PLAN DE DESARROLLOAREA 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. 2. RESUMEN EJECUTIVO.......................................................................................7 INFORMACION GENERAL ................................................................................11 2.1 2.2 2.3 UBICACIÓN DEL ÁREA DE CONTRACTO ...............................................11 FACILIDADES EXISTENTES DE SUBSUELO ..........................................11 FACILIDADES EXISTENTES DE SUPERFICIES......................................12 2.3.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN, TRATAMIENTO Y TRANSPORTE INTERNOS................................................................................12 2.3.2 2.3.3 3. SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN EL NORTE....................12 INSTALACIONES CONECTADAS.........................................................13 MODELO DE RESERVORIO .............................................................................14 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.2 3.2.1 3.3 GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA ........................................................................14 GEOFÍSICA ............................................................................................14 GEOLOGÍA.............................................................................................16 FLUIDOS ................................................................................................18 PETROFISICA........................................................................................21 CACULO VOLUMETRICO Y RIESGOS ................................................26 MODELO DINAMICO .............................................................................35 DATOS DEL RESERVORIO ..................................................................45 MECANISMO DE EMPUJE........................................................................46 BALANCE DE MATERIA BAJO SOFTWARE MBAL .............................47 INFORME DE RESERVAS ........................................................................49 4. PLAN DE DESARROLLO DEL AREA DE CONTRATO .....................................50 4.1 4.2 4.3 DESCRIPCION GENERAL DEL DESARROLLO.......................................50 . PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN..........................................................50 ACTIVIDAD FÍSICA E INVERSIONES.......................................................52 2 4.4 4.4.1 4.4.2 5. ASPECTOS COMERCIALES.....................................................................56 MERCADOS...........................................................................................56 LOGÍSTICA Y TRANSPORTE ...............................................................59 EVALUACIÓN ECONÓMICA..............................................................................61 5.1 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.1.5 5.1.6 SUPUESTOS DE LA EVALUACIÓN..........................................................61 PRECIOS ...............................................................................................61 PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE MERCADOS ..............................67 TIPO DE CAMBIO Y MONEDAS ...........................................................68 INFLACIÓN ............................................................................................68 TASA DE DESCUENTO.........................................................................68 COSTOS ................................................................................................69 5.1.7 CÁLCULO DE IMPUESTOS, REGALÍAS, PARTICIPACIONES E IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS (IDH) ..................................72 5.1.8 5.1.9 5.1.10 5.2 5.2.1 5.2.2 COSTOS DE ABANDONO.....................................................................75 PARÁMETROS DE INICIACIÓN DEL MODELO ECONÓMICO............79 FINANCIAMIENTO .............................................................................80 RESULTADOS ECONÓMICOS .................................................................81 RESULTADO DESARROLLO PERFORACION POZO PLM A8............81 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 6.1.1 6.1.2 6.1.3 6.1.4 INTRODUCCION........................................................................................84 OBJETIVOS ...........................................................................................85 DISEÑO DEL PROGRAMA DE RELACIONES CON LA COMUNIDAD 85 PASOS DE LOS PROGRAMAS DE RELACIONES COMUNITARIAS ..86 AREAS DE INFLUENCIA .......................................................................87 3 ..........89 7...95 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO AMBIENTAL...........14 