PATUJU
PROGRAMA DE TRABAJO Y
PRESUPUESTO 2016
AREA DE CONTRATO
PATUJÚ
SEPTIEMBRE 2015
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PATUJU
INDICE GENERAL
1.
INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 3
1.1.
ANTECEDENTES .................................................................................................... 3
1.1.1. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO ............................................. 4
1.1.2. FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO .................... 4
1.1.3. CUMPLIMIENTO DE UTE´S ................................................................................... 4
2.
ÁREA DE CONTRATO ............................................................................................. 4
2.1.
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ................................................................. 4
2.1.1. ESTRATIGRAFÍA DE LA FORMACIÓN ................................................................... 4
2.1.2. DESCRIPCIÓN DEL ESTRATO PRODUCTOR ..................................................... 11
2.1.3. MAPAS ESTRUCTURALES DE LA FORMACIÓN ................................................. 13
2.1.4. CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA...................................................................... 19
2.1.5. UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO ....................................................... 20
2.1.6. RADIO DE DRENAJE DE LOS POZOS ................................................................. 20
2.1.7. PUNTO DE FISCALIZACIÓN ................................................................................. 20
2.2.
DESCRIPCIÓN DE POZOS ................................................................................... 20
2.3.
DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE PLANTA .................................................... 20
3.
ACTIVIDADES DE INVERSIÓN ............................................................................. 20
3.1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 20
4.
ACTIVIDADES DE OPERACIÓN - OPEX .............................................................. 21
4.1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 21
4.2.
RESUMEN DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN ........................................... 22
4.3.
DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES ................................................................ 22
4.3.1. EXPLORACIÓN ..................................................................................................... 22
4.3.2. DESARROLLO ....................................................................................................... 22
4.3.3. EXPLOTACIÓN ...................................................................................................... 22
4.3.4. OTROS COSTOS .................................................................................................. 22
4.3.5. GASTOS ADMINISTRATIVOS DIRECTOS E INDIRECTOS.................................. 22
4.3.6. AMORTIZACIÓN .................................................................................................... 23
4.3.7. ABANDONO ........................................................................................................... 23
4.3.8. CÁLCULO DE LA PROVISIÓN ANUAL .................................................................. 24
5.
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS................................................................. 25
5.1.
PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN ...................................................................... 25
5.2.
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ............................................................................ 26
ANEXO A – PLANILLA DE PRESUPUESTO (CAPEX Y OPEX) ....................................... 27
ANEXO B – PROGRAMA ANUAL DE CAPACITACIÓN .................................................... 28
ANEXO C – GESTIÓN DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE .......................... 29
ANEXOS D – ACTIVIDADES DE RESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL ............ 31
ANEXOS E – ACTIVIDADES DE RELACIONAMIENTO COMUNITARIO .......................... 32
ANEXO F – NORMAS, PRÁCTICAS Y PROCEDIMIENTOS APLICADOS DE ACUERDO A
LEY Y REGLAMENTOS VIGENTES EN LAS OPERACIONES DE CAMPO. .................... 33
ANEXO G – DETALLE DE ACTIVIDADES CAPEX. .......................................................... 34
ANEXO H – CRONOGRAMA CAPEX................................................................................ 35
ANEXO I – MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS. ............................................................... 36
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1. Introducción
1.1. Antecedentes
El campo Patujú está ubicado en el área del Boomerang, departamento de Santa Cruz Bolivia, a 270 km. por carretera al NW de la capital.
Está constituido por tres reservorios ubicados en la columna estratigráfica de la siguiente
manera: Reservorio Petaca, productor de gas – condensado, conformado por areniscas de
edad Terciaria; Reservorio Cajones, conformado por areniscas de edad cretácica; y el reservorio Yantata, productor de gas - condensado, constituido por areniscas de edad Cretácica.
CAMPO PATUJÚ
Ubicación del Campo Patujú
El primer pozo fue perforado el año 1989, en el cual se probaron los reservorios Petaca,
Cajones y Yantata con modestos resultados, por lo cual no ameritó la perforación de pozos
adicionales. El año 1998 se perforó el segundo pozo (PTJ-2), el cual fue terminado en los
reservorios Cajones y Yantata. Posteriormente se perforó el PTJ-3. Se ha realizado la conexión de la línea de producción a la planta Yapacaní, por lo cual el pozo PTJ-2LC (Res.
Cajones) fue abierto a producción en el mes de julio 2011.
La terminación del pozo PTJ-3 se realizó entre el 4/11/2011 y el 3/12/2011, con resultado
positivo. Fue terminado con arreglo doble y empaque de grava, ambas líneas en el reservorio Yantata.
El pozo PTJ-X1 fue intervenido entre Nov-2011 y Ene-2012, y terminado con arreglo doble
y empaque de grava en el reservorio Yantata.
En abril de 2015 iniciaron la perforación del PTJ-4D para desarrollar las reservas del campo, el mismo fue terminado en el reservorio Yantata (Extension Pack) y Cajones con arreglo doble empacado, se abre a producción en septiembre 2015.
Actualmente el campo cuenta con 4 pozos productores: PTJ-X1, PTJ-2, PTJ-3 y PTJ-4D,
que producen de los reservorios Yantata y Cajones.
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1.1.1. Periodo en el que se encuentra el campo
El campo se encuentra en periodo de desarrollo y explotación
1.1.2. Fase de Exploración en la que se encuentra el Campo
No aplica
1.1.3. Cumplimiento de UTE´s
No aplica
2. Área de Contrato
2.1.
Descripción General del Campo
La secuencia estratigráfica atravesada por los pozos en el Campo Patujú, comprende rocas del Terciario, Cretácico, Devónico y Silúrico. Los reservorios de interés pertenecen a
las formaciones Petaca, Cajones y Yantata
2.1.1. Estratigrafía
El área de Boomerang Hills se encuentra en la zona de interferencia entre el Subandino
Norte (de dirección estructural NW-SE) y el Subandino Sur (de dirección estructural N-S).
Dicha zona de interferencia presenta una mayor complejidad estructural de mantos de corrimiento que en las áreas del Subandino Norte y Subandino Sur, así se reconoce un mayor desplazamiento de los sistemas de cabalgamiento y plegamiento, hacia el Este, a favor, principalmente, de estructuras de transferencia N70°E y N10°E.
El mismo campo de esfuerzos compresivo propagado desde el frente de plegamiento y
cabalgamiento Subandino ha dejado su impronta en la reactivación de otros sistemas de
fracturación ya existentes, y en el basculamiento y rotación del área de Boomerang Hills
(posible Tectónica de Escape). Así, interpretamos que las directrices WSW-ENE, NNWSSE localizadas en Sara Boomerang originalmente eran directrices NW-SE y NE-SW, que
habrían sufrido una rotación en relación a la tectónica de bloques que se desarrolló a favor
de la propagación de los campos de esfuerzos andinos. En esta rotación juega un papel
determinante la Faja del Chapare o Corredor de Ichilo (la Falla de Puerto Palos-Palacios es
su límite Sur), la cual habría permitido el deslizamiento de los bloques de basamento.
Mientras que, dentro del Corredor de Ichilo, donde se localiza el Trend de ARN-LCS, el
bloque de basamento habría sufrido un basculamiento transtensivo desde una paleovergencia estructural NW a la vergencia actual SE. En el área se presentan cuatro sistemas
de lineamientos principales WSW-ENE, NNW-SSE, NW-SE y la NE-SW.
