un escenario medio de precios, representado por el promedio del WTI de los 8 últimos años.

•

Precio de 70 $us/Bbl: Como un escenario de precios alto, esta curva de precios representa el promedio del WTI de los últimos 4 años. Esta proyección considera únicamente el último tramo de la gráfica en la que se puede apreciar que se tiene el incremento considerable del precio, con picos atípicos en la historia del WTI.

El siguiente gráfico muestra la evolución del WTI contrastado con las tres curvas de precios definidas: 160

Precio ($us/Bbl)

140 120 100 80 60 40 20

ene-84 jul-84 ene-85 jul-85 ene-86 jul-86 ene-87 jul-87 ene-88 jul-88 ene-89 jul-89 ene-90 jul-90 ene-91 jul-91 ene-92 jul-92 ene-93 jul-93 ene-94 jul-94 ene-95 jul-95 ene-96 jul-96 ene-97 jul-97 ene-98 jul-98 ene-99 jul-99 ene-00 jul-00 ene-01 jul-01 ene-02 jul-02 ene-03 jul-03 ene-04 jul-04 ene-05 jul-05 ene-06 jul-06 ene-07 jul-07 ene-08 jul-08 ene-09

0

WTI

Flat 40

Flat 55

Flat 70

Figura 5-2 Curvas de Precios de Referencia

5.1.1.2 PRECIOS DE LÍQUIDOS Para valorar los Líquidos (condensado y gasolina) entregados, los descuentos y metodología de cálculo de precios se expone a continuación, de acuerdo al destino de la producción:

62

•

Mercado Interno: Banda de precios vigente a la fecha de realización de este ejercicio, la cual tiene un techo de 27.11 $us/Bbl (sin IVA) y un piso de 24.53 $us/Bbl (sin IVA) aplicable a un WTI promedio 365 días menos un descuento de 6.29 $us /Bbl. Cabe destacar que en todos los escenarios de precios previstos, 40, 55 y 70 $us/Bbl, aplica el techo de 27.11 $us/Bbl.

•

Mercado Externo: Promedio WTI a 30 días con un descuento representativo de los mercado de exportación de 5,0 $us/Bbl.

5.1.1.3 PRECIOS DE GAS NATURAL La proyección de precios del gas natural se estima según los distintos tipos de mercado de destino de la producción entregada. 5.1.1.3.1 MERCADO INTERNO DE CONSUMO De acuerdo a la normativa vigente, para la definición de precios de gas natural en el mercado interno de consumo, se mantuvo el nivel de precios promedio actual, el cual es de aproximadamente 1,01 $us/MPC sin IVA. 5.1.1.3.2 GSA BRASIL Se aplica la metodología de cálculo establecida en el contrato de abastecimiento de gas a Brasil entre YPFB y Petrobrás. La fórmula de cálculo del precio del gas para este mercado es la siguiente:

F 01 F 02 F 03 ⎤ ⎡ PG = P(i ) ⎢0.5 * + 0.25 * + 0.25 * FO1o FO2o FO3o ⎥⎦ ⎣ Donde:

63

o

PG: Precio del Gas natural, en unidades de dólar por millón de BTU ($us/MMBTU), para el trimestre pertinente;

o

P(i): precio base establecido en la Subcláusula 11.1 del Contrato

o

F01, F02 y F03: son promedios aritméticos de los puntos medios diarios de los precios, determinados en conformidad con las cotizaciones diarias, superior e inferior, de cada día del trimestre inmediatamente anterior al trimestre correspondiente a la aplicación del PG.

o

F01: Fuel Oil de tres coma cinco por ciento (3,5 %) de azufre, referido bajo el título Cargoes FOB Med Basis ltaly, en unidades de dólar por tonelada métrica ($us/TM);

o

F02: Fuel Oil N° 6 de uno por ciento (1 %) de azufre, 6°API, referido bajo el título U.S. Gulf COAST Waterborne, en unidades de dólar por barril ($us/bbl).

o

F03: Fuel Oil del uno por ciento (1 %) de azufre, referido bajo el título Cargoes FOB NWE, en unidades de dólar por tonelada métrica ($us/TM);

o

F01o, F02o y F03o: son promedios aritméticos, para los mismos Fuel Oil definidos anteriormente, de los puntos medios diarios de los precios, determinados en conformidad con las cotizaciones diarias, superior e inferior, de cada día del periodo comprendido entre el 01 de enero de 1990 hasta el 30 de junio de 1992, excluyendo el periodo comprendido entre el 1 de agosto de 1990 al 31 de enero de 1991.

Debido a que el precio del gas se calcula en base a los Precios de los Fuel Oil, para la proyección en el largo plazo, se han ajustado regresiones estadísticas entre estos precios (Fuel Oil) con el WTI de acuerdo a las cotizaciones históricas. Las regresiones resultantes son las siguientes: •

Fuel Oil 1 (FO1) VS WTI: La regresión correspondiente es:

FO1 = 32.996 + 1.875 *WTI + 0.03977WTI 2 − 0.000154*WTI 3 + 1.83seno(WTI ) Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0,96. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del FO1 800 700

$us/TM

600 500 400 300 200 100

ene-98 abr-98 jul-98 oct-98 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09

0

FO1

Regresión

Figura 5-3 Fuel Oil 1 (FO1) vs WTI

•

Fuel Oil 2 (FO2) VS WTI: La regresión correspondiente es:

FO 2 = 0.932 * WTI − 0.004 * WTI 2 + 0.000025 * WTI 3 Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0,99. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del FO2. 140 120

$us/TM

100 80 60 40 20

ene-98 abr-98 jul-98 oct-98 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09

0

FO2

64

Regresión

Figura 5-4 Fuel Oil 2 (FO2) vs WTI

•

Fuel Oil 3 (FO3) VS WTI: La regresión correspondiente es:

FO3 = 19.678 + 3.738 * WTI + 0.0096 *WTI 2 Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0,97. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del FO3. 900 800 700

$us/TM

600 500 400 300 200 100 ene-98 abr-98 jul-98 oct-98 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09

0

FO3

Regresión

Figura 5-5 Fuel Oil 3 (FO3) vs WTI

Al aplicar la metodología de cálculo del Contrato y basándose en las regresiones de los Fuel Oil explicadas anteriormente para la proyección de precios de WTI, se obtiene una estimación de precios futuros para el GSA, como se observa en el siguiente gráfico:

Precio del Gas ($us/MMBTU)

6,0 5,0

4,6 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,5 4,6

4,0 3,9

3,0

3,4

3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6

2,0 1,0

WTI Flat 40

WTI Flat 55

WTI Flat 70

Figura 5-6 Proyección Precio GSA Brasil según WTI

65

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

0,0

5.1.1.3.3 GSA ARGENTINA De acuerdo al contrato, se aplica una metodología de cálculo similar a la de estimación de precios de Brasil, utilizando una correlación estadística entre el WTI y los Fuel y Diesel Oil, descrita en el Acuerdo YPFB Enarsa, la fórmula de cálculo del precio del gas para este mercado es la siguiente:

FO1 FO2 FO3 DO ⎤ ⎡ PG = P0 * ⎢0.20 * + 0.40 * + 0.20 * + 0.20 * FO1o FO2o FO3o DOo ⎥⎦ ⎣ Donde: o

Po es igual a 5.0 / FACTOR0, de manera que el precio en el primer trimestre (PG1) sea igual a 5,0 $us/MMBTU.

o

F01 i, F02i, F03i y Doi: son los promedios aritméticos de las cotizaciones diarias de los últimos seis meses previos a al trimestre correspondiente.

o

DO: LS Diesel, referido bajo el título U.S. Gulf Coast Waterborne, en unidades de UScents/US galón (USc$/US gal);

o

F01o, F02o, F03o y DOo: son los promedios aritméticos de las cotizaciones diarias del periodo del 1 de enero de 2004 al 30 de junio de 2006 (30 meses)

Como se puede evidenciar, el precio del gas se proyecta en base a los Precios de los Fuel Oil y Diesel Oil. Anteriormente, ya se ha descrito las regresiones ajustadas entre el WTI y los Fuel Oil. Adicionalmente a estas regresiones, para aplicar esta fórmula se necesita una regresión entre el WTI y el Diesel OIL. La regresión resultante es la siguiente: •

Diesel Oil (DO) VS WTI: La regresión correspondiente es:

DOi = −5.9 + 2.974 * WTI

Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0,98. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del Diesel Oil.

66

300 250

$us/TM

200 150 100 50

ene-98 abr-98 jul-98 oct-98 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09

0

Diesel Oil

Regresión

Figura 5-7 Diesel Oil vs WTI

Al aplicar la metodología de cálculo del Contrato y basándose en las regresiones de los Fuel Oil y Diesel Oil explicadas anteriormente, se obtiene una proyección de precios para el mercado Argentina para cada curva de precio definida, como se observa en el siguiente gráfico:

Precio del Gas ($us/MMBTU)

6,0 5,0 4,0

5,6 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 4,8 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,0

3,0

3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2

2,0 1,0

WTI Flat 40

WTI Flat 55

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

0,0

WTI Flat 70

Figura 5-8 Proyección Precio Gas Argentina según WTI

5.1.2 PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE MERCADOS  Tomando como base los criterios comerciales detallados en este documento se determinaron los porcentajes de abastecimiento a los diversos mercados de gas natural y líquidos aplicables el escenario seleccionado. 67

El cuadro a continuación detalla el porcentaje aplicado al Desarrollo del campo Paloma. Entregas de Gas Natural: Mercados Abastecidos Mercado Interno Consumo GSA Brasil GSA Argentina Total Gas Entregado

Unidad % % % %

2010

2011

2012

2013

2014

11% 21% 68%

17% 15% 69%

18% 14% 68%

21% 19% 61%

15% 20% 65%

100%

100%

100%

100%

100%

Figura 5-9 Distribución de producción de Gas por Mercado de Destino

Entregas de Líquidos (condensado + gasolina): Mercados Abastecidos Mercado Interno Exportación líquidos Total Entregas

Unidad % % %

2010

2011

2012

2013

2014

98% 2%

98% 2%

93% 7%

75% 25%

93% 7%

100%

100%

100%

100%

100%

Figura 5-10 Distribución de producción de Líquidos por Mercado de Destino

5.1.3 TIPO DE CAMBIO Y MONEDAS  Las corridas económicas son realizadas en Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, habiéndose estimado tanto costos como inversiones en dicha moneda. 5.1.4 INFLACIÓN  Todos los valores, tanto para ingresos, costos e inversiones, incluidos en las evaluaciones económicas están expresados en términos reales, por lo tanto no se considera un factor de escalación. 5.1.5 TASA DE DESCUENTO  Los resultados económicos están expresados en un rango de tasas de descuento, el cual se inicia en 14%, incrementándose en un punto porcentual hasta alcanzar la tasa de 18%. Se obtiene así rango de valores posibles para la toma de decisión en la industria de petróleo y gas. Este rango de tasas de descuento es coherente con los altos riesgos de la industria en sus fases de exploración y desarrollo de hidrocarburos, así como también el riesgo país asociado a las inversiones. Como base conceptual, la teoría financiera, específicamente el cálculo del costo de capital bajo la metodología CAPM (Capital Asset Pricing Model), plantea que una tasa de descuento apropiada para evaluar un proyecto debe ser calculada con dos 68

componentes, el primero un rendimiento de la industria dentro de un ambiente libre de riesgo, con un segundo componente que es el riesgo adicional propio de la actividad y un tercer termino que incorpora el riesgo asociado al país donde se pretende hacer la inversión. A continuación se describe esta metodología:

RK = R f + β * ( Rm − R f ) + RP Donde: o

RK = Rendimiento del Capital

o

Rf

= Rendimiento Libre de Riesgo

o

Rm = Rendimiento del Mercado en general β = Multiplicador de la industria Petrolera

o

RP = Riesgo País

o

5.1.6 COSTOS  5.1.6.1 COSTOS OPERATIVOS La proyección de costos de producción está realizada sobre la base de tres pilares fundamentales que son: Costos de operación de pozos, costos de procesamiento en plantas y costos de operación de plantas. Se incluye además los costos de Patentes En función del tipo de costo y en base a los costos actuales y a la experiencia del Operador en campos de orden similar al presentado en este Plan de Desarrollo se proyectaron cada uno de los costos tomando en cuenta los incrementos de producción por, así como el número de nuevos pozos productores y los volúmenes totales a procesar y a transportar. Más adelante se resume el resultado de este cálculo por cada año analizado. Por otra parte, se incluyen otros costos vinculados con los programas de relaciones con la comunidad y responsabilidad social corporativa, los cuales deben cubrir todo el rango de posibles impactos sociales (positivos y negativos) que un proyecto petrolero o gasífero pueda provocar.