COMUNICACIÓN........................................................................................................8 7..........................................11 REVISIÓN POR LA DIRECCIÓN ........................................3.......90 ALCANCE DE SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)...............................96 7.....................................3.......................................89 POLÍTICA DE SEGURIDAD.......4 ASPECTOS GENERALES ...................98 7.......................3.3.... PALOMA..3 7.................3..................93 7.............1 6..........91 DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)91 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ASPECTOS AMBIENTALES .1 7..........88 7.....................3............................9 7...... SALUD Y MEDIO AMBIENTE ...............................................................92 7............ SALUD Y SEGURIDAD OCUPACIONAL ..........6 IDENTIFICACIÓN DE REQUISITOS LEGALES ........3...2.....................6............................87 6...........................................10 7. SALUD Y BIENESTAR DE LAS PERSONAS ......................2 7... INVESTIGACIÓN Y REGISTRO DE ACCIDENTES E INCIDENTES...97 7............................ PROPUESTA DEL TITULAR PARA GARANTIZAR LA PROTECCIÓN AMBIENTAL............2 INTRODUCCIÓN..........................3....87 SELECCIÓN DE PROYECTOS Y FIRMA DE CONVENIO ..2 UBICACIÓN DE LAS COMUNIDADES..............3.....................................7 OBJETIVOS Y METAS DE MEDIO AMBIENTE....1 7....3................3........93 7......................96 7...................4 CAPACITACIÓN EN MEDIO AMBIENTE........................3.......................................89 7.98 4 ........3................13 NO CONFORMIDADES...... SURUBI BLOQUE Bajo ..........................2 PLAN SOCIAL PARA LAS COMUNIDADES VECINAS A LOS CAMPOS SURUBI............ SEGURIDAD.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) 90 7....98 7.15 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL SIG ....3.3.................94 7......12 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL DESEMPEÑO EN SALUD Y SEGURIDAD.................................................. ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS..94 COMUNICACIONES EXTERNAS......................................................................95 CONTROL OPERATIVO ........................................................ SEGURIDAD Y CALIDAD ............................2..........5 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES...... ...............115 7.......2 7................................10 GESTIÓN AMBIENTAL .5..1 7................................109 7.........................................5..........................104 CIERRE DE LA CONTINGENCIA .............................................100 SISTEMA DE COMUNICACIÓN ......................5 7.....5 PLAN DE CONTINGENCIAS AREA SURUBÍ................9 SUPERVISIÓN OPERATIVA DE MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD EN CAMPO ....116 EMPLEOS DE CIUDADANOS Y RESIDENTES BOLIVIANOS ...........................................10..117 RECURSOS HUMANOS..........1 8.........................................................114 GESTIÓN DE CONTROL DE DERRAMES ........119 RECURSOS HUMANOS – EMPLEOS .........10............3 8.........10.......2..............117 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN EN SALUD..............................................................................................1 7.........3 7.................4 7.........................1 8.....................................................7 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE DERRAMES....................8 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA EL MONITOREO Y ATENCIÓN A LA SALUD ..............5.....107 7.. LÍQUIDOS Y EMISIONES ......................119 5 ...........7.................4 UTILIZACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS BOLIVIANOS .............115 RESTAURACIÓN Y REMEDIACIÓN AMBIENTAL ............111 GESTIÓN AMBIENTAL EN NUEVOS PROYECTOS ................10..............................100 GENERALIDADES .............116 8...........2 8.10.......... PRIORIDAD DE SERVICIOS GENERADOS EN BOLIVIA ....................110 SISTEMA DE GESTIÓN AMBIENTAL ..6 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE INCENDIOS ...............................5 8............101 SISTEMA DE INTERVENCIÓN..........5.................2 7.......113 GESTIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS.....................................3 7........107 7..5........4 7.2 8.....................................................2..2.......2........................................................106 7...............110 7..............................................117 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN TÉCNICA .......................................................100 SISTEMA DE MANDO ........... True Vertival Depth (sub-sea) True Vertical Thickness Modular Formation Dynamics Tester. Net to gross (relación porcentual del neto arena al total de formación) Drill Stem Testing. Saturacion de agua Volume shell . unidad para medir la permeabilidad de una roca. es una herramienta que nos permite medir la presión de los reservorios. pruebas que se efectúan al pozo durante la perforación. ensayos efectuados para caracterizar los fluidos del yacimiento. 