Todos los lineamientos; WSW-ENE, NNW-SSE, NW-SE y la NE-SW, se relacionan con la
compartimentalización original de la estructura de basamento, que fue especialmente activa durante los períodos Silúrico-Devónicos de manera transtensional, generando estructuras en semigraben, dentro de una deformación intracratónica, pero que han seguido siendo
zonas de debilidad para la deposición de unidades Jurásico-Cretácicas e incluso Terciarias
como se reconoce a partir de diversas reconstrucciones paleogeográficas y de la sísmica.
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Como ya hemos mencionado, los lineamientos WSW-ENE, NNW-SSE, que se interpretan
al sur de la falla de Puerto Palos-Palacios Norte (Falla del Corredor de Ichilo Suboccidental), interpretamos que en un origen pudieron presentar una orientación NW-SE y
NE-SW, y que habrían sufrido movimientos de rotación y basculamiento durante las diferentes fases andinas hasta presentar su configuración inicial de WSW-ENE, NNW-SSE.
Actualmente se reconocen tres dominios estructurales en el área de Sara Boomerang, generados a partir de la fase andina. Los tres dominios estructurales diferentes se explican
dentro del Modelo de Tectónica de escape propuesto, modelo que implica movimientos de
basculamiento y de rotación de bloques de basamento. Los Dominios son:
Dominio Transtensivo en el área de Arroyo Negro-Los Cusis, dentro del Corredor de
Ichilo, en el Extremo Nororiental de Sara Boomerang.
Dominio Transpresivo en el área de Víbora-Sirari-Yapacaní, parte Occidental de
Sara Boomerang.
Dominio Compresivo en el área de Palacios-Puerto Palos-Humberto Roca, Límite
Sudoccidental del Corredor de Ichilo, en la parte Oriental de Sara Boomerang.
Dominio Transtensivo; en este área los lineamientos NW-SE y NE-SW han preservado su
directriz original a partir de la orogenia Andina. Estos lineamientos se localizan al norte de
la falla de Puerto Palos-Palacios Norte, dentro del llamado Corredor de Ichilo. Durante las
fases andinas han desarrollado una actividad principalmente transtensional, así las fallas
NW-SE han seguido presentando un movimiento extensional con cierto componente destral, y las fracturas NE-SW han presentado un juego principalmente de desgarre destral y a
su vez han permitido de forma extensional la acomodación del basculamiento de todo el
trend de ARN-LCS desde una paleovergencia NW a la vergencia actual SE.
Dominio Compresivo; esta área es el límite entre el Corredor de Ichilo y lo que hemos
denominado como Sara Boomerang Occidental. A partir de Sísmica 2D y 3D, interpretamos
el comienzo de los lineamientos WSW-ENE y NNW-SSE. Para estos lineamientos se reconoce una deformación compresiva, con sistemas de cabalgamiento a favor de los lineamientos NNW-SSE y la Falla regional del Corredor de Ichilo, mientras los lineamientos
WSW-ENE presentan movimientos de rumbo para acomodar la deformación compresiva.
Esta deformación compresiva caracteriza las estructuras de cabalgamiento de Puerto Palos, Palacios.
Dominio Transpresivo; es el área donde mejor se reconoce el desarrollo de los lineamientos WSW-ENE y NNW-SSE (Sísmica 3D), así los lineamientos WSW-ENE se interpretan
como sistemas de desgarre transpresivos, y los NNW-SSE como sistemas de desgarre que
acomodan los movimientos de los lineamientos WSW-ENE. La transpresión, rotación y
basculamiento de estas directrices origina la distribución escalonada y segmentada del
lineamiento estructural de Víbora, Sirari, Cobra, Cascabel, Boquerón, Yapacaní (Área Occidental de Sara Boomerang). Encontramos grandes evidencias de inversión tectónica para
los frentes de falla del lineamiento WSW-ENE, a partir de fallas normales de basamento.
Las fallas NNW-SSE, presentan una peculiaridad exploratoria importante por afectar principalmente a las unidades de basamento y paleozoicas, al dar potencial a estructuras reconocidas sólo a nivel de unidades paleozoicas.
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Localización de Boomerang Hills, límite geográfico entre la Llanura Beniana Central
y la Llanura del Chaco.
Posible modelo de deformación para Boomerang Hills, a partir de la propagación de
la deformación de las fases andinas desde el Subandino Central, que darían lugar al
desarrollo de un campo de esfuerzos local que reactivaría estructuras de basamento.
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Distribución de los diferentes descubrimientos del área de Boomerang Hills, dentro
de los diferentes dominios estructurales, que quedan reflejados en la geomorfología
del terreno.
Modelo de Tectónica de Escarpe para Sara Boomerang, donde se reconocen los tres
dominios estructurales diferentes a partir de la propagación de campos de esfuerzos
desde el subandino y a favor de las estructuras de basamentos preexistentes y de la
zona de cizallamiento que supone el Corredor de Ichilo.
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Restauración de Sara Boomerang para tiempos Pre-Andinos, Originalmente los sistemas de fracturación WSW-ENE, NNW-SSE, NW-SE y la NE-SW pertenecían al path
regional NW-SE y la NE-SW de estructuras de basamento.
Evolución Paleogeográfica del área de Boomerang Hills
En el Paleozoico Inferior la cuenca Chaco-Beniana formaba parte del extremo Oeste del
continente de Gondwana (Suramérica, África, Oceanía, Arabia), para este tiempo se reconoce una actividad de deformación intracratónica, que dejó su impronta con la compartimentación en bloques de la estructura de basamento a partir de la generación de cubetas
en semigraben de dirección NW-SE y limitadas por fallas de transferencia NE-SW (Tankard
et al, 1995).
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Bloque esquemático para el Paleozoico Inferior. Desarrollo de cuencas en semigraben a partir de una deformación intracratónica con dos directrices preferentes de
fracturación; NW-SE y SW-NE. De Tankard et al, 1995.
En el Paleozoico Superior se aproximan las fases compresivas de la Orogenia Hercínica
donde Gondwana colisiona con Laurentia y Eurasia. Así, en el Paleozoico Final comienzan
las fases Subandinas; el cratón de Guaporé sufre un levantamiento que se prolonga desde
la Chiquitanía hacia la Faja Chapare-Boomerang con una dirección NW-SE (Suárez Soruco, 2000). De este modo, la llanura Chaco-Beniana constituía una cuenca trasarco del levantamiento del Cratón de Guaporé, la estructuración de la Faja del Chapare hace que la
Llanura de Chaco y la Llanura del Beni estén limitadas paleogeográficamente. Este levantamiento y basculamiento de los bloques de basamento, siguiendo la dirección de la Faja
del Chapare, va a marcar unas zonas de debilidad que serán claves para entender el estilo
de deformación durante las fases andinas
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Línea sísmica regional S-N en el área de Boomerang Hills, donde se refleja; - el levantamiento de la Faja del Chapare durante las fases del Ciclo Subandino (Carbonífero Sup), - la fuerte erosión que sufrió la cobertera paleozoica a partir del levantamiento de la Faja - la compartimentación de la estructura de basamento, - la reactivación de zonas de debilidad de basamento durante la deformación de las fases del
Ciclo Andino. En Tankard et al, 1995
Durante tiempos Jurásico-Cretácicos la actual Llanura del Chaco-Beni Central, empezó a
ser parte de otra cuenca trasarco relacionada con el comienzo de las fases andinas, además se reconoce en el área la influencia de las etapas de rifting post-Hercínica, de este
modo el tipo de deformación era principalmente extensional favoreciendo el desarrollo de la
deposición de las arenas eólicas y fluviales del Cretácico.