5.1.6.2 COSTOS ADMINISTRATIVOS Y OTROS Se refiere a la estructura de personal con la que debe contar el Operador para llevar adelante todas las actividades necesarias para administrar el Contrato de Operación y las relaciones con el Estado. Tales actividades se refieren a operaciones comerciales y de logística, compras y contrataciones, gestión de almacenes,

69

administración y contabilidad, tesorería, asuntos fiscales y legales, presupuestación y control de gestión, análisis económico, gestión de recursos humanos, entre otras. Más adelante se resume el resultado de este cálculo por cada año analizado. 5.1.6.3 RESUMEN DE COSTOS A continuación se detallan los costos operativos y administrativos necesarios para la producción de las reservas Probadas Desarrolladas del área: 25,0

14,0 11,4

11,9

12,0

15,0

8,1

10,0

8,8 7,8

8,0

10,0

6,7 5,2

5,0

4,6

7,3

6,0

$us/Boe

Costo MM$us

20,0

4,0

5,1

2,0

-

2010 Lifting Cost

2011

2012

Costos administrativos y otros

2013 Lifting Cost Unitario

2014 Costo Total Unitario

Figura 5-11 Resumen de costos Probada Desarrollada

A continuación se detallan los costos operativos y administrativos necesarios para la producción de las reservas Probadas Desarrolladas de los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y las reservas Probables (con riesgo) del campo Paloma: 25,0 10,2

7,4

8,0 8,0

15,0 6,1

10,0 5,1 4,3

6,6

6,0 4,0

4,7

$us/Boe

7,9

5,0

2,0 -

-

2010 Lifting Cost

2011

2012

Costos administrativos y otros

2013 Lifting Cost Unitario

Figura 5-12 Resumen de costos Desarrollo

70

12,0 10,0

20,0

Costo MM$us

10,7

2014 Costo Total Unitario

5.1.6.4 TARIFAS DE TRANSPORTE En el cálculo del valor de las entregas de hidrocarburos se consideraron las tarifas de transporte vigentes de la empresa YPFB Transporte, lo cual es una simplificación puramente a efectos del modelo económico y por lo tanto no se limita al uso de cualquiera de los concesionarios de transporte existentes, tal como es la utilización actual de Transierra para la exportación a Brasil:

Figura 5-13 Tarifas de Transporte Gas Mercado Interno

Figura 5-14 Tarifas de Transporte Gas Mercado Exportación

Figura 5-15 Tarifas de Transporte Líquidos Mercado Interno y Externo

71

Los valores presentados en los cuadros anteriores se encuentran con IVA. Para ingresar las tarifas de transporte a los modelos económicos se sustrae el IVA debido a que las corridas son realizadas netas de este impuesto. Por otro lado, en el modelo económico se consideró que estas tarifas permanecen constantes a lo largo de tiempo, es decir, que no se considera recálculos de la tarifa de transporte.

5.1.7 CÁLCULO  DE  IMPUESTOS,    REGALÍAS,  PARTICIPACIONES  E  IMPUESTO  DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS (IDH)  La evaluación económica considera el cumplimiento de las obligaciones tributarias vigentes en Bolivia, tanto para el cálculo de la Valoración de los Hidrocarburos Netos en la Retribución del Titular, como los aplicables a los resultados de cada ejercicio. A continuación se presentan los supuestos que se consideran para el cálculo de estas obligaciones tributarias. Tomando en consideración que el modelo económico es una representación de la realidad, todos los cálculos de carga tributaria y fiscal respetan lo establecido en los diferentes reglamentos aplicables, con determinadas simplificaciones de aspectos varios incluidos los periodos de liquidación, que sin sacrificar la representatividad del resultado, permiten efectuar los cálculos mas fácilmente. 5.1.7.1 REGALÍAS, PARTICIPACIONES E IDH El siguiente flujograma resume la metodología del cálculo de la carga tributaria correspondiente Regalías, Participaciones e IDH: REGALIAS - PARTICIPACIONES E IDH Precios de Venta

Volumen de producción

(MI con IVA, Crudo export WTI, Gas export Precio venta)

Volumen Teórico*

Ponderado de volumenes de ventas entre MI y ME

(depende de las facilidades)

Ingresos para regalías Costo de Transporte (Las tarifas incluyen IVA)

Base imponible (Ingresos en Boca de Pozo) 50%

Alícuota 11%

Alícuota 1%

Alícuota 6%

(Regalía departamental)

(Regalía Complementaria)

(Participación del TGN)

Alícuota 32% (IDH)

Regalías a los Depart. Productores

Regalías Comp. Beni y Pando

Tesoro General de la Nación

Tesoro General de la Nación

Figura 5-16 Flujograma Regalías, Participaciones e IDH

72

Cabe mencionar, que el pago de regalías, participaciones e IDH de acuerdo a la normativa vigente es responsabilidad de YPFB. 5.1.7.2 IMPUESTO AL VALOR AGREGADO (IVA) El modelo económico está construido sobre una base neta de IVA, consecuentemente todos los valores utilizados en la entrada del modelo económico (costos, inversiones, tarifas de transporte, retribución del titular, etc.) se encuentran netas de IVA. Es importante resaltar que durante los primeros años del desarrollo, debido a la alta actividad en inversión, los titulares acumulan un importante crédito fiscal por IVA generado por la importación de bienes y contratación de servicios de construcción y perforación. En esta situación, se produce un desfase entre los créditos y débitos de IVA, generando un efecto financiero negativo. Si bien, el modelo está construido neto de IVA, el modelo, considera mediante cálculo anexo el efecto producido. Para ello se aplicaron las siguientes tasas: •

IVA sobre Retribución del Titular = 14.94%

•

IVA sobre Costos = 14.94 % aplicable al 50% de los costos

•

IVA sobre Inversiones = 14.94 % aplicable al 80% de las inversiones.

5.1.7.3 IMPUESTO A LAS TRANSACCIONES (IT) El siguiente flujograma resume la metodología del cálculo de este impuesto utilizada en los modelos económicos: IMPUESTO A LAS TRANSACCIONES Retribución del Titular (Utilidad + Costo Recuperable)

0.87 (Gross Up del IVA)

Base Imponible

Alícuota 3 %

Impuesto a las Transacciones Compensación con pago de IUE*

IT a Pagar

Figura 5-17 Flujograma Impuesto a las Transacciones

73

De acuerdo a la legislación vigente, este impuesto puede ser compensado con el IUE efectivamente pagado en la gestión anterior (sin carry forward). 5.1.7.4 IMPUESTO A LAS TRANSACCIONES FINANCIERAS (ITF) El siguiente flujograma resume la metodología del cálculo de este impuesto utilizada en los modelos económicos: Impuesto a las Transacciones Financieras Movimiento de dinero en Bancos Bolivianos Base Imponible Los ingresos y egresos de cuentas en Bolivia

Alícuota 0,15 %

ITF a Pagar

Figura 5-18 Flujograma Impuesto a las Transacciones Financieras

Cabe aclarar que la base imponible del impuesto a las transacciones financieras es el movimiento de dinero en bancos bolivianos. 5.1.7.5 IMPUESTO A LAS UTILIDADES DE LAS EMPRESAS (IUE) El siguiente flujograma resume la metodología del cálculo de este impuesto utilizada en los modelos económicos: IMPUESTO A LAS UTILIDADES DE LAS EMPRESAS Retribución del Titular (Utilidad + Costo Recuperable)

Amortización Fiscal Facilidades - Lineal Pozos - Curva de producción

OPEX Costo de Abandono*

IT Pagado Base Imponible Utilidad Fiscal Alícuota 25 %

IUE a Pagar

Figura 5-19 Flujograma Impuesto a las Utilidades de Empresas

*El costo de abandono deducible de la base fiscal es los depósitos en el fidecomiso.

74

5.1.7.6 5.1.7.6 IMPUESTO A LAS UTILIDADES – BENEFICIARIOS DEL EXTERIOR (IUE-BE) El siguiente flujograma resume la metodología del cálculo de este impuesto utilizada en los modelos económicos: IMPUESTO A LAS UTILIDADES – BENEFICIARIOS DEL EXTERIOR

Retribución del Titular OPEX Pago de Impuesto a las utilidades Pago de Impuesto a las transacciones Capex C ost o de Aba ndono D epósit o de F id eco miso

Base Imponible Dinero Remesado Alícuota 12,5 %

Im puesto a las Remes as a l exterior

Figura 5-20 Flujograma Impuesto a las Utilidades – Beneficiarios del Exterior

Si bien, el sujeto pasivo del IUE-BE es la entidad que recibe los fondos de fuente Boliviana, para que la corrida económica esté completa, es necesario cerrar el círculo, es decir, se debe considerar los flujos de fondos neto que recibe el inversionista en su país de origen. 5.1.8 COSTOS DE ABANDONO  5.1.8.1 OBJETIVO Y ALCANCE A continuación se realiza la estimación de los costos que se incurrirían al ejecutar las operaciones de abandono de los campos en conformidad con las Leyes aplicables y las prácticas prudentes de la industria. La operación de abandono considera las siguientes actividades:

75

•

Abandono técnico de pozos (Intervención con o sin equipo, taponamiento, cementación, etc.).

•

Desmantelamiento (acondicionamiento desmontaje de plantas e instalaciones).