6 . 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.NOMENCLATURA Abreviatura mm m Km m2 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 Sw Vsh TVD (ss) TVT MDT NTG DST Definición Milímetros Metros Kilómetros Metros Cuadrados 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. 1. la mejor alternativa de desarrollo del área es la siguiente: • Campos Surubí y Surubí Bloque Bajo: Escenario sin actividad. En función a los resultados obtenidos en el documento Alternativas conceptuales para el Área de Contrato Surubí. incluyendo la actividad necesaria para continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria. 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. Bloque Bajo y Paloma. Las actividades asociadas con el desarrollo requieren una comprensión detallada y coherente de los reservorios involucrados. 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. y económicamente. Considerando los desarrollos anteriores. Campo Paloma: Escenario de desarrollo de reservas probadas + probables. En tal sentido. la infraestructura de superficie disponible. El perfil de producción presentado corresponde a una declinación natural del campo con el nivel de actividad actual. 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. 3) Se encuentra en ejecución una revisión integral de los modelos de reservorio que finalizará a inicios del 2010. a partir de las premisas comerciales y económicas descritas en el documento. RESUMEN EJECUTIVO El objetivo de este documento es presentar el Plan de Desarrollo (PD) para el Área de Contrato Surubí – Campos Surubí. • La alternativa fue evaluada técnicamente en base a la volumetría. La actividad aquí presentada. 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. el perfil conjunto del área Surubí es el siguiente: El perfil de producción de Gas Natural disponible en el Punto de Fiscalización: 7 . no se considera que ninguna actividad conceptual pueda ser definida a detalle antes de la finalización de este estudio. 000 500 BB 0 2010 2011 2012 2013 2014 PLM A-8 cr PLM PD SRB Figura 1-2 Perfiles de producción de Líquidos El perfil de producción de GLP disponible en el Punto de Fiscalización: 600 500 400 300 200 100 0 2010 SRB BB 2011 2012 2013 2014 PLM PD PLM A-8 cr Barriles día Figura 1-3 Perfiles de producción de GLP Las inversiones requeridas para este desarrollo se resumen en el siguiente gráfico: 8 .30 Millones de pies cúbicos día 25 PLM A-8 cr 20 15 10 5 0 2010 SRB BB 2012 2013 2014 PLM PD 2011 Figura 1-1 Perfiles de producción de Gas Natural El perfil de producción de Líquidos disponible en el Punto de Fiscalización: 2.000 Barriles día 1.500 1.500 2. 1 2.0 2.8 2012 2013 2014 BB SRB 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. 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.0 13.4 del Contrato de Operación.0 0.2 Millones de dólares 10.5 3. El costo de desarrollo de los proyectos con objetivo petrolífero requiere un mayor ingreso para que sean viables en términos económicos. como es el caso de los campos Surubí y Bloque Bajo. Por otro lado. En las condiciones económicas actuales (precio de petróleo con techo de 27. aún considerando el incentivo de campos marginales según DS-28984.0 8. 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.11 $us/Bbl) y un nivel de Regalías. presentan una situación económica comprometida.0 6. En el caso particular de esta Área de Contrato.0 2010 2011 3. Estos contratos deberán brindar las condiciones técnicas y económicas necesarias que hagan rentable la explotación del Área según los preceptos de la cláusula 7. 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).14. 9 .0 12.3 3. 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. Los campos productores de líquidos.0 6. 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.8 4. 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. Consecuentemente. Ave. José Estensoro No.3384051 10 . 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.3384460 Guillermo Fernández Gerente de Desarrollo Repsol YPF E&P Bolivia S. Bolivia Telefono: +591. Bolivia Telefono: +591. se tendrán que realizar las expansiones de transporte necesarias consistentes en volumen y en plazo con este Plan de Desarrollo.3384000 Fax: +591. 