En el Terciario Inferior, la actual Llanura del Chaco-Beniana Central, seguía siendo parte
de la cuenca trasarco del arco de subducción andino (Cordillera Oriental), pero la deformación ya no es extensional en el área de Boomerang Hills, se reconoce un nuevo levantamiento de la Faja del Chapare y el comienzo de la actividad transpresiva, y posible rotación, del lineamiento de Víbora-Sirari-Yapacaní. Estos hechos se evidencian en la erosión
de la Fm. Cretácica Cajones en el área de Boomerang Hills.
En el Terciario Superior, tras las fases de orogenia de subducción Andina, desarrolladas
en el Cretácico-Terciario, vinieron las fases de orogenia de colisión Andina que dieron lugar
a la generación de los Andes y la deformación actual que nos encontramos en Boomerang
Hills. La deformación de Boomerang Hills se relaciona con la propagación de los esfuerzos
desde la zona de plegamientos y cabalgamientos del Subandino a partir de una dirección
principal de acortamiento E-W que se verían favorecidos por la zona de debilidad que es la
Faja del Chapare o Corredor de Ichilo.
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2.1.2. Descripción del Estrato Productor
Roca Madre, generación y migración de hidrocarburos en el Boomerang Hill.
Los sistemas petrolíferos modelados por Prayitmo (ETMA, 2002), reconocen el origen de
las acumulaciones descubiertas en Sara Boomerang, en los depocentros paleozoicos del
Sur de Boomerang Hills. El timing de estos procesos se desarrollaría principalmente durante tiempos pre-andinos, desde el Devónico hasta el Terciario. El modelo de generación y
carga es un modelo regional para la Llanura del Chaco W y el Subandino Sur-Centro de
Bolivia, y como apunta Prayitmo (2002) es necesario un estudio de detalle para el área de
Boomerang (Bloques Boomerang I, Boomerang II y Mamoré) por sus características particulares.
Tradicionalmente se han propuesto varios modelos regionales para la generación, expulsión, migración y acumulación, de los hidrocarburos descubiertos en el área.
Un modelo de generación y migración regional propone; dos fases principales de migración, una temprana relacionada con el Carbonífero Superior y una más tardía ya para el
timing de la estructuración Andina (Baby et al, 1995). Las migraciones tempranas habrían
sido mayormente perdidas ya por falta de trampas pre-Carboníferas Superiores o por la
deformación y estructuración Andina, que habría hecho perder las acumulaciones previas.
Las migraciones tardías se pueden relacionar a esa pérdida o craking de acumulaciones
preexistentes o a una segunda expulsión residual de las rocas madres Silúrico-Devónicas
que se desarrollarían a partir de las fases de deformación Andina y a la fuerte subsidencia
durante el Terciario de la cuenca de antepaís Andina, es decir nuestra zona de estudio.
Según este primer modelo; en el área de Sara Boomerang, las acumulaciones de Gas y
Condensado preservada en los reservorios Cretácico-Terciarios son relacionadas con la
migración tardía y/o secundaria, mientras los hidrocarburos líquidos descubiertos en unidades del Silúrico (Ar. Sara), son relictos de la migración temprana del Carbonífero Superior.
Un segundo modelo de generación y migración propone; dos sistemas petrolíferos diferentes, el más antiguo corresponde a las lutitas marinas del Silúrico inferior (Fm Kirusillas),
éste sistema habría cargado los reservorios del Silúrico Superior (Arenas Sara), sellados a
su vez por rocas pelíticas del Devónico Inferior (Fm Boomerang) y ocasionalmente los reservorios del cretácico y terciario en ciertos sectores del Boomerang (Illich et al, 1981). Así,
según este segundo modelo, se estima que los hidrocarburos líquidos en las Ar. Sara de
Ichoa, Sicurí, Víbora, Cascabel y Yapacaní pertenecerían a este sistema petrolífero Kirusillas-Sara (Laffitte et al, 1998). El segundo sistema está constituido por lutitas marinas del
devónico inferior y medio (Fm Boomerang y Fm Limoncito) y es considerado como la fuente principal que generó la mayor parte de los hidrocarburos entrampados en la cuenca,
tanto en los reservorios del Devónico (Fm. Roboré), en los Carbonífero (Fm Tupambi), como en los del Cretácico (Fm Yantata y Fm Cajones) y Terciario (Fm Petaca).
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Niveles caracterizados como potenciales generadores de hidrocarburos en la Cuenca del Chaco y Sara
Boomerang; Fm Limoncito, Fm Boomerang, Fm Kirusillas. Pozos SIR-X1 y YPC-5.
Modelo de generación y migración regional a partir de dos rocas madres; una Silúrica (Fm Kirusillas) y
otra Devónica (Fm Boomerang y Fm Limoncito) que daría lugar a los diferentes tipos de hidrocarburos
reconocidos en Sara Boomerang
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2.1.3. Mapas estructurales de la formación
Mapas Isócronos
A partir de interpretaciones sísmicas se generaron los correspondientes mapas isócronos
de los horizontes interpretados, mismos que fueron utilizados para elaborar los mapas estructurales mediante su conversión de tiempo a profundidad. Las siguientes figuras muestran los mapas isócronos y mapas estructurales para el tope Formación Petaca, Cajones y
Yantata.
Isócrono del tope Petaca
Isócrono del tope Cajones
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.
Isócrono del tope Yantata
MAPA ESTRUCTURAL CAMPO PATUJU
REFERIDO AL TOPE PETACA
384.340
8.122.710
385.000
386.000
387.000
389.000
8.122.710
388.000
1900
1850
8.122.000
8.122.000
1800
1750
722
C 1
GW
PTJ-2
1720
1750
PTJ-X1
1700
8.121.000
8.121.000
1702
PTJ-3
1695
50
17
17
50
8.120.000
8.120.000
17
00
50
18
384.340
385.000
386.000
387.000
388.000
389.000
Patujú
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CAMPO PATUJU
TOPE PETACA
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MAPA ESTRUCTURAL REFERIDO AL TOPE CAJONES
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MAPA ESTRUCTURAL REFERIDO AL TOPE YANTATA
CORRELACIÓN ESTRUCTURAL: POZOS PTJ-X1, PTJ-3, PTJ-2 y PTJ-4D
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Conversión a Profundidad
Tradicionalmente la conversión a profundidad en el área Sara Boomerang se ha realizado
por el método de velocidades medias, calculadas a partir de los markers geológicos y el
tiempo de los horizontes que representan dichos markers.
Información sísmica 2D
Inventario de líneas 2D Sara Boomerang
LINEAS SISMICAS AREA SARA BOOMERANG
NRO. DE
LINEA
SP. SP. KM:
1.-
L-3-PH
215 320 8.5
2.-
L-5-PH
100 268 22.0
WESTERN
3.-
L-12-PH
100 174 9.5
WESTERN
4.-
L-14-PH
100 130 3.9
5.-
L-18-PH
100 170 10.3
6.-
L-101-PH
110 190 10.3
7.-
L-1013-22
101 300 10.2
NITEC - WES.