•

Restauración ambiental (Control de erosión, Escarificación de suelos, Revegetación: gramíneas, plantas rastreras, reforestación con especies pioneras, plantaciones de enriquecimiento).

de

caminos

y

planchadas

y

5.1.8.2 ABANDONO TÉCNICO DE POZOS El abandono técnico de pozo se encuentra normado por el DS 28397 REGLAMENTO DE NORMAS TÉCNICAS Y DE SEGURIDAD PARA LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS (en adelante Reglamento), específicamente en el capítulo IV, el cual se refiere al abandono de los pozos y reservorios. En base a este reglamento se determinaron las siguientes operaciones a realizarse, las cuales son citadas en forma enunciativa y no limitativa: •

Trasladar y montar equipos

•

Controlar presiones de pozo

•

Ahogar el pozo

•

Retirar el arbolito e instalar BOP.

•

Sacar el arreglo de producción por piezas

•

Anclar el tapón mecánico

•

Bajar armado de tubería y balancear el primer tapón de cemento. Fraguado.

•

Verificar el tope del tapón de cemento.

•

Balancear el segundo tapón de cemento a la altura del BL.

•

Verificar el tope del segundo tapón de cemento.

•

Cambio de fluido de completación por fluido de abandono alcalino.

•

Sacar tuberías hasta 300 metros.

•

Balancear el tercer tapón de cemento a 200 metros

•

Recuperar el cabezal de acuerdo a Normas de Abandono.

•

Desmontaje y movilización del Equipo.

De manera gráfica, las actividades se resumen en el siguiente cuadro:

76

TC.

TC.

TM .

Figura 5-21 Esquema de Abandono de Pozos

La actualización de la estimación de abandono técnico de pozos para Surubí Paloma (Surubí, Paloma y Surubí Bloque Bajo) es de $us 246.645 (Doscientos cuarenta y seis mil seiscientos cuarenta y cinco 00/100 Dólares Estadounidenses), que aplicado a los 27 pozos por abandonar de Paloma, 20 de Surubí y 11 de Surubí Boque Bajo alcanza un total de $us 14.305.410 (Catorce millones trescientos cinco mil cuatrocientos diez 00/100 Dólares Estadounidenses). La actualización muestra valores superiores en aproximadamente el doble a las estimaciones presentadas en el PTP 2009, puesto que consideraba las estimaciones realizadas en el año 2007 (primer PTP bajo el contrato de operación). La actualización del presente PTP corresponde a la última estimación que se cuenta hasta el momento, considerando que la actividad de abandono ha sido muy baja en los últimos años en Bolivia, no se tiene buenos parámetros de referencia. Es de esperarse que cuando se presenten abandonos de pozos de forma rutinaria, se pueda mejorar la estimación.

5.1.8.3 DESMANTELAMIENTO Las actividades de abandono, incluyen el desmontaje y retiro de plantas e instalaciones, de conformidad con las Leyes Aplicables y las Practicas Prudentes de la Industria.

Las actividades previstas en el desmantelamiento (acondicionamiento de caminos y planchadas y desmontaje de plantas e instalaciones) tienen un costo estimado de $us 1.772.904 (Un millón setecientos setenta y dos mil novecientos cuatro 00/100 Dólares Estadounidenses). La diferencia fundamental respecto al PTP 2009 esta en

77

actualización de la estimación del costo de acondicionamiento de caminos y planchadas, donde se incrementó aproximadamente $us 20.000 por pozo.

5.1.8.4 RESTAURACIÓN AMBIENTAL Las actividades petroleras de exploración y explotación de hidrocarburos, posibilitan la generación de efectos negativos directos e indirectos para el ecosistema de una región, en este sentido se ha dispuesto la elaboración de la Provisión para el abandono de campo, alineado con los Estudios de Evaluación del Impacto Ambiental (EEIA) los cuales a su vez consideran la Declaratoria de Impacto Ambiental (DIA) emitida por la Autoridad Ambiental Competente, basada en la Ley N° 1333 del medio ambiente, sus reglamentaciones y las normativas del Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos. La estimación del trabajo, posterior a la elaboración del PLAN DE ABANDONO Y RESTAURACIÓN incluye: •

Control de erosión

•

Escarificación de suelos

•

Revegetación (gramíneas, plantas rastreras, reforestación con especies pioneras, plantaciones de enriquecimiento)

•

Nota de conformidad por parte del propietario

•

Informe de monitoreo ambiental (Fases de abandono y cierre) enviados a la OSC y AAC

Este costo abarca la remediación del área de las planchadas de los pozos y el área de las facilidades. El costo de remediación ambiental se estima en aproximadamente $us 1.026.000 (Un millón veintiséis mil 00/100 Dólares Estadounidenses). Esta cifra se encuentra actualizada respecto a la del PTP 2009 principalmente por inflación. 5.1.8.5 RESUMEN DE ABANDONO El costo total estimado por abandono de pozos para el campo Margarita, según la infraestructura actual, es de $us 13.402.399 (Trece millones cuatrocientos dos mil trecientos noventa y nueve 00/100 Dólares Estadounidenses): Monto ($US)

Abandono de Campo

Abandono de pozos Desmontaje de plantas e instalaciones Remediación ambiental Total Costo de Abandono

14.305.410 1. 772.904 1.026.000 17.104.314

Figura 5-22 Resumen Costo de Abandono

78

Los montos anteriores requieren revisiones periódicas de actualización según las últimas cotizaciones y actividades previstas a realizar. En base a la estimación de costos de abandono anteriores, se determina un costo unitario por cada pozo, para la evaluación económica del desarrollo se aplica este costo unitario por los nuevos pozos perforados.

5.1.9 PARÁMETROS DE INICIACIÓN DEL MODELO ECONÓMICO  5.1.9.1 ACTIVOS DEL CONTRATO Las inversiones estipuladas en el Anexo G del Contrato de Operación entre el Titular y YPFB son las siguientes: VALOR DE ACTIVOS CONCILIADO

Unidades

Monto

MM$us MM$us MM$us

297,13 233,38 63,75

Valor origen de activos a Mayo 2007 Depreciación de activos a Mayo 2007 Valor de Activos Neto

Figura 5-23 Resumen Anexo G

Valor de Activos Anexo G a Dic-09 Valor de Activos (Valor Origen + altas) Depreciación Total Valor de Activos Neto

Unidades Monto MM$us 297,85 MM$us MM$us

262,12 35,73

Figura 5-24 Resumen Anexo G y nuevas inversiones al 31 de Diciembre de 2009

5.1.9.2 COSTOS RECUPERABLES PENDIENTES DE RECUPERACIÓN Los costos recuperables pendientes de recuperar estimados a Diciembre 2009 para esta área de Contrato son de 7,68 MM$us. 5.1.9.3 LÍMITE DE RECUPERACIÓN DE COSTOS El límite de utilización del Valor Neto de los Hidrocarburos para la recuperación de los costos es de 100%.

5.1.9.4 TABLA DEL ANEXO F El Anexo F del área de Contrato Surubí contiene una única tabla para la distribución de las utilidades entre YPFB y el Titular. Las tablas siguientes muestran los porcentajes de participación de YPFB en las utilidades generadas del campo.

79

YPFB

0,00

0,50

0,86

1,14

1,43

1,72

2,00

2,28

2,78

3,28

0,0

1%

1%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

30%

30%

200,0

1%

1%

3%

8%

13%

18%

23%

28%

28%

28%

400,0

1%

1%

1%

6%

11%

16%

21%

26%

26%

26%

600,0

1%

1%

1%

4%

9%

14%

19%

24%

24%

24%

800,0

1%

1%

1%

2%

7%

12%

17%

22%

22%

22%

1.000,0

1%

1%

1%

1%

5%

10%

15%

20%

20%

20%

1.200,0

1%

1%

1%

1%

3%

8%

13%

18%

18%

18%

1.400,0

1%

1%

1%

1%

1%

6%

11%

16%

16%

16%

1.600,0 1.800,0

1%

1%

1%

1%

1%

4%

9%

14%

14%

14%

1%

1%

1%

1%

1%

2%

7%

12%

12%

12%

Figura 5-25 Tabla de Participación de YPFB

5.1.9.5 UTILIDAD DEL TITULAR DE PERIODOS ANTERIORES A LA EVALUACIÓN La estimación de la Utilidad del Titular Acumulada desde el inicio del titular hasta Diciembre del 2009 es de 20,5 MM$us 5.1.9.6 AMORTIZACIONES DE ABANDONO PASADAS Los montos correspondientes al Abandono del Área que se han ido provisionando por el Titular en una cuenta exclusiva para ese fin son los siguientes: Amortización de Abandono 2007 2008 2009 Total

Unidades MM$us MM$us MM$us MM$us

Monto

2,28 3,86 2,61 8,74

Figura 5-26 Amortizaciones de Abandono

5.1.10 FINANCIAMIENTO  El análisis económico se realiza desde el punto de vista puro del proyecto por lo cual no incluye ninguna previsión para financiamiento de las inversiones.

80

5.2

RESULTADOS ECONÓMICOS 

Como ha sido demostrado en la presentación de las alternativas conceptuales de desarrollo para el área de contrato Surubí. Los campos productores de líquidos, como es el caso de los campos Surubí y Bloque Bajo, presentan una situación económica comprometida, puesto que la carga tributaria que deben soportar estos campos dificulta su explotación y no viabiliza el desarrollo de recursos adicionales. En las condiciones económicas actuales (precio de petróleo con techo de 27,11 $us/Bbl) y un nivel de Regalías, Participaciones e IDH del 50% nominal de la valorización de la producción del campo (superior al 52% en términos efectivos) hacen que la implementación de proyectos de desarrollo con objetivo petrolífero sean de retorno económico negativo, aún considerando el incentivo de campos marginales según DS-28984. El costo de desarrollo de los proyectos con objetivo petrolífero requiere un mayor ingreso para que sean viables en términos económicos. En el caso particular de esta Área de Contrato, la implementación de proyectos requiere un precio diferencial de 44 y 71 $us/Bbl (sin IVA) para la valorización de los hidrocarburos (el precio de 44 viabiliza las perforaciones de Bloque Bajo y 71$us/Bbl viabiliza las perforaciones de Surubí). Por otro lado, en el campo Paloma el proyecto de desarrollo relacionado con la perforación del pozo PLM A8 resulta positivo debido principalmente a la valorización del gas natural destinado a la exportación.

5.2.1 RESULTADO DESARROLLO PERFORACION POZO PLM A8  La evaluación económica del pozo PLM A8 con riesgo concerniente al desarrollo de las reservas probables (70% de éxito) es el siguiente: En millones de dólares

ESCENARIO DE PRECIOS Perforación PLM A-8 Flujo de caja descontado a 14% Flujo de caja descontado a 15% Flujo de caja descontado a 16% Flujo de caja descontado a 17% Flujo de caja descontado a 18%

40 $us/Bbl

55 $us/Bbl

70 $us/Bbl

-3,36 -3,36 -3,37 -3,37 -3,38

0,28 0,17 0,07 -0,03 -0,13

3,86 3,63 3,42 3,22 3,02

Figura 5-27 Resultados Económicos Perforación PLM A-8 con riesgo

La perforación del pozo PLM-A8 presenta valores próximos al punto de equilibrio a un nivel de precios de 55 $us/Bbl. Para escenario de precios inferiores, la economía del proyecto se ve fuertemente comprometida.