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.3.A Ave. Nota: Todas las comunicaciones en relación al presente documento deberán ser dirigidas a la atención de las siguientes personas: Luis García Sánchez Representante Legal Repsol YPF E&P Bolivia S.3.3.De la misma manera.3384000 Fax: +591. José Estensoro No.A. 100 Santa Cruz de la Sierra.3. 100 Santa Cruz de la Sierra. sean transportados hasta los centros de consumo. mientras que el pozo horizontal. Distancia: 176 Km.1 INFORMACION GENERAL UBICACIÓN DEL ÁREA DE CONTRACTO El área de contrato Surubí. esta ubicada en: • • • • • Localidad: Provincia: Departamento: Eterasama Carrasco Cochabamba Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana. compuesta por los campos Surubí. dispone de filtros para la contención de la producción de finos.2. 2.2 FACILIDADES EXISTENTES DE SUBSUELO Esta área cuenta con 59 pozos perforados en los tres campos: 32 son productivos. Surubí Bloque Bajo y Paloma. Figura 2-1 Imagen Satelital del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos. 2. 11 . Los pozos dirigidos se encuentran terminados con un empaque de grava para controlar los problemas de disgregación de la formación. 3 son inyectores de gas y 6 son inyectores de agua. Los pozos se encuentran produciendo de los reservorios Lower Petaca como de Yantata. Los pozos están distribuidos en 8 planchadas. de la ciudad de Santa Cruz en línea recta. 3. Luego es inyectada en los pozos inyectores del sistema de Recuperación Secundaria (SRB-I1. SRB-D. sin embargo. Este proyecto ha sufrido algunos retrasos que han dilatado algunos desarrollos. aún la capacidad disponible actual es limitada. Actualmente.2. Todas las baterías envían el petróleo separado a Surubí A. PLM-A y PLM-D.3. donde se almacena para luego ser entregado al sistema de transporte. Se cuenta con 4 baterías de separación primaria. proceso del cual se extrae GLP y Gasolina. la empresa de transporte realiza un proyecto de expansión de la capacidad de transporte desde el norte con el gasoducto Carrasco Cochabamba. 12 . donde se encuentra la Planta de Inyección y Tratamiento de Agua (PTIA). TRATAMIENTO Y TRANSPORTE INTERNOS. SRB-I5 y SRB-D1). La empresa de transporte. Las baterías son: SRB-A. Otra porción menor del gas se utiliza como combustible y para el sistema extracción de Gas Lift. 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). se encuentran limitados por la capacidad de transporte en el ducto del Sistema Nacional. 2. como medida paliativa ha realizado algunos trabajos de reconversión de oleoductos en gasoductos. SRB-I4. una planta criogénica y una planta de inyección de agua.3 FACILIDADES EXISTENTES DE SUPERFICIES 2. 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. SRB-I2. El GLP se evacua mediante cisternas desde Paloma y la gasolina estabilizada se mezcla con el petróleo para entrega al sistema de transporte. SRB-I3.2 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN EL NORTE La disponibilidad de entrega de gas de los campos de ésta área de contrato. El agua total de producción del bloque se centraliza también en Surubí A y luego de un pre-tratamiento es enviada a SRB-E.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN. Los proyectos de desarrollo con objetivo en gas (Campo Paloma) requieren disponer de la ampliación del gasoducto para poder evacuar la producción. a través de una lateral de 6 5/8” y 12 Km. 2. La producción de gas es enviada hasta el ducto que une Carrasco con Yapacani.GCC GAA Figura 2-2 Diagrama de Flujo .3 INSTALACIONES CONECTADAS En esta área de contrato se recibe la producción de la batería SRB-B ubicada en el campo Surubí Noroeste.Gasoducto & Plantas. 13 .3. área de contrato Surubí Noroeste. El informe de adquisición sísmica se encuentra en el CD Adjunto 3.1. Los informes de interpretación sísmica se encuentran en los CD Adjunto 3.3. MODELO DE RESERVORIO Se debe mencionar que los campos pertenecientes al Área de Contrato Surubí (Surubí. 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. En 2006 los datos fueron reprocesados nuevamente llegando hasta un cubo final procesado en pre-stack time.1. Este proyecto se inició en Junio de 2007 y se divide en etapas: Visualización.4 y 3. 3. 14 . Definición y Ejecución.1 GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA 3.1.1. estimándose concluir la Conceptualización a finales de 2009. Conceptualización. Los informes de procesamiento sísmico se encuentran en el CD Adjunto 3.1. Bloque Bajo y Paloma). están siendo revisado integralmente con el objetivo de incrementar reservas y optimizar la producción actual.5.2 y 3. El primer procesado de los datos se realizó en 1999 llegándose a un post-stack time cube.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 Km2.1. En 2008 se finalizó la primera etapa.3. Este último reprocesamiento ofrece una mejoría sustancia de los datos como se muestra en las tres figuras siguientes.1. Figura 3-2 Sección sísmica EW campo Surubí.Figura 3-1 Sección sísmica EW campo Paloma. 