WESTERN
8.-
L-1014-22
101 315 10.7
NITEC - WES.
WESTERN
9.-
L-1016-22
101 300 10.0
WESTERN
10.-
L-1017-22
101 360 13.0
WESTERN
11.-
L-1030-22
101 319 11.0
WESTERN
12.-
L-1031-22
100 249 7.3
WESTERN
13.-
L-1086-22
123 450 13.1
14.-
L-3425-22
101 300 10.0
15.-
L-3425-26
660 899 23.8
WESTERN
16.-
L-3429-26
750 1050 26.0
WESTERN
17.-
L-3486-26
160 240 8.0
WESTERN
REPROC. POR
REPROC. LOCAL
WESTERN
WESTERN
D&M - GEOTR.
WESTERN
18.- L-3486-Y-25 200 270 7.5
19.-
L-3488-30
100 210 11.0
D&M - GEOTR.
WESTERN
20.-
L-3490-26
269 370 10.0
D&M - GEOTR.
WESTERN
21.- L-3490-A-31 1170 1380 6.2
D&M - GEOTR.
WESTERN
22.-
L-3492-30
130 291 16.2
D&M - GEOTR.
WESTERN
23.-
L-3493-30
100 225 12.5
D&M - GEOTR.
WESTERN
24.-
L-3494-30
150 290 14.0
D&M - GEOTR.
WESTERN
25.-
L-3496-30
110 250 14.0
D&M - GEOTR.
WESTERN
26.-
L-3498-30
120 260 14.0
WESTERN
27.-
L-3500-30
120 270 14.5
WESTERN
28.-
L-3501-30
100 170 7.0
WESTERN
29.-
L-3501-31
1000 1204 8.2
WESTERN
30.-
L-3502-30
130 280 16.0
31.-
L-3503-31
1000 1080 6.8
32.-
L-3504-31
1840 2078 7.1
WESTERN
33.-
L-3504-30
100 170 7.0
WESTERN
34.-
L-3505-30
250 485 23.5
WESTERN
35.-
L-3506-30
100 200 10.0
WESTERN
36.- L-3508-S-30 170 270 10.0
WESTERN
37.-
L-3510-26
340 400 6.0
38.-
L-3510-30
180 290 11.2
39.-
L-3511-30
100 220 12.0
40.-
L-3512-30
100 215 11.5
WESTERN
NITEC - WES.
WESTERN
WESTERN
WESTERN
NITEC - WES.
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PATUJU
WESTERN
41.-
L-3514-30
100 220 12.0
42.-
L-3516-30
100 210 11.0
WESTERN
43.-
L-3518-30
130 170 4.0
WESTERN
44.-
L-3548-22
101 240 7.4
45.-
L-3548-31
1288 1200 3.5
WESTERN
46.-
L-3544-31
990 1195 8.2
WESTERN
47.-
L-3546-31
990 1195 8.2
48.-
ASB-3974
450
50 12.0
* PROS WES
49.-
ASB-3975
779 400 10.2
* PROS WES
50.-
L-6300-31
1050 1410 14.3
WESTERN
51.-
L-6301-31
1000 1250 7.5
WESTERN
NITEC - WES.
WESTERN
52.- L-10131-60 1001 1134 4.2
DIGICON
53.- L-10132-60 1001 1134 4.2
DIGICON
54.- L-10133-60 1001 1135 4.2
DIGICON
55.- L-10134-60 1001 1135 4.2
DIGICON
56.- L-10135-60 1001 1134 4.0
DIGICON
57.- L-10136-60 1001 1134 2.5
DIGICON
58.- L-10137-60 1001 1134 4.0
DIGICON
TOTAL Km.
589.4
Listado de líneas sísmicas 2D-Sara Boomerang
Información Técnica Adquisición sísmica 3D Sara Boomerang
El proyecto de la sísmica 3D se extiende en parte en el bloque exploratorio SaraBoomerang III y cubre principalmente las áreas de explotación de los yacimientos Yapacaní, Boquerón, Sirari, Cascabel, Patujú y Víbora.
El proyecto tiene una localización geográfica dentro las siguientes coordenadas:
POSICIÓN
LATITUD
LONGITUD
OBSERVACIÓN
1
17º 03`38.2552 S
64º 20`49 1160 W
Punto más al oeste
2
17º 00`54.2781 S
64º 14`43 0751 W
3
17º 03`42.0514 S
64º 20`49 1160 W
4
17º 56`18. 4219 S
64º 02`19 2839 W
Punto más al norte
5
17º 02`08.5741 S
63º 59`29 2129 W
Punto más al este
6
17º 07`38.1546 S
64º 11`42 9463 W
7
17º 04`27 0800 S
64º 13`15 6502 W
8
17º 05`20.7593 S
64º 15`15 1790 W
9
17º 06`24.3572 S
64º 14`44 3541 W
0
17º 08`09.0551 S
64º 18`38 0523 W
Punto más al sur
La adquisición de la sísmica 3D obtenidos en los Bloques Sara-Boomerang II y III, fue realizada, por el grupo 36 de Veritas DGC Land, empleando la metodología de Reflexión Sísmica 3D (tridimensional). La operación se inició en julio de 1998 y se concluyó en octubre
del mismo año (Veritas, 1998).
El diseño, con una rotación aproximada de 25º estaba compuesto por 26 líneas de emisión
con un azimut de 64º 39 con intervalo de estacas cada 60 metros y 62 líneas de recepción,
Página 18 de 36
PATUJU
con un azimut de 334°. Un área de 15 km2 con intervalos de estacas cada 60 metros. Para
la extensión de incremento, las líneas receptoras se prolongaron las fuentes para alcanzar
a un total de 75 líneas y 26 líneas fuente.
El patrón utilizado fue de un diseño ortogonal, con cobertura ortogonal de 28, el área superficial cubierta fue de 323,15 km2 y un área de imagen de 167,23 km2, más la extensión
del proyecto, que cubrió una superficie de 60,21 km2 y un área imagen de 23,32 km2, totalizando 190.55 km2 de imagen.
Se realizaron 41 estudios de velocidades (refracciones con tendidos de 480 metros de longitud) las cuales no presentaron problemas para su interpretación, el objetivo fue tener mayor control de la capa meteorizada, para calcular las correcciones estáticas de la zona. La
fuente de energía utilizada fue explosivos de marca Famesa, con un parámetro de perforación de 1 pozo a 18 metros de profundidad cargados con 2 kilogramos de explosivos de
composición Pentolita. Para garantizar la calidad de los datos y minimizar la cantidad de
fallas en los disparos se utilizaron dos fulminantes por punto de tiro.
En resumen se han disparado un total de 12 395 puntos de tiros para cubrir un área superficial de 383.36 km2, registrar un área de 383,36 km2 y un área de 190,56 km2 de imagen
full fold migrada, con una densidad de 65 puntos de tiro por km2 de imagen.