81

El proyecto es conveniente económicamente solo para el escenario de precios más optimista de 70 $us/Bbl.

5.2.2 SENSIBILIDADES Y PRUEBA DE RIESGOS  Se realizó una sensibilidad a las principales variables que pueden afectar la viabilidad del proyecto, como ser Inversiones (Capex) y Costos (Opex). El gráfico araña siguiente muestra el impacto en el Valor Actual Neto de los Flujos Futuros de Fondos del proyecto (incremental Perforación PLM-A8 sin riesgo) de las variaciones porcentuales en cada una de estas variables para un precio referencial de 55 $us/Bbl y una Tasa de Descuento del 15%: Sensibilidad al VAN (al 100%) VAN @ 15% Millones de Dólares

3 2 2 1 1 0 -1

-20%

-10%

0%

10%

20%

-1 -2 -2 -3 -3 Capex

Opex

Figura 5-28 Sensibilidad al VAN del proyecto

Tal como se observa, ante un ligero incremento del costo de operación así como también de inversión, el proyecto deja de ser económico, por lo tanto, todo proyecto a ser ejecutado como parte de este desarrollo debe ser planteado con criterios de maximización de eficiencia.

82

5.2.3 SENSIBILIDAD  AL  RETRASO  DE  UN  AÑO  EN  COMERCIALIZACIÓN  PRODUCCIÓN INCREMENTAL POZO PLM‐A8  En el último periodo del año 2009 se ha limitado la comercialización de gas de este campo, en tal sentido, se realiza la sensibilidad que si el pozo fuese perforado y no se le asigne ningún mercado, o en su defecto no existiese capacidad suficiente de transporte en el norte para evacuar la producción, la ejecución del proyecto se encuentra altamente comprometida. Este escenario de sensibilidad busca medir el impacto que causa en el valor económico de este Plan de Desarrollo el retraso de 1 año de la comercialización de la producción incremental del pozo PLM-A8. En caso de que suceda dicho retraso la pérdida de valor del desarrollo es el siguiente: En millones de dólares

Perdida de valor Retraso 1 año Mercado Flujo de caja descontado a 14% Flujo de caja descontado a 15% Flujo de caja descontado a 16% Flujo de caja descontado a 17% Flujo de caja descontado a 18%

ESCENARIO DE PRECIOS 40 $us/Bbl

55 $us/Bbl

70 $us/Bbl

-1,82 -1,80 -1,78 -1,77 -1,75

-3,55 -3,48 -3,41 -3,34 -3,27

-2,11 -2,08 -2,06 -2,04 -2,01

Figura 5-29 Pérdida de Valor por Retraso de 1 año

Como se puede apreciar, el proyecto es muy sensible en caso que no se asigne mercado, en tal sentido, si no se cuenta con la ampliación de la capacidad de transporte o no se realice una asignación de mercado de gas para el campo paloma, el proyecto tendría que retrasarse o suspenderse.

83

6.

PROPUESTA DE CRONOGRAMA PARA CUMPLIMIENTO DEL TÍTULO VII CAP 1  DE LA LEY N 3058 

El Titular en el desarrollo de las Actividades Petroleras en el Área de contrato dará cumplimiento efectivo al Titulo VII del Capítulo I de la Ley de Hidrocarburos en todas aquellas actividades que a entender de la autoridad competente requieran consultar de manera previa, obligatoria y oportuna a las comunidades y pueblos campesinos, indígenas y originarios. En particular se realizaran consultas públicas: •

Previamente a la licitación, autorización, contratación, convocatoria y aprobación de las medidas, obras o proyectos hidrocarburíferos, siendo condición necesaria para ello. 

•

Previamente a la aprobación de los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental. Cuando se trate de Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental para actividades, obras o proyectos hidrocarburíferos a desarrollarse en lugares de ocupación de las Comunidades y Pueblos Campesinos, Indígenas y Originarios y áreas de alto valor de biodiversidad, necesariamente tendrán que ser los de categoría 1 (Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Analítico Integral)

En todos los casos se coordinara con las autoridades competentes, ya sea el Ministerio de Hidrocarburos, el Ministerio de Desarrollo Sostenible o el Ministerio de Asuntos Indígenas y Pueblos Originarios de tal forma que se desarrollen los procesos de conciliación necesarios en el mejor interés nacional. Los procesos serán financiados por el Poder Ejecutivo, con cargo al proyecto, obra o actividad hidrocarburífera de que se trate.

6.1

INTRODUCCION 

En nuestros días, en forma cada vez más acentuada, la existencia de una relación constructiva entre la industria y la Comunidad circundante resulta un “activo” imprescindible para ambas partes. Los temas de contenido social están directamente relacionados con la Reputación Empresarial y la dimensión social es uno de los tres pilares (junto con el medio ambiente y la economía) en los que se apoya el desarrollo sostenible, al que se adhiere la empresa en su Política Ambiental y de Seguridad, la cual enuncia que: El Titular se compromete a conducir sus actividades de manera que se minimicen los impactos sociales y medioambientales negativos y se alcance un alto nivel de seguridad en sus procesos, instalaciones y servicios, prestando especial atención a la protección de los empleados, contratistas, clientes y entorno local”.

84

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. En los Programas de Relaciones con la Comunidad se debe cubrir todo el rango de impacto sociales (positivo y negativos) que un proyecto petrolero o gasífero pueda provocar.

6.1.1 OBJETIVOS  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.

6.1.2  DISEÑO DEL  PROGRAMA DE RELACIONES CON LA COMUNIDAD   Al evaluar el diseño de un Plan de Relaciones con la Comunidad es importante tener presente que estos proyectos, generalmente constituyen el primer paso hacia la creación de relaciones de largo plazo, con comunidades que podría ser nuestros vecinos durante los próximos años. En la elaboración del plan se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:

85

•

El apoyo brindado por los más altos ejecutivos en todos los casos es esencial para el desarrollo de los Programas de Relaciones con la Comunidad. El Compromiso del mayor nivel de decisión de la empresa es fundamental para el éxito del trabajo.

•

La cantidad de datos sociales a estudiar y el tipo de evaluación que de ellos se haga, depende de la operación petrolera a desarrollar y del área donde estará localizada.

•

Una correcta evaluación del entorno social bien integrada a los distintos aspectos ambientales ayudan a reducir costos en la planificación y desarrollo de la operación.

•

Las consultas con los grupos de interés, que comienzan con anterioridad al inicio de una determinada actividad, especialmente en el momento de la

elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y Social, son fundamentales para la planificación del Plan de Relaciones con la Comunidad. •

El establecer relaciones permanentes con los interesados y escuchar sus inquietudes requiere de un esfuerzo a tiempo completo y a menudo se convierte en parte significativa del trabajo del grupo interdisciplinario encargado de llevar adelante las Relaciones Comunitarias. Para este efecto el Operador cuenta con un operador social permanente en el campo, con amplio conocimiento del idioma Quechua.

•

El proceso de consulta debe ser abierto y transparente.

•

Lograr que las Comunidades comprendan el enfoque del desarrollo de cada etapa del proyecto de operación

•

Las reuniones con los miembros de las comunidades, que permiten identificar sus principales necesidades, son efectivas para planificar un desarrollo a largo plazo.

El programa de Relaciones Comunitaria planeado en cada operación debe ser desarrollado de forma tal que incluya un cronograma intensivo de consultas con los grupos de interés directo, considerando que éste puede ser el paso previo de un programa de multietapas, de acuerdo al éxito de cada etapa de Exploración y Producción. También es importante evaluar la participación de alguna ONG o de entidades consultoras especializadas.

6.1.3 PASOS DE LOS PROGRAMAS DE RELACIONES COMUNITARIAS  •

Fase de obtención de datos y planificación.

•

Desarrollo y control de la gestión.

•

Fase de evaluación de resultados

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: recursos naturales, características demográficas y de población, recursos culturales, salud y organización local. 3) Estudio de Impacto Ambiental y Social.- Un programa de Relaciones Comunitarias eficaz es conocer la realidad social de las Comunidades que habitan en el área de la futura operación. La herramienta fundamental que tenemos para recopilar datos y evaluar los impactos (positivos y negativos) es el Estudio de Impacto Ambiental y Social 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

86

beneficiarios y de los participantes de la acción) utilizando observaciones, entrevistas, encuesta y cuestionarios.

La evaluación continua nos permite: o

Lograr satisfacción por parte de los Grupos de Interés.

o

Controlar la calidad de las acciones que estamos ejecutando.

o

Diagnosticar las dificultades que se puedan presentar durante el proceso.

o

Orientar y reorientar el proceso de elaboración del proyecto.

o

Guiar y mejorar la ejecución de los proyectos.

o

Mejorar diseños de proyectos futuros con otros Grupos de interés.

6.1.4 AREAS DE INFLUENCIA  Área de Influencia Directa.- Corresponde a la zona dentro del área de construcción del proyecto por ejemplo aquella donde se lleva a cabo el movimiento de tierras, la apertura de picadas, etc. Área de Influencia Indirecta.- Corresponde a la zona dentro el área afectada indirectamente y que se encuentra fuera del área de influencia directa. Se la puede considerar como una zona de amortiguamiento alrededor de sitios cuyo radio de acción varía en función del tipo de trabajo a ejecutarse. Por ejemplo en esta zona no hay movimiento de tierras. Área de Influencia Regional.- Es el área que incluye a las poblaciones circundantes y puede sufrir impactos secundarios.

6.2

PLAN  SOCIAL  PARA  LAS  COMUNIDADES  VECINAS  A  LOS  CAMPOS  SURUBI,  PALOMA, SURUBI BLOQUE BAJO  

6.2.1 UBICACIÓN DE LAS COMUNIDADES    Los Campos Surubí y Paloma se encuentran ubicado en la Prov. Carrasco del Departamento de Cochabamba, las Comunidades que forman parte del área de influencia directa son: Andino, Villa Unión, Puerto Andino, Nueva Vida, Palcamayu, Oriental, Illimani, Gualberto Villarroel, Nuevo Horizonte, 3ra Manco Kápac y Cruce Andino, las mismas que están en la jurisdicción del Municipio de Entre Ríos – Sub Alcaldía Manco Kápac. La población aproximada es de 4.800 habitantes. Las familias que componen estas Comunidades son de origen Quechua y Aymará provenientes del occidente del País.

87

6.2.2 SELECCIÓN DE PROYECTOS Y FIRMA DE CONVENIO  En el primer trimestre de la gestión, como es norma cada año, se desarrollarán reuniones de coordinación con las Comunidades, Dirigentes de los Sindicatos, Centrales, Federaciones y Autoridades Municipales, para evaluar y priorizar las necesidades que son elevadas por sus bases. Una vez consensuados los diferentes proyectos sociales, los cuales son, preferentemente, en el área de Salud, Educación, Integración Social y Desarrollo Comunitario, se firma un Acuerdo Interinstitucional con el Municipio y a través de una Resolución del Consejo Municipal este programa es insertado en el Plan Operativo Anual (POA). En este acuerdo se establecen las contrapartes, normalmente el aporte de la Empresa es del 50 % al 70 % en cada obra, la Comunidad aporta con la mano de obra no calificada y del saldo se hace cargo el Municipio, en algunos casos y para los proyectos de mayor inversión, se buscan alianzas estratégicas con algunas ONGs que se encuentran trabajando en la Zona como Mano a Mano y ANVI II.