15 . Emborozu).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.2 GEOLOGÍA 3.2 MODELO ESTRUCTURAL La estructura de Surubí se encuentra ubicada en el mismo lineamiento estructural que el Campo Surubí Noroeste.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.1.2. 3. en quebradas se exponen localmente afloramientos mio-pliocenos (Formaciones Guandacay y Tariquia). Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. la falla Surubí y la falla Paloma las cuales subdividen el campo en tres diferentes campos. 16 . La estructura consiste en un pliegue de propagación de falla resultante de la reactivación del corrimiento pre-Cretácico.1. La dirección general de este lineamiento es NO-SE.1.2. 3. la geología de superficie se refiere principalmente a la ocurrencia de niveles subhorizontales de depósitos recientes a plio-pleistocenos (Formación. La estructura se encuentra asociada a dos fallas principales. Este reservorio contiene bancos de arena de origen fluvial continental depositados en un ambiente de tipo braided.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. 17 .2.3 MODELO ESTRATIGRAFICO En la secuencia estratigráfica están presentes las siguientes Formaciones Chaco.1. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. Yecua. Upper Petaca y Lower Petaca (Terciario). En el pozo SRB-X1 la descripción de la Formación Petaca es como lentes de una arenisca calcárea intercalados con arcillas lateralmente discontinuos. la Formación Naranjillos (Cretácico Terciario) y las Formaciones Yantata e Ichoa (Cretácico). constituyen el sello regional. La Formación Petaca (Terciario Oligoceno superior-Mioceno inferior) es el reservorio principal en el campo SRB. 3. Las arcillitas y pelitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua. 3 FLUIDOS Las propiedades de los fluidos varían entre los distintos reservorios y campos. tanto Petaca como Yantata.1. Dadas las características de sedimentación esta Formación es masiva e hidráulicamente continua. 18 . El informe del modelo estructural y estratigráfico se encuentra en el CD Adjunto 3. 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. Es un reservorio arenoso continuo depositado en un ambiente de tipo continental eólico fluvial.2. 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.2. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. En el campo Paloma. El sello para esta estructura corresponde al cuello pelítico denominado Formación Naranjillo (Cretácico Superior-Terciario).1 Figura 3-6 Sección geológica con indicación de reservorio y ambientes sedimentarios. 3.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. con hidrocarburos que van desde petróleo negro hasta gas-condensado. contienen petróleo volátil en equilibrio con un casquete de gas-condensado. En la figura que se muestra a continuación. B4 y PLM-B5 con un contacto agua-petróleo en 3225 mbnm y la zona centronorte con un contacto agua-petróleo en 3175 mbnm. En el campo Paloma. B2. Los contactos de fluidos están definidos en función de pruebas de producción y análisis de registros eléctricos. dependiendo de su comportamiento. El monitoreo del GOR frente a la acumulada de producción.3.En el campo Surubí Bloque Bajo. La siguiente tabla muestra las principales características de los distintos fluidos.1 • CAMPO SURUBI Se han realizado varios estudios PVT sobre distintas muestras tomadas en diferentes pozos del campo. 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. y el PVT del pozo SRB D-2 para la zona B.petróleo en 3190 mbnm en el reservorio Petaca y un contacto agua-gas en 3220 mbnm en el reservorio Yantata. Ver CD Adjunto 3. También se ha identificado un casquete gasífero con el contacto petróleo-gas en 3139 mbnm. el reservorio Petaca contiene petróleo negro subsaturado mientras que Yantata es productor de gas-condensado. En cuanto al agua de producción. Para el reservorio Yantata del campo Paloma el contacto agua-gas está definida en 3220 mbnm. el valor de salinidad de referencia para el Lower Petaca es de 700 ppm. reservorio Petaca. B3. 19 . ha llevado a la identificación de dos zonas con características de fluidos diferentes en el reservorio Petaca. se puede ver este comportamiento. se consideraron 2 zonas por tener contactos de fluidos diferentes: la zona sur que incluye los pozos PLM-H2ST. Los pozos han sido clasificados en distintas zonas. En el campo Surubí Bloque Bajo se define un contacto agua. Como referencia se ha tomado el PVT del pozo SRB D-1 para caracterizar la zona A y C. En el campo Surubí se definen los contactos agua-petróleo en 3180 mbnm en el reservorio Petaca y 3127 mbnm en el reservorio Yantata. Este valor se obtiene como conjunto de las múltiples mediciones que se han realizado en campo. • CAMPO PALOMA El reservorio Petaca produce petróleo de 43-45 API.0043 cf/stdcf El reservorio Yantata produce gas con su condensado asociado de API=52 y GOR=6000 Cf/Bbl para las condiciones iniciales.6050 bbl/stdbbl Rsi: 1143 cf/bbl Viscosidad del Petróleo: 0. Actualmente el GOR está muy elevado llegando a los 25000 Cf/Bbl. 