2.1.4. Correlación estratigráfica
Columna estratigráfica para el Campo Patujú, y posibles sistemas petrolíferos que puede explicar
las acumulaciones comerciales existentes (amarillo)
Página 19 de 36
PATUJU
2.1.5. Ubicación de los pozos en el campo
Remitirse al mapa adjunto
2.1.6. Radio de Drenaje de los Pozos
Se tiene un radio de drenaje de 500,00 mts aproximadamente por pozo
2.1.7. Punto de Fiscalización
El punto de entrega de líquidos del campo se define como: POI Yapacaní #301A02 ubicado
en la progresiva (Kp) 77+882 de conformidad a lo que establece el catálogo de POIs de
YPFB Transporte aprobado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, especificando los
siguientes parámetros: Gravedad API, TVR, agua y sedimentos, contenido de sales y azufre, el método utilizado es el remitido en la norma ASTM.
El punto de entrega de gas está especificado en el catálogo de POIs de YPFB Transporte:
#101009, ubicado en el departamento de Santa Cruz en la progresiva 76+339 con una máxima presión de operación de 1400 psi, mediante un equipo de medición ultrasónico.
2.2.
Descripción de Pozos
Pozo
Prof. final
(mbbp)
PTJ-01X
2,949.0
PTJ-02
2,900.0
Arreglo
Mecanico
del Pozo
Actual
Doble
enero-12
Fecha de Terminación
Inicial
octubre/1989
agosto/1998
Doble
Estado Pozo
Reservorio
Estado Lineas
Productor
Yantata
(LC)
FL
(LL)
FL
Productor
Cajones/Yantata
FL
CR
FL
FL
FL
FL
Yantata
PTJ-03
2,074.8
octubre/1998
03/12/2011
Doble
Productor
PTJ-04
2,450.4
julio/2015
15/08/2015
Doble
Productor
2.3.
Descripción de Facilidades de Planta
2.3.1
Sistema de Separación
Cajones/Yantata
Causas de Cierre ó
Abandono
Fecha de
Cierre o
Abandono
Los pozos PTJ-1, PTJ-2, PTJ-3 y PTJ-4D van a un colector ubicado en la planchada del
pozo PTJ -3, de este va por una línea de recolección (línea de 6”-Grupo, Línea 4”-Prueba)
a la planta de YPC, la cual cuenta con un sistema de separación independiente de grupo y
de prueba.
3. Actividades de Inversión
3.1.
Introducción
El Programa de Trabajo y Presupuesto del Campo Patujú, correspondiente al año 2016
incluye las inversiones necesarias para cumplir con los objetivos trazados para la gestión.
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PATUJU
Presupuesto de Inversión
PATUJÚ
Tipo de Costo
CAPEX
Etapa
Exploración
Desarrollo
Actividad/Subactividad
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2
Estudios Geológicos y Sísmica
Perforación
Patentes
Adquisición de Bienes de Uso
Administración y Servicios
Medio Ambiente
Sub - Total Exploración
Perforación de Pozos
Intervención
Terminación
Construcción e Instalaciones
Adquisicion Bienes de Uso
Administración y Servicios
Medio Ambiente
Geofísica
Estudios
Sub - Total Desarrollo
Total CAPEX
Detalle
A-1
Perforación PTJ-X5
Importe ($us)
Importe (Bs)
5.070.067
35.287.670
5.070.067
35.287.670
0
5.070.067
0
35.287.670
- Nota: los valores expuestos no contienen IVA
- El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/$us.
- Los valores expuestos en el cuadro anterior, son montos estimados, mismos que podrían variar en función a
los precios de mercado al momento de su compra o contratación.
- En el “Anexo G” se presenta el detalle de los proyectos, que incluye la descripción de todas las actividades.
- En el “Anexo H” se presenta el cronograma de todas las actividades de inversión del campo.
4. Actividades de Operación - OPEX
4.1.
Introducción
El programa de Trabajo y Presupuesto de la gestión contempla las actividades y operaciones necesarias para mantener las entregas de hidrocarburos correspondientes al Campo
Patujú.
Es importante señalar que el 100% de los costos de la planta de Yapacaní será distribuido
entre los campos Yapacaní, Boquerón y Patujú en proporción al volumen que ingrese a la
planta respectivamente, por lo mencionado, en el OPEX se registra en Boquerón y Patujú
un gasto y en Yapacaní un crédito correspondiente al costo asignado a Boquerón y Patujú.
Adicionalmente, los gases de los campos de Boquerón, Patujú y Yapacaní (de acuerdo a
las necesidades operativas) serán procesados en el campo Sirari, en ese sentido, el 100%
de los costos de la planta de Sirari son distribuidos entre los campos Boquerón, Patujú,
Sirari y Yapacaní (cuando corresponda), en proporción a la producción de cada campo, por
lo mencionado, en el OPEX se registra en Boquerón, Patujú y Yapacaní un gasto y en Sirari un crédito correspondiente al costo asignado a Boquerón, Patujú y Yapacaní.
Asimismo, indicar que el campo Víbora actualmente se constituye en una base de soporte
operativo y logístico para las operaciones del Área Norte (SBIII-Arroyo Negro Los Penocos,
Yapacaní, Sirari, Boquerón, Patujú); razón por la cual los costos incurridos en estas actividades son distribuidos a estos campos en proporción a la producción; en este sentido, en
el OPEX se registra en SBIII-Arroyo Negro Los Penocos, Yapacaní, Sirari, Boquerón, y
Patujú un gasto, y en Víbora un crédito correspondiente al costo asignado a los otros campos.
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PATUJU
4.2.
Resumen de las Actividades de Operación
En el siguiente cuadro se detallan los costos de operación presupuestados para el Programa de Trabajo y Presupuesto 2016 del Área de Contrato Patujú.
PATUJÚ
Tipo de Costo
OPEX
Etapa
Exploración
Desarrollo
Explotación
Amortizaciones
Abandono
Actividad/Subactividad
3
3
4
4
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5
6
6
7
7
Exploración
Sub - Total Exploración
Otros Gastos de Desarrollo
Sub - Total Otros Gastos de Desarrollo
Administrativo
Campo
Compresor
Generación Eléctrica
Planta
Sistemas de Almacenamiento
Sub - Total Explotación
Amortizaciones
Sub - Total Amortizaciones
Abandono
Sub - Total Abandono
Total OPEX
Importe ($us)
Importe (Bs)
0
0
0
887.615
1.785.309
0
0
1.205.538
0
3.878.462
2.230.444
2.230.444
708.695
708.695
6.817.601
0
6.177.801
12.425.753
0
0
8.390.544
0
26.994.098
15.523.887
15.523.887
4.932.515
4.932.515
47.450.499
Nota: los valores expuestos no contienen IVA
El tipo de cambio utilizado es de 6,96 Bs/$us
Como referencia, en el Anexo A del presente documento, se encuentra un desglose de los
costos indicados en el Cuadro Anterior.
4.3.
Descripción de las actividades
4.3.1. Exploración
No se han presupuestado gastos en exploración.
4.3.2. Desarrollo
No se han presupuestado gastos en desarrollo.
4.3.3. Explotación
Se refieren a todas aquellas actividades orientadas a la operación del campo y la adecuación de los fluidos extraídos de los pozos utilizando las instalaciones y facilidades diseñadas para tal propósito. Incluyen los Gastos Administrativos directos e indirectos.