88

7.

PROPUESTA  DEL  TITULAR  PARA  GARANTIZAR  LA  PROTECCIÓN  AMBIENTAL,  SEGURIDAD, SALUD Y BIENESTAR DE LAS PERSONAS 

7.1

INTRODUCCIÓN 

El presente Plan de Seguridad y Medio Ambiente tiene por objeto establecer las Políticas de Medio Ambiente y Seguridad, así como también los medios y recursos disponibles para el desarrollo del Área de Contrato Surubí, requeridos para lograr un excelente desempeño ambiental y los mejores estándares en Salud y Seguridad ocupacional.

7.2

POLÍTICA DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE 

Repsol YPF asume el compromiso de desarrollar sus actividades considerando como valores esenciales la seguridad, la salud de las personas y la protección del medio ambiente. Para lograrlo REPSOL YPF se guiará por los siguientes principios: •

LIDERAZGO Y GESTION INTEGRADA

La Dirección liderará los programas de seguridad, salud y medio ambiente y proporcionará los recursos necesarios asegurándose de que todo el personal conoce y trabaja de acuerdo con los principios establecidos. La línea de mando integrará la seguridad, la salud y el medio ambiente en la gestión del negocio y será responsable de la aplicación del sistema de gestión y de la obtención de sus resultados. •

INCORPORACIÓN DE CRITERIOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE EN TODO EL CICLO DE LAS ACTIVIDADES

REPSOL YPF tendrá presente criterios de seguridad, salud y medio ambiente en su estrategia, en todas sus actividades y durante todo el ciclo de vida de las mismas con el propósito de prevenir daños en las personas y en los bienes y minimizar el impacto sobre el entorno y los efectos en el cambio climático, respetando la biodiversidad y a las comunidades locales. •

CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS

REPSOL YPF cumplirá los requisitos legales vigentes en cada lugar, así como definirá la normativa interna necesaria estableciendo estándares comunes de comportamiento en materia de seguridad, salud y de medio ambiente, con independencia del área geográfica donde lleve a cabo su actividad. De igual manera, planificará considerando las tendencias legislativas y los estándares internacionales. 89

•

MEJORA CONTINUA

REPSOL YPF establecerá objetivos de mejora y metas en seguridad, salud y medio ambiente de forma sistemática, evaluará el desempeño y aplicará las correcciones necesarias para alcanzar los logros propuestos. Asimismo trabajará en la búsqueda de nuevas soluciones técnicas, sobre cuestiones de seguridad, salud y protección ambiental. •

COMUNICACIÓN Y RELACIONES CON LA SOCIEDAD

REPSOL YPF mantendrá canales de comunicación con los grupos de interés, trabajará conjuntamente con la sociedad aportando su conocimiento e informando de manera fiable y transparente sobre su desempeño y el efecto que sus actividades y productos causan sobre las personas y el entorno. Sea cual sea el puesto o ubicación geográfica, todos los empleados son responsables de su propia seguridad así como de contribuir a la seguridad, salud y desempeño ambiental individual y colectivo. REPSOL YPF considera que “Cumplir y hacer cumplir esta Política” es responsabilidad de todas las personas que participan en sus actividades.

7.3

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) 

7.3.1 ASPECTOS GENERALES  REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. mantiene un compromiso a través de su Política, base del Sistema Integrado de Gestión de Medio Ambiente, Salud, Seguridad y Calidad (SIG), asumiendo la responsabilidad de controlar y mitigar los impactos a la salud, el medio ambiente y exposiciones al riesgo, así como la calidad de los productos y el servicio en las operaciones de Exploración, Perforación y Producción de Petróleo y Gas. El SIG ha sido desarrollado en función de la Política, la Legislación aplicable, los estándares corporativos y las Normas ISO 14001, OHSAS 18001 e ISO 9001. Su mantenimiento y adecuación, se verifica a través de rigurosas auditorias internas realizadas por personal propio, así como también mediante auditorias externas realizadas por organismos de certificación acreditados. Estas auditorias periódicas tienen la finalidad de evaluar el grado de cumplimiento con los requisitos corporativos de Exploración y Producción, la legislación vigente y los requisitos de las respectivas normas internacionales, permitiendo así la toma de acciones para la mejora. Con este recurso, REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. establece, mantiene, revisa y mejora su SIG garantizando el cumplimiento de los objetivos de medio ambiente, salud, seguridad y calidad con los que se encuentra comprometida la empresa a través de su “Política de Medio Ambiente, Salud, Seguridad y Calidad". 90

7.3.2 ALCANCE DE SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)  El SIG aplica en las actividades de Exploración, Perforación, Terminación y Reparación y Producción de Petróleo y Gas que desarrolla REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. en el Área de Contrato Surubí. Asimismo, REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. cuenta con la certificación de las Normas ISO 14001, ISO 9001 y OHSAS 18001 para las operaciones que realiza en el Área Surubí, otorgada por el organismo de certificación Bureau Veritas Certification.

7.3.3 DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)  La documentación del SIG está estructurada en seis niveles, para su control y tratamiento, de la siguiente manera: Nivel I contiene la Política de Medio Ambiente, Salud, Seguridad y Calidad de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A., la que declara el compromiso adquirido por la Alta Dirección del cumplimiento legal, mejoramiento continuo, control y mitigación de los impactos a la salud, el medio ambiente y exposiciones al riesgo generadas en todas sus operaciones de Exploración, Perforación, Producción de Petróleo y Gas, Industrialización y Comercialización. Nivel II contiene el Manual del SIG donde se describe en forma general la estructura del sistema, incluyendo una referencia a la documentación en la que se sustenta el mismo y sus Anexos. La identificación de los procesos claves, su definición e interacción se encuentran definidos en este nivel e incluidos en el Manual del SIG como Anexos. Nivel III contiene los procedimientos, ya sean generales u operativos, que especifican la forma de realizar las actividades vinculadas a los sistemas, las distintas responsabilidades, mecanismos de control, instructivos, formularios, programas y gráficos vigentes. Estos procedimientos regulan el funcionamiento y estructura de los sistemas en su totalidad. Todos los Registros que se generan como evidencia del resultado de las actividades son incluidos como documentos en este Nivel. Nivel IV contiene los Objetivos y Metas de Medio Ambiente, Salud, Seguridad y Calidad de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. que pretende alcanzar, basados en la Política y en los riesgos y aspectos ambientales significativos. Además incluye los Programas de Gestión necesarios para el cumplimiento de los objetivos y metas fijados. Nivel V contiene los Planes de Contingencia que estipulan todos los mecanismos a seguir ante situaciones de emergencia.

91

Nivel VI contiene documentos internos y externos vinculados a temas de medio ambiente, salud, seguridad y calidad y las Normas ISO 14001, OHSAS 18001, ISO 9001 e ISO/TS 29001, sobre los cuales se fundamenta el SIG.

7.3.4 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ASPECTOS AMBIENTALES  Como primer paso se realiza la identificación de todas las actividades, productos o servicios de la organización que interactúan con el medio ambiente (aspectos ambientales). Para ello se ha establecido que cada Área debe realizar la identificación de los aspectos ambiéntales asociados a sus actividades, productos y servicios. La identificación de los aspectos Ambientales surge como resultado del análisis de los procesos considerando y evaluando las corrientes entrantes y salientes, así como las descargas y emisiones de todo tipo. Luego de realizar la identificación de un aspecto Ambiental, se completa la caracterización del mismo identificando las siguientes variables: Temporalidad (pasada, actual, futura), Condición de la Operación (Normal, Anormal, Contingencia), Tipo de Responsabilidad (directa, indirecta) e Información complementaria La evaluación de los aspectos Ambientales es realizada por el personal del Área / Sector / Departamento de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento “Identificación y Evaluación de Aspectos e Impactos Ambientales”. Un Aspecto Ambiental resulta significativo cuando cumple por lo menos uno de estos requisitos: Tiene un Índice de Riesgo Ambiental mayor o igual a 63 de acuerdo a la metodología de evaluación de riesgos Ambientales descripta en este procedimiento. Está vinculado a: •

Requisito(s) legal(es) aplicable(s).

•

Códigos, estándares o normas internas de la organización.

•

Requisitos de otro tipo a los que la organización suscribe (acuerdos con autoridad de aplicación, códigos de prácticas industriales, etc.).

•

Existen inquietudes, quejas, reclamos y/o demandas de partes interesadas debidamente justificadas.

El riesgo Ambiental es la combinación entre la probabilidad de que ocurra un determinado evento peligroso y la magnitud de sus consecuencias. A los fines de este procedimiento el Índice de Riesgo Ambiental (IR) se calcula como: Índice de Riesgo (IR) = Índice de Probabilidad (IP) x Índice de Gravedad (IG) x Índice de Control 92

(IC) Los aspectos ambientales que se identificaron y evaluaron corresponden a las actividades que desarrolla REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. y Contratistas, en sus operaciones de Exploración, Perforación, Terminación y Reparación y Producción de Petróleo y Gas.

7.3.5 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES  El análisis para conocer los peligros a los que está expuesto el personal, equipos, materiales y medio ambiente, se efectúa a través de una técnica cualitativa que permite identificar todos los peligros potenciales a nivel de grandes procesos (exploración, perforación, workover y producción) que pudieran generarse durante la operación de los mismos. La evaluación se realiza para cada riesgo identificado, calculándose los índices de probabilidad, severidad y riesgo de acuerdo al procedimiento “Identificación y Evaluación de Riesgos Laborales”. El índice de probabilidad está definido por 5 sub-índices: Indice de estado de instalaciones o equipos; índice de procedimientos; índice de capacitación; índice de personas expuestas y índice de frecuencia: IP = IEI + IPR + IC + IPE + IF El índice de severidad, representa la gravedad que sobre una persona puede tener la materialización del peligro que se está evaluando para la tarea en cuestión. Una escala de 5 niveles define la gravedad de las lesiones que puede llegar a padecer un trabajador. El índice de riesgo se obtiene como el producto del índice de probabilidad por el índice de severidad: IR = IP x IS Esta metodología permite establecer principios mediante los cuales Repsol YPF E&P Bolivia S.A. pueda determinar cuáles son sus riesgos de Seguridad y Salud en el Trabajo tomando en cuenta las entradas y salidas asociadas con las actividades, procesos, productos y/o servicios involucrados en las operaciones de Exploración, Perforación, Workover y Producción de Petróleo y Gas.