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. 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.Figura 3-7 Características de los fluidos campo Surubí. Los resultados más importantes de este estudio se enumeran a continuación: ESTUDIO PVT POZO PLM-X2 o o o o o o o Presión de Reservorio: 4833 psi Temperatura de Reservorio: 205 ªF Presión de Burbuja: 4392 psi Factor Volumétrico Bo: 1. 20 .38 cp Bg: 0. siendo la causa el ciclaje del Gas de Inyección que se está produciendo conjuntamente con el gas del reservorio. El estudio definió a este fluido como un petróleo sub-saturado. Se consideraron valores promedios de los estudios PVTS de Surubí para ambos tipos de fluido. 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. con ocasional presencia de kaolinita y raramente clorita. se presentan con espesores comprendidos entre 30 y 40 metros por lo general limpios de arcillas.1. con NTG del orden del 85 %. feldespato potásico y arcilla con muy poca plagioclasa potasica. La falla que separa los dos bloques también se la puede ver con los datos de la sísmica 3D existente en el bloque. Mayor detalle de las características litológicas.1. los resultados de los análisis mineralógicos totales son similares. mineralogicamente las arcillas son predominantemente illita y esméctica.1.83 Bbls/sBbls y 1. puede consultarse en el adjunto 3. separado de la zona Sur por una falla de dirección Este-Oeste. 3. la litología de las formación Petaca y Yantata es principalmente referida a alternancia de areniscas y arcillitas. El factor Volumétrico considerado para el petróleo más saturado es 1.4 PETROFISICA 3.43 Bbls/sBbls para el fluido menos saturado.1.4. por lo que se tomaron como referencia los estudios PVTs del campo Surubí. A continuación se resumen los datos más relevantes utilizados en el cálculo volumétrico para los diferentes campos. ocasionalmente se presenta cemento calcáreo y trazas de apatito y pirita.4. la parte Norte del campo. para ambas unidades en términos de composición y abundancia general. Los constituyentes primarios (en orden de abundancia) son cuarzo. 21 .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. 3.4. El factor de Solubilidad inicial Rsi para el fluido menos saturado es 700 cf/Bbl.1 INTRODUCCION Un informe de petrofísica completo puede ser consultado en el Adj.• CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO En el reservorio Petaca se han definido 2 zonas de fluidos. No se tienen estudios PVTs representativos para los fluidos de Bloque Bajo.2 LITOLOGIA En términos generales.1. 3. Los niveles de arena en Yantata. 105. incluye los pozos BB103.4. se han tomado valores que lejos de ser optimistas. 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. con NTG del orden del 27 % según los resultados de la evaluación petrofísica. se han tenido en cuenta los datos del pozo SRB B-2. Tras analizar estos valores y el comportamiento del campo en cuanto a la producción y los cortes de agua. 22 . reflejan mejor el comportamiento del campo. La porosidad media evidenciada por los registros es de 17 % para el espesor de aporte. Figura 3-8 Parámetros petro físicos por pozo y reservorio campo Surubí. para el cálculo volumétrico. En cuanto a las propiedades para la formación Yantata. se muestran en la siguiente tabla: Petaca NTG Porosidad Sw 35% 17% 34% Yantata 45% 21% 41% Figura 3-9 Resumen datos petro físicos Promedio. Por esto. Los valores promedio considerados para el cálculo volumétrico. se ha estimado que los resultados de la evaluación son demasiado pesimistas.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. CAMPO PALOMA Se realizó una evaluación petrofísica para los reservorios Lower Petaca y Yantata. 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. 23 . dependiendo de las condiciones del pozo y de la disponibilidad de los mismos. Sónico y 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. los datos de coronas y de producción. Los datos de porosidad fueron calculados a partir de los datos de registros previamente calibrados con coronas. Figura 3-10 Ejemplo registro campo Paloma. tomando en cuenta los datos de los registros. Los registros usados para calcular la porosidad fueron los de Densidad. se emplearon los modelos de resistividad porque los resultados se ajustaban bastante a los datos de las pruebas de producción. Para calcular el volumen de arcilla se tomó en cuenta la curva del Thorio (Spectral Gamma). Para el reservorio Yantata. para obtener un valor que no este afectado por la significante influencia que tienen los feldespatos potásicos. un reservorio de depósitos más limpios y homogéneos. tomando en cuenta los datos de los registros. los datos de coronas y de producción. 