4.3.4. Otros Costos
4.3.5. Gastos Administrativos Directos e Indirectos
Corresponden a aquellos costos que soportan las operaciones de los campos Operados
por YPFB Andina S.A., referidos a los cargos de personal, beneficios sociales, material de
oficina, servicios públicos, servicios generales, entre otros, que son de beneficio directo e
indirecto de las operaciones petroleras.
Página 22 de 36
PATUJU
Así también, en este centro de costo es registrada la amortización contable de Activos de
Soporte Administrativo – Oficina Central, tales como Servicios Generales (equipamiento
mobiliario) y Tecnología e Informática (Adquisición de Hardware, Software, Licencias, entre
otros).
4.3.6. Amortización
En este centro de costos se registran las amortizaciones de las inversiones realizadas en el
campo a efectos de recuperación de costos de acuerdo a la cláusula 4.1.13 del anexo D
del contrato de operación.
4.3.7. Abandono
Respecto al Presupuesto de Abandono, en el documento adjunto “Presupuesto de Abandono gestión 2016, Área de Contrato Campo Patujú”, se explica a nivel de detalle el
Objetivo, Alcance, Restauración Ambiental y Costos por Abandono.
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PATUJU
4.3.8. Cálculo de la Provisión Anual
La estimación de costos en que se incurriría para realizar las operaciones de abandono del
campo Patujú conforme las leyes aplicables y las prácticas prudentes de la industria se
presentan en el documento denominado “Presupuesto de Abandono gestión 2016, Área
de Contrato Campo Patujú”.
El monto previsto de abandono para la gestión 2016 es el siguiente:
Deposito en cuenta Fidecomiso - Costo
Recuperable
$us
2016
708.695
En fecha 06 de noviembre de 2014, YPFB Andina S.A. procedió con la transferencia inicial
de los recursos por el contrato de Fideicomiso de Patujú por un importe de 100.000 $us,
dando cumplimiento a lo estipulado en la Cláusula Tercera de los Contratos suscritos con
Banco de Desarrollo Productivo S.A.M. (BDP).
En fecha 21 de Agosto de 2015, YPFB Andina S.A., en función a los acuerdos alcanzados
entre representantes de YPFB Corporación y el BDP SAM, se estableció una transferencia
adicional de recursos por el contrato de Fideicomiso aperturado del campo Patujú, por un
importe total de 295 $us.
Para la gestión 2016, dando cumplimiento a los acuerdos alcanzados en la reunión de fecha 13 de agosto de 2015, con representantes de YPFB Corporación, BDP SAM e YPFB
Andina S.A.; durante el mes de abril de 2016 se realizará la transferencia de los recursos
remanentes, en ese sentido, el importe indicado por concepto de Provisión Anual de Abandono (PAA) considera el depósito de la PAA correspondiente a la gestión 2016 (150.467
$us), así como el monto remanente correspondiente a la PAA acumulada de las gestiones
2007 al 2015 (558.228 $us).
Página 24 de 36
PATUJU
5. Producción de Hidrocarburos
5.1. Pronósticos de Producción
De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Operación y los Acuerdos de Entrega de
Hidrocarburos, el Titular propondrá modificaciones al caudal de producción, cuando existan
razones técnicas y justificadas. En este sentido, los volúmenes previstos en los pronósticos
de producción están estimados en función a los resultados esperados de los proyectos
incluidos en el Programa de Trabajo y Presupuesto propuesto.
Finalmente indicar, que los pronósticos de producción pueden sufrir variaciones en función
de los resultados de las actividades propuestas (perforaciones y/o intervenciones, entre
otras).
Pronósticos de Producción
VOLUMEN PRODUCIDO
ene-16
feb-16
mar-16
abr-16
may-16
jun-16
jul-16
ago-16
sep-16
oct-16
nov-16
dic-16
PETRÓLEO/CONDENSADO
Bbld(Bbld)
99
97
86
84
83
81
80
75
73
72
71
65
GASOLINA (Bbld)
Bbld
42
41
37
36
36
35
35
33
33
32
32
30
GLP (Bbld)
Bbld
TOTAL LÍQUIDO
Bbld
80
35
-
GAS PRODUCIDO (MMpcd)
MMpcd
TOTAL
2016
BOEd
141
138
123
120
118
116
115
108
106
105
103
94
116
15,1
15,1
13,6
13,6
13,6
13,6
13,6
13,0
13,0
13,0
13,0
12,0
13,5
2.825
2.823
2.550
2.548
2.546
2.544
2.542
2.426
2.425
2.423
2.422
2.224
2.524
Pronósticos de Entregas
VOLUMEN ENTREGADO
ene-16
feb-16
mar-16
abr-16
may-16
jun-16
jul-16
ago-16
sep-16
oct-16
nov-16
dic-16
2016
PETRÓLEO/CONDENSADO
Bbld(Bbld)
99
97
86
84
83
81
80
75
73
72
71
65
GASOLINA (Bbld)
Bbld
42
41
37
36
36
35
35
33
33
32
32
30
GLP (Bbld)
Bbld
-
-
TOTAL LÍQUIDO
Bbld
141
138
123
120
118
116
115
108
106
105
103
94
116
GAS EN EL PUNTO DE FISCALIZACIÓN
MMpcd
14,8(MMpcd)
14,8
13,4
13,4
13,4
13,4
13,4
12,8
12,8
12,8
12,8
11,7
13,2
2.501
2.499
2.497
2.495
2.493
2.380
2.378
2.377
2.375
2.181
2.475
TOTAL
BOEd
2.771
-
2.769
-
-
-
-
-
-
-
-
-
80
35
-
Gráfico: Pronóstico de Producción de Líquidos
ENTREGA DE LÍQUIDOS
120
99
100
97
86
84
83
81
80
75
80
73
72
71
Bbld
65
60
42
41
40
37
36
36
35
35
33
33
32
32
ago-16
sep-16
oct-16
nov-16
30
20
ene-16
feb-16
mar-16
abr-16 may-16
jun-16
jul-16
PETRÓLEO/CONDENSADO (Bbld)
dic-16
GASOLINA (Bbld)
Página 25 de 36
PATUJU
Gráfico: Pronóstico de Entrega de Gas
ENTREGA DE GAS NATURAL
16,0
14,8
14,8
13,4
14,0
13,4
13,4
13,4
13,4
12,8
12,8
12,8
12,8
11,7
12,0
MMpcd
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
ene-16
feb-16
mar-16
abr-16
may-16
jun-16
jul-16
ago-16
sep-16
oct-16
nov-16
dic-16
oct-16
nov-16
GAS EN EL PUNTO DE FISCALIZACIÓN (MMpcd)
Pronóstico de Producción de agua
PRODUCCIÓN DE AGUA
ene-16
AGUA (Bbld)
feb-16
9
mar-16
10
abr-16
10
may-16
10
jun-16
10
jul-16
10
ago-16
10
sep-16
10
10
11
dic-16
11
11
2016
10
5.2. Historial de Producción
A continuación se presenta la historia de producción del campo obtenida de OFM.