7.3.6 IDENTIFICACIÓN DE REQUISITOS LEGALES  Para identificar la nueva normativa legal o posibles cambios en la vigente, se procede a solicitar, de una entidad boliviana especializada en seguridad y ambiente contratada específicamente para tal efecto, las nuevas Leyes, Decretos, 93

Resoluciones y otras normas que hubiesen sido promulgadas referentes a temas de seguridad, medio ambiente y calidad. Esta entrega de información se hace conforme se dicten o modifiquen las nuevas leyes, decretos, resoluciones y otras normas. Luego de identificar las Leyes, Decretos, Resoluciones y otras normas se procede a la incorporación del nuevo documento o la modificación del documento existente por parte de la entidad contratada, a la base de datos de requisitos legales de Repsol YPF E&P Bolivia S.A.. Se consideran requisitos de otro tipo a las normas, convenios, acuerdos, contratos, alianzas y otros compromisos a los que adhiera Repsol YPF E&P Bolivia S.A. con otros entes o personas naturales o jurídicas. Los mismos son identificados por la Gerencia de Asuntos Jurídicos y comunicados a la Gerencia de MASC.

7.3.7 OBJETIVOS Y METAS DE MEDIO AMBIENTE, SEGURIDAD Y CALIDAD  Repsol YPF E&P Bolivia S.A. a través de sus Gerencias define sus objetivos a medio y largo plazo, los cuales son enviados a la Dirección de la U.N. para su aprobación. Repsol YPF E&P Bolivia S.A. establece y mantiene un Programa de Gestión Ambiental, de Seguridad, Salud en el Trabajo y Calidad que permite la consecución de los objetivos y metas así como otros requisitos del SIG, incluyendo la designación de niveles de responsabilidad para su cumplimiento. El Programa de Gestión indica las actuaciones propuestas para cumplir con cada objetivo. En él se recogen las responsabilidades, los medios o recursos requeridos y el plazo de ejecución expresado a nivel mensual y anual. El Programa de Gestión es considerado como una herramienta clave para la mejora continua del SIG. El Programa de Gestión una vez elaborado y presupuestado es puesto a consideración de la Gerencia correspondiente para su revisión y luego enviado al Director de la U.N. para su aprobación. El Gerente de MASC es el responsable de revisar, establecer y controlar el cumplimiento del Programa de Gestión de la organización de manera semestral. En caso de requerirse modificaciones o reconsideraciones al Programa de Gestión, el responsable del área en conjunto con el Supervisor de la Gerencia de MASC son los encargados de realizar los cambios y enviarlos para su aprobación a la Dirección de la U.N. de Repsol YPF E&P Bolivia S.A..

7.3.8 REVISIÓN POR LA DIRECCIÓN  La Dirección de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. revisa el SIG periódicamente, para asegurarse de que el sistema continúa dentro de los lineamientos Corporativos 94

y de las Normas ISO 14001, OHSAS 18001 e ISO 9001, y satisface los requerimientos planteados con los objetivos y metas de la organización. La Dirección de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. revisa las posibles necesidades de cambio de la Política, Objetivos, Metas y otros elementos del sistema integrado de gestión. Para cerrar con el círculo de mejora continua es necesario que luego de verificar el sistema se realicen los ajustes necesarios al mismo. La Dirección de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. es el responsable de revisar el SIG, con el Gerente de MASC (Representante de la Dirección) y los Gerentes de Areas. Esta revisión se la realiza una vez por año. Las revisiones están dirigidas a evaluar la conveniencia, adecuación y eficacia del SIG incluyendo la evaluación y mejora del desempeño en calidad, ambiente, seguridad y salud ocupacional de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A..

7.3.9 COMUNICACIONES EXTERNAS  El SIG de Repsol YPF E&P Bolivia S.A., establece y mantiene un procedimiento para el manejo de sus comunicaciones. Dicho procedimiento se aplica en la recepción de documentación y respuesta de comunicaciones externas e internas relacionadas con el Medio Ambiente, Seguridad, Salud en el Trabajo y Calidad.

7.3.10 CONTROL OPERATIVO  Una vez identificados y evaluados los aspectos ambientales, riesgos industriales y laborales, algunos adquieren el carácter de significativos. Los procedimientos de Control Operativo son el instrumento usado por REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. para controlar y minimizar el efecto de los aspectos ambientales, riesgos industriales y laborales significativos. Garantizando que los procesos se realicen dentro de los parámetros recomendados y aceptados por las normas internas de la empresa y la legislación nacional aplicable, acorde al SIG. Los procedimientos de Control Operativo se encuentran en los lugares de trabajo y al alcance del personal responsable de ejecutar las tareas. Dentro de los procedimientos de Control Operativo existen tres elementos importantes que tienen que ser tenidos en cuenta por el personal responsable de ejecutar las tareas y son los siguientes: La definición de responsabilidades para el personal procedimientos, ya sea personal propio o de contratistas.

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involucrado

en

los

La descripción de la actividad es una guía para la ejecución de los trabajos, en los que se establecen los mecanismos de control y el criterio operativo correspondiente a la misma. Los registros son la evidencia objetiva para el cumplimiento y seguimiento de los procesos que involucran todas las operaciones de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A..

7.3.11 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO AMBIENTAL  Para garantizar y registrar el funcionamiento de la gestión ambiental y el de los procedimientos de control operativo existe una serie de registros ambientales y operativos que nos permiten realizar un constante seguimiento y monitoreo a las variables que deben ser controladas dentro de la operación para garantizar su óptimo funcionamiento. A esto se suman monitoreos y seguimientos de las características claves de la operación de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. relacionadas con los aspectos ambientales significativos, que están encaminados a verificar el cumplimiento de los parámetros ambientales estipulados por la Legislación Boliviana. En el Procedimiento de Medición y Seguimiento se describe la metodología aplicable para el cumplimiento del mismo, que incluye: •

Responsables del Seguimiento

•

Vigencia de la Identificación y Evaluación de Aspectos e Impactos Ambientales

•

Evaluación del Cumplimiento de los Requisitos Legales y otros requisitos

•

Cumplimiento de Objetivos, Metas y Programa de Gestión Ambiental

•

Monitoreo de las variables ambientales para garantizar el cumplimiento de los parámetros permisibles estipulados por la Legislación Ambiental Boliviana aplicable.

7.3.12 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL DESEMPEÑO EN SALUD Y SEGURIDAD  La medición del desempeño es una actividad esencial e importante para obtener información sobre la efectividad de la gestión de seguridad y salud en el trabajo. La metodología usada es a través de indicadores de resultados de entrada (INPUTS) y salida (OUTPUTS) Se han definido dos indicadores proactivos de entrada (INPUTS): Observaciones de Trabajo y Formación (cursos de capacitación y reuniones de seguridad) El otro parámetro necesario para conocer el nivel de desempeño son los indicadores de resultados de salida (OUTPUTS) que se define a través de tres variables: 96

•

Indice de Frecuencia

•

Indice de Gravedad

•

Indice de Frecuencia de accidentes de tránsito

7.3.13 NO CONFORMIDADES, ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS  Una de las herramientas más importantes del SIG implementado por Repsol YPF E&P Bolivia S.A. E&P Bolivia S.A., es la capacidad de identificar, controlar y dar seguimiento a las No Conformidades y las acciones derivadas para su tratamiento. El procedimiento de No Conformidades, Acciones Correctivas y Preventivas es el documento que rige esa actividad. Las No Conformidades son incumplimientos a los requisitos del producto y/o servicio, a las normas y parámetros establecidos para la gestión del medio ambiente y la seguridad, así como a cualquier otro requisito que esté definido dentro del SIG. Las No conformidades pueden ser detectadas por: •

Una Auditoría al SIG

•

Una Auditoría Corporativa o Cruzada

•

Revisiones por la Dirección

•

Por Gerentes, personal de la Gerencia de MASC y Jefaturas y Supervisores de Exploración, Perforación y Producción

•

Por el seguimiento y medición de los procesos y productos

•

Quejas o comunicaciones internas o externas

•

Investigación de accidentes

Dependiendo de la gravedad de la No Conformidad detectada se podrá realizar una corrección que consistirá en eliminar o subsanar la No conformidad, y/o se iniciará una Acción Correctiva con el fin de eliminar las causas que la produjeron. Por otro lado, se iniciarán Acciones Preventivas para prevenir la aparición de No Conformidades o evitar problemas potenciales eliminando las causas que podrían originarlos. Tanto las No Conformidades como las Acciones Correctivas y Preventivas serán registradas y se dará seguimiento al cumplimiento de la acción y la eficacia obtenida con la misma. Todos los registros de acciones correctivas y preventivas se usan para evaluar el SIG de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. en las Revisiones por la Dirección.

97

7.3.14 COMUNICACIÓN,  INVESTIGACIÓN  Y  REGISTRO  DE  ACCIDENTES  E  INCIDENTES  Repsol YPF E&P Bolivia S.A. a través de un procedimiento define con precisión la metodología a seguir para la comunicación, investigación y registro de incidentes, accidentes y cuasi accidentes. El procedimiento es de aplicación obligatoria en todo el ámbito de desarrollo de las actividades de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. y sus empresas contratistas. 7.3.15 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL SIG  Repsol YPF E&P Bolivia S.A. estableció y mantiene un procedimiento para realizar la medición y seguimiento del SIG mediante el uso de auditorías internas. Éstas permiten verificar el cumplimiento de los requisitos legales, desempeño del SIG con los requisitos de las Normas ISO 14001, OHSAS 18001 e ISO/TS 29001, así como la verificación del cumplimiento de los requisitos de la normativa corporativa. Las auditorías tienen el propósito, además, de verificar la correcta implementación del SIG y proveer información a la Dirección de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. respecto al grado de cumplimiento. Adicionalmente las auditorías pueden ir orientadas a facilitar el control de las actividades que generan riesgos industriales, laborales o impactos al medio ambiente, evaluando la efectividad de los procedimientos de control operativo. Además sirven para verificar el cumplimiento de los requisitos legales aplicables y de las normas internas de la empresa. Las auditorías internas al SIG se realizan de acuerdo al programa de auditorías o por pedido expreso del Director de la U.N. o Gerente de MASC (Representante de la Dirección), cuando se presenta una razón de fuerza mayor que amerite la revisión del sistema o parte del mismo. El Representante de la Dirección en base a diferentes requerimientos planteados en el procedimiento correspondiente designa al Grupo de Auditores Internos del SIG, como así también al Auditor Líder. El Gerente de MASC (Representante de la Dirección) es el responsable de elaborar y comunicar el Programa Anual de Auditorías. La información obtenida de las auditorías internas forma parte de la documentación para las revisiones por la dirección, por lo que sus resultados son comunicados a la Dirección de la U.N.

7.4

CAPACITACIÓN EN MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD OCUPACIONAL 

Repsol YPF E&P Bolivia S.A. requiere que todo el personal, propio o de sus empresas contratistas, cuyas actividades se relacionen con la calidad, el medio ambiente, la seguridad y salud en el trabajo, hayan recibido el entrenamiento

98

adecuado. Para lo cual establece y mantiene un procedimiento que permite a los empleados: •

Conocer la importancia de cumplir con la Política de Medio Ambiente, Salud, Seguridad y Calidad, Procedimientos y con los requerimientos del SIG.

•

Tomar conciencia sobre los aspectos ambientales significativos y sus impactos, así como los riesgos de sus actividades.

•

Reportar el desempeño del SIG a la Dirección para revisión y como base del mejoramiento continuo.