24 . CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO Se realizó una evaluación petrofísica para los reservorios Lower Petaca y Yantata.Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes: Petaca NTG Porosidad Sw 25% 16% 49% Yantata 78% 20% 33% Figura 3-11 Resumen datos petro físicos Promedio. Figura 3-12 Ejemplo Registro campo Surubí Bloque Bajo. Para el reservorio Yantata. un reservorio de depósitos más limpios y homogéneos. Sónico y Resonancia Magnética. Para calcular el volumen de arcilla se tomó en cuenta la curva del Thorio (Spectral Gamma). 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. 25 . 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.Los datos de porosidad fueron calculados a partir de los datos de registros previamente calibrados con coronas. para obtener un valor que no este afectado por la significante influencia que tienen los feldespatos potásicos. Figura 3-13 Parámetros petro físicos por pozo y reservorio. Los registros usados para calcular la porosidad fueron los de Densidad. La Sw para el reservorio Lower Petaca se la obtuvo mediante las curvas de Presiones Capilares calculadas a partir del registro de Resonancia Magnética. en la curva del GR (Total Gamma). dependiendo de las condiciones del pozo y de la disponibilidad de los mismos. se emplearon los modelos de resistividad porque los resultados se ajustaban bastante a los datos de las pruebas de producción. 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. 3.Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes: Petaca NTG Porosidad Sw 24% 16% 49% Yantata 70% 21% 26% Figura 3-14 Resumen datos petro físicos Promedio. y por categoría de reservas. se ha realizado basándonos en el análisis de los registros de pozo y en los datos de la sísmica 3D. Para la realización de este cálculo se han tomado como base los mapas que figuran en el CD Adjunto 3. Las propiedades petrofisicas consideradas para el cálculo.1. 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. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. La determinación de los espesores de las formaciones Petaca y Yantata.1. 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. Un resumen se muestra en la siguiente figura.5. se resumen en la Figura siguiente. 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 . 28 . También se ha identificado un casquete gasífero con un GOC establecido en – 3139 mss.2. La Zona Sur que incluye los pozos PLM-H2st. el OWC está definido en –3175 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. 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. Para la realización de este cálculo se han utilizado los mapas que figuran en el CD Adjunto 3. En ambos casos se los pudo definir con los datos de Logs y las Pruebas de Producción de los pozos. Figura 3-18 Mapa estructural tope Petaca. principalmente con el DST-4 (punzado superior) que comprobó presencia de Hidrocarburos de una Relación Gas-Petróleo de 14 a 24000 Cf/Bbl. B-3. B-2.CAMPO PALOMA En el caso del reservorio Petaca los cálculos volumétricos del OOIP se consideraron 2 zonas por tener contactos de fluidos diferentes.5. A continuación se listan los volúmenes de OOPI y OGIP para los reservorios Petaca y Yantata: 29 . Para el reservorio Yantata. El Contacto Gas – Agua (GWC) está definido en –3220 mss. 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. 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 líquido asociado a este gas se lo estimó considerando un Yield Inicial de 71 Bbls/Mcf.Con los parámetros petrofísicos y las propiedades de fluidos. proveniente de la prueba DST-4 realizada en la zona superior de este pozo durante las operaciones de Terminación. se estimó el OGIP con los parámetros petro físicos y de fluidos ya citados anteriormente. Figura 3-19 Mapa estructural tope Yantata. 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. Para el caso del Gas Libre correspondiente al Gas Cap. 7 128. Figura 3-21 Resumen datos volumétricos Petaca.OOIP Lower Petaca Oil Rim Lower Petaca Gas Cap Lower Petaca Total Yantata Total 44.5 OGIP 51.6 3.7 48. 30 .3 20.0 52.7 103.0 Figura 3-20 Resumen datos volumétricos Petaca y Yantata. 5. CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO Para la realización de este cálculo se han utilizado los mapas que figuran en el CD Adjunto 3. 103. 31 . 104. 106 y 108 (Zona Norte de GOR más bajo).3. Para el reservorio Petaca se definió el contacto Agua – Petróleo (OWC) en 3190 mss para los pozos SRB-BB-101. 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.Figura 3-22 Resumen datos volumétricos Paloma Yantata. 