Patuju
6
10
5
10
4
10
3
10
2
10
Field: Patuju
Caudal Gas Prod DC ( Kcf /d )
1
10
Caudal Petróleo DC ( bbl/d )
Caudal Gasolina DC ( bbl/d )
Caudal Agua DC ( bbl/d )
RGP ( cf /bbl )
0
10
1997
98
99
2000
01
02
03
04
05
06
DATE
07
08
09
10
11
12
13
14
15
Página 26 de 36
Anexo A – Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX)
PATUJÚ
Tipo de Costo
CAPEX
Etapa
Exploración
Desarrollo
Actividad/Subactividad
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2
Estudios Geológicos y Sísmica
Perforación
Patentes
Adquisición de Bienes de Uso
Administración y Servicios
Medio Ambiente
Sub - Total Exploración
Perforación de Pozos
Intervención
Terminación
Construcción e Instalaciones
Adquisicion Bienes de Uso
Administración y Servicios
Medio Ambiente
Geofísica
Estudios
Sub - Total Desarrollo
Detalle
A-1
Perforación PTJ-X5
Total CAPEX
PATUJÚ
Tipo de Costo
OPEX
Etapa
Exploración
Desarrollo
Explotación
Actividad/Subactividad
3
3
4
4
5.1
Exploración
Sub - Total Exploración
Otros Gastos de Desarrollo
Sub - Total Otros Gastos de Desarrollo
Administrativo
5.2 Campo
5.3 Compresor
5.4 Generación Eléctrica
5.5 Planta
Amortizaciones
Abandono
Total OPEX
Total general
5
6
6
7
7
Sub - Total Explotación
Amortizaciones
Sub - Total Amortizaciones
Abandono
Sub - Total Abandono
Detalle
62000
63000
63001
64001
64004
64017
62006
63001
64001
64004
64006
64007
64009
64010
64013
64015
64020
GASTOS PERSONAL YPFB (CAPACITACIÓN)
SERVICIOS BANCARIOS Y SIMILARES
RESULTADO FINANCIERO
REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
HOJAS DE TIEMPO
SOPORTE OPERACIONAL (AMORT)
SERVICIOS DE AUDITORIA
RESULTADO FINANCIERO
REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
HOJAS DE TIEMPO
SERVIDUMBRE
SERVICIOS EN POZO
REPARACION Y CONSERVACION
SUMINISTROS
MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD
OTROS SERVICIOS
SEGUROS
64009 REPARACION Y CONSERVACION
64015 OTROS SERVICIOS
Importe ($us)
Importe (Bs)
5.070.067
35.287.670
5.070.067
35.287.670
0
5.070.067
0
35.287.670
Importe ($us)
Importe (Bs)
33.391
57.594
59.915
283.859
245.304
207.553
1.355
89.872
732.983
367.956
30.000
169.545
142.589
58.579
20.073
158.603
13.755
232.400
400.853
417.006
1.975.656
1.707.315
1.444.571
9.431
625.509
5.101.558
2.560.972
208.800
1.180.033
992.421
407.708
139.709
1.103.875
95.735
6.858
1.198.680
3.878.462
2.230.444
2.230.444
708.695
708.695
6.817.601
11.887.668
47.732
8.342.812
26.994.098
15.523.887
15.523.887
4.932.515
4.932.515
47.450.499
82.738.169
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Anexo B – Programa Anual de Capacitación
YPFB Andina S.A. entiende por Formación “todo proceso de aprendizaje por el cual una
persona se hace más competente en el desempeño de su trabajo e incrementa su potencial para ocupar puestos de trabajo de distinta responsabilidad”; para lo cual cada año se
elabora el Plan Anual de Capacitación, orientado a identificar, priorizar, planificar y presupuestar las acciones formativas necesarias para el desarrollo de las personas, en base a
las necesidades y prioridades de la unidad y/o de la compañía, teniendo en cuenta los Planes de Desarrollo y Plan Estratégico de la Compañía.
El Plan Anual de Capacitación alcanza a todo el personal de plantilla, y recoge la totalidad de las actividades formativas anuales de la Compañía y está compuesto por dos grandes programas destinados a fortalecer competencias técnicas y genéricas del personal de
YPFB Andina: Programa Anual de Formación (PAF) y el Programa de Desarrollo Individual
(PDI).
El Programa Anual de Formación (PAF) es un grupo de actividades formativas propuestas por la Gerencia de RH, estructuradas sobre la base de la identificación de necesidades
formativas de las distintas áreas y priorizadas en función de las competencias técnicas y/o
genéricas que se requieran fortalecer, para el cumplimiento de los programas y/o proyectos
a encarar durante la gestión. El PAF está conformado por tres líneas de gestión de actividades formativas:
o
Línea Base MASC: Actividades que permiten cumplir con lo establecido en el Sistema Integrado de Gestión (SIG).
o
Línea Base Software Técnico: Conocimientos técnico-informáticos que requieren
las distintas áreas para la ejecución de las operaciones.
o
Línea Estratégica: Actividades que están destinadas a fortalecer competencias técnicas y/o genéricas específicas del negocio, en función al Plan Estratégico de la
Compañía.
El Programa de Desarrollo Individual (PDI): Actividad formativa específica que tiene la
finalidad de facilitar la adquisición, mantenimiento y desarrollo de las competencias (genéricas y/o técnicas) vinculadas al puesto o función puntual. Se entiende que para estas actividades formativas no se cuenta con la masa crítica de participantes por lo que su proceso
de gestión está a cargo cada trabajador y del gerente de área. El PDI considera tres tipos
de actividades:
o
PDI Base: Actividades identificadas por los empleados de la Compañía vinculadas
al puesto y/o función que desempeñan.
o
PDI Maestrías, Diplomados y Especialización: Actividades de especialización
individual de largo alcance.
o
PDI Desarrollo Gerencial: Programa de formación específica, para fortalecer y
priorizar la capacitación de los trabajadores identificados como Sucesores y Altos
Potenciales en cada gerencia.
El Plan Anual de Capacitación es relevado el último trimestre del año anterior a la gestión.
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Anexo C – Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Seguridad y Salud
YPFB Andina S.A. mantiene la certificación de su sistema de Gestión de Seguridad e
Higiene Ocupacional, OHSAS 18001 otorgada por el ente certificador Bureau Veritas
(VBQi), desde el año 2003, para las operaciones en Exploración, Perforación y Producción,
en la gestión 2013 se cumplieron diez años de estar certificados bajo la norma OHSAS
18001.
En la gestión 2013 se han realizado acciones de mejora que han permitido obtener en el
corto plazo resultados más que satisfactorios, aumentando el nivel de seguridad en todas
nuestras operaciones que conllevan riesgo significativo.
Se han registrado más de dos millones de horas trabajadas sin tener que lamentar fatalidad entre nuestro personal propio y contratistas desde enero a agosto 2013.
Los indicadores trazados como objetivo para la gestión 2013 se vienen cumpliendo según
lo definido al inicio de la gestión.
 Los índices de Frecuencia y Gravedad cerraron a agosto con los valores de:
IF= 0,00 para un objetivo de 0.73
IG= 0,00 para un objetivo de 0.
 Otros indicadores sujetos a seguimiento son el Indicador de Accidente de Tránsito (IAT)
y el Indicador de Observación de Trabajo (IOT):
IAT= 0,19 para un objetivo de 1.8
IOT= 200 para un objetivo de >=90.
En la última auditoria externa realizada en el mes de julio por el ente certificador Bureau
Veritas, no se emitieron No Conformidades al sistema de gestión de salud y seguridad en
el trabajo.