•

Conocer sus roles y responsabilidades para alcanzar la conformidad con la Política, Procedimientos y con los requerimientos del SIG, incluidos los planes de contingencias.

•

Conocer las consecuencias potenciales a partir de una desviación de los procedimientos establecidos.

A su vez, Repsol YPF E&P Bolivia S.A. a través de la Gerencia de Recursos Humanos se asegura de la competencia de cada empleado para su función específica. Función que se inicia con la selección de personal y se complementa mediante la constante capacitación que requiere satisfacer al personal de la empresa para alcanzar los niveles de desempeño establecidos por la misma. Para lograr los resultados esperados de la capacitación se elabora un Plan de Capacitación Anual o Bi-anual. Para su reglamentación e implementación se lo divide en 2 grupos de programas, cuyo manejo y control es responsabilidad de la Gerencia de RRHH. Un tercer programa anual de capacitación referente a temas de Medio Ambiente, Seguridad, Salud en el Trabajo y Calidad es elaborado e implementado por la Gerencia de MASC y tiene por alcance a todos los empleados que trabajan para la compañía (ya sean propios o de empresas contratistas) Los tres eventos son los siguientes: •

Eventos Programados

•

Eventos No Programados

•

Eventos Programados de MASC

Adicionalmente se dictan cursos específicos haciendo énfasis en aquellos grupos especiales y operativos cuyas actividades son potencialmente susceptibles de causar impactos significativos o posibles incidentes. Los talleres especializados en el SIG se los lleva a cabo durante el proceso de desarrollo, implementación y mantenimiento del mismo y están orientados a dotar a todo el personal que trabaja para la compañía de los conocimientos y las herramientas necesarias. Esta capacitación específica incluye: • 99

Política de Medio Ambiente, Salud, Seguridad y Calidad.

•

Conceptos Generales Normas ISO 14001:2004, OHSAS 18001:2007 e ISO/TS 29001:2003.

•

Herramientas del SIG para la mejora continua.

•

Identificación y Evaluación de Aspectos Ambientales.

•

Identificación y Evaluación de Riesgos Laborales.

•

Planes de Cotingencias y Respuesta ante Emergencias.

•

Gestión por Procesos.

•

Capacitación para Auditores Internos del SIG de Repsol YPF Bolivia S.A.

7.5

PLAN DE CONTINGENCIAS AREA SURUBÍ 

7.5.1 GENERALIDADES  Las emergencias hacen referencia y se controlan a través de los diferentes Planes de Contingencias aplicables en la empresa. El Área Surubí dispone de un Plan de Contingencias específico para atender las siguientes emergencias: •

EXPLOSION E INCENDIO

•

DERRAME DE HIDROCARBUROS Y/O PRODUCTOS QUIMICOS

•

PERDIDA DE GAS

•

DESCONTROL DE POZO

•

EMERGENCIAS MÉDICAS

•

ACCIDENTES DE TRÁFICO

El Plan de Contingencias consiste en la organización de los recursos de 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: •

SISTEMA DE COMUNICACION

•

SISTEMA DE MANDO

•

SISTEMA DE INTERVENCION

7.5.2 SISTEMA DE COMUNICACIÓN 

100

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. El Jefe del Grupo de Respuesta recibe con una periodicidad semanal y/o mensual, del Supervisor de MASC 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 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 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 del Área Surubí 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 del Área Surubí 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. Ante el anuncio de ALARMA, el Plan de Contingencia 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. Por lo general el Punto de Reunión se encuentra en un área abierta, alejada y de fácil acceso, respecto de la planta 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 el.

7.5.3 SISTEMA DE MANDO 

101

Las funciones del Jefe del Grupo de Respuesta, Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta y Supervisor de MASC de Campo son las que se señalan a continuación:

7.5.3.1 JEFE DEL GRUPO 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 Nivel 3 rojo 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 es Nivel 3 (rojo) activa el Plan de Contingencia y toma las siguientes acciones: •

Activa la parada de emergencia de las instalaciones involucradas o comprometidas en el suceso.

•

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.

•

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.

102

•

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.

7.5.3.2 JEFE DE OPERACIONES 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: •

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.

7.5.3.3 SUPERVISOR DE MASC 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.

•

Se encarga de que se mida el nivel de explosividad del área en emergencia o donde sea requerido.

103

•

Si existieran concentraciones importantes de gas en el área, (más de 5% LEL del gas ó 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.

7.5.4 SISTEMA DE INTERVENCIÓN  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)

7.5.4.1 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: •

Delimitar el área del acontecimiento.

•

Participar activamente en el combate de la emergencia.

104

•

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.

•

Cuando aplique, poner en servicio el 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 o 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.

7.5.4.2 BRIGADA DE RESCATE Y PRIMEROS AUXILIOS 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: •

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.

105

7.5.4.3 BRIGADA DE EVACUACIÓN Es el grupo de personas organizadas y capacitadas para dirigir a los trabajadores a un lugar seguro o punto de reunión. 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. 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. 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.

7.5.4.4 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.

7.5.5 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 MASC 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.

106

7.6

INFRAESTRUCTURA    DISPONIBLE  PARA  LA  PREVENCIÓN  Y  CONTROL  DE  INCENDIOS  •

En el pozo contamos con una SDV (Shut Down Valve), que cierra por baja presión en caso de perdida en la línea.

•

Dentro la planta, se cuenta con un sistema de parada de emergencia ESD (Emergency Shut Down), KOD (Knock Out Drums) y Flare.

•

Los recipientes cuentan con PSV (Pressure Safety Valve).

•

Dentro la Planta contamos, en áreas criticas, con detectores Gas y Fuego

•

Contamos con una Red Contra incendio. (Mangueras, elementos contra incendio, Hidrantes, Monitores agua y espuma en distintos lugares de las instalaciones, sistemas de enfriamiento por rociadores y espuma para tanques de almacenamiento.

•

Extintores portátiles y rodantes de tipo ABC, BC Y CO2

•

Carro bombero que me permite lanzar agua, polvo químico, espuma bajo el sistema convencional y sistema CAF (Espuma por aire comprimido)

•

Sistema de alarma Incluye avisadores manuales en distintos lugares de las instalaciones.

• 7.7

INFRAESTRUCTURA  DISPONIBLE  PARA  LA  PREVENCIÓN  Y  CONTROL  DE  DERRAMES  Diques de contención en parque de tanques Drenajes hacia pileta API Camión cisterna con bomba de vacío Camión bombero para mitigación de posibles incendios Detectores portátiles de mezclas explosivas Absorbente Oil Gator Absorbente mineral Absorsol Absorbente orgánico Sphag Sorb

107

Adaptador p/ inflar barreras, 1" Barrera inflable 5 x 0.35 m, 2 válv. 2-1/2" Barrera inflable 5 x 0.35 m, 1" Barrera inflable 10 x 0.35 m, 1" Barrera absorbente 1 m x 3" Barrera absorbente 1,40 m x 2" Barrera absorbente 3,50 m x 5 cm. Bolsa de PVC de 200 mic x 25 Kg. Bota tipo pescador Cuerda de 14mm 200m Equipo de iluminación autónoma Flotador espuma para mangueras 2" Flotador madera para mangueras 2" Flotador PVC para mangueras 2-1/2" Guante de PVC caña larga Kit de control de Derrames Machetes Manguera aspirante 2" x 10 m. Manguera aspirante 2" x 20 m. Manguera colapsible 2" x 50 m.

108

Motobombas a diesel 2" Motosierra Palas de Bronce Paños absorbentes de 45 x 45 cm. Picotas de Bronce Puntera p/ barrera de río, 1 flotador Puntera p/ barrera 5 m, 4 flotadores Puntera p/ barrera 10 m, 4 flotadores Skimmer 40 cm. everlite Skimmer 70 cm. everlite 2", 4 flotadores Skimmer 70 cm. everlite 3", 4 flotad. Skimmer tipo manta raya 1,22 m, 2" Tanque portátil 3 m3, 1" NPT, 8 soportes Tanque portátil 10 m3, 2" NPT, 12 soportes Tanque portátil tipo collar 3 m3 c.tapa, 2" NPT Tanque portátil tipo collar 10 m3 c.tapa, 2" NPT Traje p. controlar derrame Tyvek. PT

7.8

INFRAESTRUCTURA  DISPONIBLE  PARA  EL  MONITOREO  Y  ATENCIÓN  A  LA  SALUD  •

109

Se dispone de un consultorio médico con equipamiento completo para primeros auxilios. Cuenta con una sala de observación con camilla,

desfibrilador, respirador autónomo con tanque de oxigeno y medicamentos básicos para emergencias y curaciones. •

Médico permanente las 24 horas

•

Ambulancia

•

MEDEVAC, Contrato con Aeroeste para evacuaciones aéreas

7.9

SUPERVISIÓN OPERATIVA DE MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD EN CAMPO 

Se cuenta con un servicio de Supervisión Operativa de Campo que realizan las siguientes tareas mensualmente: •

Inducción a visitas y personal nuevo que ingresa al área de trabajo por campo

•

Verificación de condiciones de MAyS, restauración ambiental y proyectos de Construcción.

•

Verificación in situ de apertura y cierre de permisos de trabajo

•

Inspección bombas contra incendio, monitores y rociadores. Inspección extintores

•

Inspección de equipamiento para atención de derrames

•

Inspección ambulancia, carro bombero de planta y de vehículos afectados a las áreas de trabajo

•

Inspección puentes grúa, elementos de izaje contratistas

•

Inspección cargadero de gasolina, gas para vehículos y bodega de químicos

•

Organizar simulacros de Emergencia Médica, Incendio y Explosión, Evacuación total del Personal, de Derrames de Hidrocarburos.

•

Inspección kit de salvataje para riesgos eléctricos

•

Inspección pista y helipuerto según el área de trabajo

•

Revisar el EPP de contratistas

•

Seguimiento de No Conformidades, Incidentes, Accidente y Observaciones de Trabajo.

•

Inspección cargadero de cisternas, verificar check list cisternas

•

Inspección taller de Contratistas y herramientas de los mismos

7.10 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 110

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 el ámbito del medio ambiente, la compañía apoya la aplicación de un criterio de precaución 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. Por otro lado, se continúa ejecutando 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 acabo en tiempo real, con el fin de adoptar las mejores medidas para mitigar y/o restaurar el área señalada. Bajo este compromiso, REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. planifica su negocio teniendo en cuenta en todas sus actividades la protección del medio ambiente: •

Invirtiendo en medidas preventivas, correctoras y protectoras del medio ambiente para minimizar el impacto ambiental de las obras y proteger el medio 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 y 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.

7.10.1 SISTEMA DE GESTIÓN AMBIENTAL  El sistema de gestión ambiental se ocupa de controlar los aspectos ambientales de las instalaciones en operación. Este sistema se dota de una documentación que le permite cumplir, revisar y actualizar la política de medio ambiente. 111

Dicha documentación está constituida por: •

Manual de medio ambiente, que es el marco de referencia donde se recoge la política, las funciones y responsabilidades básicas.