Medio Ambiente
YPFB Andina S.A. al asumir el compromiso de desarrollar sus actividades de exploración y
producción, considera como uno de sus valores esenciales, la protección al Medio Ambiente y el respeto al ecosistema en la cual debe desarrollar sus operaciones, minimizando
los impactos y dando cumplimiento a la legislación ambiental vigente.
Para el cumplimento de estos compromisos, YPFB Andina S.A. cuenta con una certificación ISO 14001, como apoyo al marco Legal.
Toda la Gestión Ambiental está orientada a la protección ambiental y al manejo adecuado
de los residuos generados por su operación, la cual es cumplida acorde al “Plan Ambiental
de YPFB Andina”, presentado a la Autoridad Ambiental Competente.
La metodología del control de Medio Ambiente se realiza mediante monitoreos periódicos
acorde al siguiente marco Legal.
 Ley de medio Ambiente Nro. 1333 y sus regulaciones.
 Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.
 Ley Forestal Nro.1700 y su Reglamentación.
 Norma Boliviana NB 742 – 760 (Normas Técnicas de Residuos Sólidos).
 Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001 de Andina S.A.
YPFB Andina S.A. ha implementado indicadores, para medir el desempeño ambiental, los
cuales se presentan a continuación:
IFD: Índice de Frecuencia de Derrames, objetivo (2013) 7.75 m3
IPN: Índice de Pérdida Neta, objetivo (2013) 0.00039 m3
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Cabe señalar, que en esta gestión ningún derrame ha superado los 2 m3 que deberían ser
comunicados a los Organismos Sectoriales Competentes, acorde a la Reglamentación
Ambiental Vigente.
En Julio 2013, se realizó la auditoría externa de verificación de la ISO 14001 por parte de
VBQi, no encontrando ninguna No Conformidad en la gestión ambiental.
YPFB Andina S.A., realizó el primer curso taller para formación de Fiscales de Biorremediación- Land Farming, el curso fue teórico-práctico, con el objetivo de lograr una mejorar
gestión en el control de la biorremediación.
Se tiene proyectado la realización de cursos de capacitación, al personal propio como contratado en los siguientes temas:





Gestión de Residuos
Biorremediación Conceptual
Evaluación de Impactos Ambientales
Legislación Ambiental
Simulacros Contra Derrames
Toda la gestión está orientada a la prevención y mitigación de los impactos ambientales
originados por la operación. Cabe señalar que la certificación ISO 14001 garantiza que la
operación de YPFB Andina S.A. es tan limpia, como cualquier otra operadora de primer
mundo.
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Anexos D – Actividades de Responsabilidad Social Empresarial
YPFB ANDINA S.A., consecuente con su Visión, Misión, Valores y sus principios de buen
gobierno, ética, transparencia y respeto al entorno, está comprometida en desarrollar sus
actividades atendiendo las necesidades y expectativas de sus distintos grupos de interés
con el propósito de generar bienestar; para ello se tiene aprobado por el Directorio las Políticas de RSE y el Plan Estratégico donde realizaremos acciones que promueven las buenas prácticas empresariales en sus relaciones sociales y medioambientales, contribuyendo
y reinvirtiendo en la propia sociedad los beneficios que nuestra actividad genera.
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Anexos E – Actividades de Relacionamiento Comunitario
En las comunidades vecinas a nuestras áreas de operación, somos articuladores para generar alianzas estratégicas con algunos actores que nos permitirán hacer sinergia para el
alcance de mayores y mejores impactos del Desarrollo Económico Social.
Como resultado de acuerdos consensuados con las demás instituciones gubernamentales
nacionales, departamentales y locales, organizaciones no gubernamentales desarrollamos acciones y proyectos para responder a sus expectativas y necesidades básicas, buscando establecer relaciones de confianza, de largo plazo, duraderas y de mutuo beneficio.
Los proyectos y programas sociales de YPFB ANDINA S.A. promueven el compromiso e
inclusión de los comunarios para su propio desarrollo. Ejecutamos estrategias, políticas y
acciones para mejorar la salud, la educación, habitabilidad, la cultura, el deporte, el desarrollo productivo y la infraestructura vial como mejoramiento de caminos vecinales.
De esta forma la empresa YPFB Andina contribuye de gran manera a mejorar las condiciones de vida de las comunidades vecinas que forman parte del área de influencia de la
Empresa.
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Anexo F – Normas, Prácticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo.
YPFB Andina S.A. empresa líder en el rubro de Hidrocarburos trabaja constantemente
buscando la excelencia (Visión de YPA) mediante la mejora continua (Política de YPA).
La Excelencia es una cultura empresarial, basada en la mejora continua, que implica la
asunción de prácticas sobresalientes en la gestión de una organización.
Tiene en cuenta tanto los resultados de la empresa, como a todos los agentes que inciden
en ellos, lo que facilita que mejore su gestión y competitividad.
Actualmente la empresa está certificada bajo las normas ISO 9001:2008; ISO TS
29001:2010; OHSAS 18001:2007; ISO14001:2004, con el aval de la empresa Bureau Veritas, estas certificaciones ya han llegado a cumplir 10 años de mantenimiento y de maduración de los Sistemas de Gestión, dentro de nuestra empresa.
Para que estas Certificaciones se obtengan y por sobre todas las cosas se mantengan uno
de los pilares fundamentales es el apoyo por parte de la Dirección (Junta de Gerentes), los
cuales definen los lineamientos a seguir durante toda la gestión. Si no se diera este apoyo
vano fueran los intentos por obtener estas Certificaciones internacionales.
En YPFB Andina se han desarrollado Herramientas acorde a la tecnología de nuestros
tiempos y al liderazgo que tiene la empresa en el sector, esta Herramienta se denomina
Sistema Integrado de Gestión (SIG), en la cual están todos los procedimientos de la empresa tanto de Producción, Ingeniería, Mantenimiento, Perforación, Exploración, Compras&Contratos, Comercial con un enfoque en Medio Ambiente, Seguridad, Salud, Higiene
Industrial y Calidad.
El “Sistema Integrado de Gestión (SIG)” es de uso común de todo el personal y puede
cambiar en base a las necesidades del personal.
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Anexo G – Detalle de actividades CAPEX.
A continuación se presenta el detalle de los proyectos de inversión, el mismo incluye la
descripción de todas las actividades.
PROCEDIMIENTO DE TRANSFERENCIA DE DESTINO ENTRE AREAS DEL MISMO
TITULAR
Si por causales imprevistas, o si previstas inevitables, se tuviera la necesidad de utilizar Materiales programados para uno o varios Contratos de Operación diferentes a aquellos que los requieren con prioridad para optimizar las Operaciones Petroleras y sus Costos, éstos serán transferidos y consignados como si hubieran sido originalmente previstos
para ese último destino. La operación de transferencia de destino será informada a YPFB,
y reportada de acuerdo a los procedimientos contractuales relacionados a Costos Recuperables. Entendiéndose que los materiales a ser transferidos y consignados, cumplieron con
todos los requisitos y procedimientos establecidos en los Contratos de Operación de origen.
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Anexo H – Cronograma CAPEX.
A continuación se presenta el cronograma de todos los proyectos de inversión del campo.
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Anexo I – Mapa de ubicación de pozos.
A continuación se presenta el mapa de ubicación de los pozos del campo.
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