•

Procedimientos generales de medio ambiente, que describen el método para controlar los aspectos e impactos ambientales de cada operación realizada en las operaciones de 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: gas natural y gases contaminantes de los focos de combustión. 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 asegurándose la mínima contaminación del medio.

•

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 encuentran en campo una Estación de Transferencia donde se termina de separar y clasificar los residuos y darles el tratamiento adecuado. En esta estación se cuenta con hornos pirolíticos diseñados para incinerar residuos 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 tiene su origen en los posibles derrames y fugas de sustancias peligrosas o simplemente lodos de tanques, filtros y sedimentos. Para su prevención, éstas se ubican en zonas impermeabilizadas, disponiendo de medios de contención y se establecen pautas para su correcta manipulación. Las instalaciones donde estos residuos se tratan son los denominados landfarming que cuentan con un servicio continuo de operación.

•

Consumos de energía: principalmente de electricidad y gas natural. Estos consumos se miden y registran trimestralmente en la Aplicación de Parámetros Ambientales corporativa, definiéndose acciones para su reducción.

112

•

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 ó la adecuación de la instalación de acuerdo al caso en cuestión.

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 YPF E&P BOLIVIA S.A. dispone de una aplicación informática propia a la que se tienen acceso a través de intranet y que permite la carga y validación de los indicadores ambientales en los siguientes vectores: emisiones a la atmósfera, gestión del agua, de los residuos y del suelo, siguiendo una metodología común establecida para todas las líneas de negocio. En el caso de los gases de efecto invernadero (GEI), el inventario de REPSOL YPF 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).

7.10.2 GESTIÓN AMBIENTAL EN NUEVOS PROYECTOS  REPSOL YPF 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 requiere 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, minimizadoras y correctoras correspondientes. En la fase de planificación se estudian los trazados o alternativas básicas y se selecciona el 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 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 produce impactos de las características mencionadas, ya sea por la construcción de viviendas, implementación de cultivos, manejo de ganado, tendido de tubería para 113

agua, etc., por ende, es imposible que la actividad petrolera, como otras, pueda desarrollarse sin tener estos efectos. Para ello es que se toman en cuenta los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA), las medidas de prevención y mitigación y se aplican los seguimientos pertinentes para ir modificando algunas operaciones con el propósito de prevenir, reducir y/o mitigar los impactos al medio. La consulta pública es un componente crítico en el proceso de elaboración de los EEIAs. Las tareas de consenso, estuvieron basadas en una serie de entrevistas, consultas y diálogos con la población en su conjunto y los distintos niveles organizacionales de la misma, los cuales han sido adecuadamente registrados de manera tal que aseguran su fiabilidad y transparencia. El estudio de impacto ambiental se completa con el proyecto de medidas correctoras donde se definen las actuaciones concretas para minimizar los impactos que se generan durante la construcción del proyecto. Asimismo, se establece un plan de vigilancia ambiental para verificar en obra el cumplimiento de todas las actuaciones incluidas en el proyecto de medidas correctoras. 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 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 YPF E&P BOLIVIA S.A. transmite y hace extensivas sus aplicaciones 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.

7.10.3 GESTIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS, LÍQUIDOS Y EMISIONES  Los monitoreo ambientales incluyen mediciones de emisiones atmosféricas (gases de combustión), carga térmica, ruido puntual y nivel sonoro, luminosidad, vibraciones, análisis físico químico y bacteriológico del agua de consumo y alimentos 114

y análisis de aguas residuales entre otros parámetros. Estas mediciones se llevan a cabo de acuerdo al programa establecido por la Gerencia de Medio Ambiente, Seguridad y Calidad (MASC). En caso de identificarse desviaciones estas son inmediatamente sometidas a consideración para diseñar acciones correctivas, plazos y responsabilidades definidas por el personal competente.

7.10.4 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 sus operaciones. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. cuenta con una gestión integral en materia de derrames compuesta básicamente por 5 componentes fundamentales: Capacitación, Mantenimiento de equipos, Simulacros, Actualización de Planes de Contingencia y Sistema de Registro – GAMA.

7.10.5 RESTAURACIÓN Y REMEDIACIÓN AMBIENTAL  Uno de los objetivos principales de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. en la construcción de un nuevo proyecto es su integración paisajística mediante la recuperación de la zona afectada. Los trabajos de recuperación correspondientes se dividen en tres fases: restauración del terreno, control de erosión y reforestación de la zona afectada. La construcción de gaviones, badenes, disipadores de energía, sistemas de drenaje, protección de ductos en sus cruces, diques, azudes, canales, espigones, defensas de márgenes, alcantarillas y restauración de taludes son los principales componentes del proyecto. Asimismo, cada tarea de restauración considera el uso de especies nativas, favoreciendo la adquisición de las mismas de las comunidades.

115

8.

PRIORIDAD DE SERVICIOS GENERADOS EN BOLIVIA 

8.1

UTILIZACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS BOLIVIANOS 

La propuesta de la compañía está orientada al desarrollo de proveedores de bienes y servicios bolivianos, para mejorar su capacidad operativa y de gestión, con el fin de obtener productos y servicios de mayor calidad y a menor coste, diversificar la oferta, mejorar la competencia y en algunos casos obtener productos exclusivos, siguiendo distintas modalidades, orientada por los objetivos de mejora buscada. La evaluación de desempeño permitirá la valoración sistemática y documentada de los aspectos más significativo de la relación con el proveedor, para establecer criterios de medida que permitan la mejora continua, contemplando aspectos de Gestión, Calidad, Seguridad y Medio Ambiente, siguiendo los principios de Integridad, Transparencia, Responsabilidad y Seguridad. Los aspectos más importantes de la propuesta para la Gestión de Proveedores de bienes y servicios bolivianos tienen por objeto: 1) Identificar aquellos proveedores que, por su capacidad de innovación, colaboración, compromiso, fiabilidad u otras razones suponen una ventaja competitiva, potenciando la consideración de factores distintos del precio en la toma de decisiones de Compras y Contrataciones. 2) Evaluar sistemáticamente, y con acuerdo a la criticidad del suministro, el comportamiento de los proveedores con los que trabaja, identificando las situaciones de riesgo potencial y actuando para su corrección 3) Garantizar el suministro de bienes y servicios necesarios para las operaciones e inversiones para cada área de contrato, anticipándose a las necesidades en la medida en que sean conocidas. 4) Disponer de alternativas que minoren el riesgo de discontinuidad en los suministros, y fortalezcan la posición negociadora del Operador del área de contrato en sus relaciones con los proveedores. 5) Evitar que la compañía pueda verse afectada por malas prácticas de sus proveedores actuaciones ilegales o contrarias a las políticas del Operador, quiebra financiera, o daños a las personas, instalaciones o al medio ambiente.

116

8.2

EMPLEOS DE CIUDADANOS Y RESIDENTES BOLIVIANOS 

8.2.1 RECURSOS HUMANOS  El Operador 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”. En cada Gestión se elabora El Plan Anual de Formación que busca identificar, priorizar, planificar y presupuestar las acciones formativas necesarias para el desarrollo de las personas según su desempeño, potencial, planificación del desarrollo, en base a las necesidades y prioridades específicas de la unidad y/o de la compañía, para mejorar el desempeño y potencial de las personas, teniendo en cuenta los Planes estratégicos correspondientes La formación se realiza para todo el personal en las siguientes temáticas: •

Competencias Técnicas, en las áreas de Desarrollo, Operaciones, Perforación, Exploración como por ej. Cursos de Caracterización y Modelado de Play Clásticos y otros.

•

Competencias genéricas, como por ej. curso de Mejora Continua y otros.

•

Ofimática, como por ej. cursos en Excel, Power Point avanzado y otros.

•

Idiomas

La Formación en Medio Ambiente y en Seguridad: se incluyen las acciones críticas y transversales a toda la Unidad dando esta actividad a todos los empleados de las áreas de operativas y de staff. YPFB participará de los planes de formación de acuerdo a la planificación anual en los programas y presupuestos respectivos, los mismos que serán enviados para la aprobación respectiva en cumplimiento a los Contratos de Operación. 8.2.2 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN TÉCNICA  Para tener una visión macro de la formación técnica, adjunto el programa inicial por áreas. Este plan focalizado, fue elaborado con otras unidades de negocio de la compañía de manera de ahorrar costos y beneficiar a la mayor cantidad de personas del área técnica que requieren de este desarrollo. Esta capacitación se elabora de acuerdo a cronograma y presupuestos que se les hace conocer oportunamente. El plan se ajustará a cambios de acuerdo a los nuevos requerimientos y necesidades que surjan en las diferentes áreas.

117

8.2.2.1 FORMACIÓN ÁREA TÉCNICA •

Cabezales de Pozo

•

Calculo de Reservas. Taller de Resevas en SC(Bolivia)

•

Caracterización y Modelado de Play Clásticos

•

Corrosión Básica

•

Diseño y Completaciones Inteligentes

•

Ensayo de Pozo Avanzado

•

Geología de Desarrollo

•

Global Instrumentación y Control Producción

•

Herramientas de Perforación

•

Inspección y Mantenimiento

•

Programa de Gestión de Proyectos

•

Well Cat y Anticollision Avanzado

•

Well Plan Avanzado

8.2.2.2 FORMACIÓN GENÉRICA •

Desarrollo Personal e Instrumentos de Liderazgo y Negociación, Gestión y Resolución de Conflictos

•

Nueva Constitución Política del Estado

•

Taller para inspectores de Contratos

•

Workshop de competencias Genéricas

•

Capacitación y Entrenamiento en Toma de Conciencia y Liderazgo en MASC

•

Normativa Contable internacional / Autodesarrollo

•

Workshop de Mejora Continua en los diferentes procesos del área Económico Financiero

•

Workshop Operaciones Petroleras (con visita a los campos)

•

Workshop de Mejora Continua

118

8.2.3 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN EN SALUD  El objetivo de la formación en salud es: •

Disponer de sistemas de gestión para la identificación de peligros y evaluación de riesgos de la salud por las actividades que realiza cada empleado, por este motivo se realizan exámenes periódicos anuales.

•

Para ello se establecen planes y programas preventivos que atiendan la salud de los empleados, conservando los correspondientes registros, aplicando estándares que establezcan y garanticen unas condiciones adecuadas de salud, haciendo partícipes de las prácticas de trabajo.

•

Se realiza una vigilancia periódica la salud de los empleados de acuerdo con los riesgos identificados, durante toda la vida laboral, disponiendo de los recursos necesarios en cada caso.

•

Se establece planes y medidas para dar una respuesta rápida que minimice los daños en caso de emergencia médica, incluyendo las medidas de evacuación (MEDEVAC).

•

También se proporciona a todos los empleados información sobre los posibles riesgos para la salud y se implementa la debida formación de acuerdo a planes de formación respecto a la salud, como por ejemplo: Riesgos Ergonómicos y biológicos.

8.2.4 RECURSOS HUMANOS – EMPLEOS  El principal valor de la compañía es su recurso humano. Cerca de 169 personas de plantilla trabajan para el Operador del que, agregando los empleos directos e indirectos, llegando aproximadamente 1000 empleados relacionados a los diferentes trabajos que se realizaran en este proyecto.

119