105. y el Factor Volumétrico del Gas (Bg) se calculó el OGIP por encima del GWC. NTG) y el Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) para cada zona se calculó el OOIP por encima de los OWC correspondientes. 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. Figura 3-23 Mapa Estructural tope de Petaca. Sw. 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. Sw. Los volúmenes OOIP y OGIP para los dos reservorios se indican a continuación: 32 .Para la zona Sur que corresponde al petróleo más saturado se definió el contacto agua petróleo OWC en 3180 mss.BB-101 y 104. La zona saturada con hidrocarburos en Yantata está delimitada por la parte central del campo en la zona de los pozos SRB. Con los Datos de petrofísica (PHI. NTG). 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). Este contacto también fue definido con los datos de pruebas de producción y del análisis de logs. Con los Datos de petrofísica (PHI. 8 4.3 16.OOIP Lower Petaca High GOR Lower Petaca Low GOR Lower Petaca Total Yantata Total 9.6 OGIP 25.9 11.0 16. Figura 3-25 Resumen datos volumétricos Surubí Bloque Bajo Petaca.2 Figura 3-24 Resumen datos volumétricos Paloma Petaca y Yantata.8 26.5 36. 33 . 9 53.1 401. SURUBI BLOQUE BAJO 30.2 68.Figura 3-26 Resumen datos volumétricos Surubí Bloque Bajo Yantata.9 231. Bcf 103.9 203. A continuación se sumarizan los volúmenes de hidrocarburo in place para cada campo pertenecientes al área de contrato. MMBbls Gas.2 Figura 3-27 Volúmenes in place por campo. 34 .1 Volumen in Place SURUBÍ PALOMA TOTAL Petróleo.3 116. SRB. I3. también al ingreso del PLM-3Hst y a la intervención sin equipo realizada en el SRB-A2. C3. El campo cuenta con 6 pozos inyectores (SRB-I1.BB-105. I2. 35 . A su vez.BB-110 como a la realización de tratamientos ácidos a los pozos SRB. D2 y SRB-D3). I4. 3. Actualmente se encuentra desarrollando el modelo dinámico con el PLADA que se tiene estimado la culminación a inicios del 2010.BB-104 y SRB. C5.1 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. ( 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 ) 06 07 08 09 10 -2 Figura 3-28 Historial de Producción Área de contrato Surubí.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.BB-103. D1. 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.6. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. A continuación se presenta la historia de producción de cada uno de los campos pertenecientes al área de contrato.6 MODELO DINAMICO El modelo dinámico actualmente disponible es de carácter preliminar. C4.1. I5 y SRB-D1) y una planta con capacidad para tratar e inyectar hasta 18000 BPD de agua. 3.1. 10 5 10 4 10 3 10 2 10 1 10 0 10 -1 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 1992 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 Da y Da y Da y Da y Da y 05 G a s Ra te ( MM c f /d ) G a s In j. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 en el reservorio Petaca. el incrementa el año 2005 y corresponde a la entrada del pozo SRB. 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. se ve claramente que la venta de gas del campo Paloma esta restringida. ( MMc f /d ) Oil Rate ( bbl/d ) Water Rate ( bbl/d ) Liquid Rate ( bbl/d ) 05 06 07 08 09 1 Figura 3-29 Historial de Producción Área Campo Paloma. 100 00 500 0 100 0 500 100 50 10 5 1 0.3 del presente Plan.10000 5000 1000 500 100 50 10 5 Calendar Calendar Calendar Calendar Calendar 1996 97 98 99 2000 01 02 03 Day Day Day Day Day 04 Gas Rate ( MMc f /d ) Gas Inj. 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. Esta situación. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 en el reservorio Petaca. se presenta en el Punto 4. A comienzo del año 2009 se ve un incremento en la producción. En la figura.1 02 03 Figura 3-30 Historial de Producción Campo Surubí. ya que la inyección es prácticamente igual a la entrega al gasoducto. producto de la intervención sin equipo del pozo SRBC3st aplicando una nueva técnica de sistema artifical de Gas Lift. junto con las alternativas que se estudian para su solución.5 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 Gas Rate ( MMc f /d ) Oil Ra te ( bbl/d ) W ater Ra te ( bbl/d ) Liquid Rate ( bb l/d ) 04 05 06 07 08 09 0. 36 . 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. 2 MODELO DE SIMULACION Hasta el año 2007.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. Un área rectangular de 88 x 39 celdas fue construida. las trazas principales de falla y trayectorias de pozo. afinando el mallado en el área de interés.BB-104LL y a las intervenciones realizadas en los pozos SRB.BB-109 para habilitar el reservorio Petaca. se concluyo el modelo para el Campo Paloma. se procedió a revisar y posteriormente reelaborar el mismo. las dimensiones de celda aproximadas son 62 x 62 metros. Se resume a continuación los parámetros y resultados del modelo de Simulación del Campo Paloma. considerando los siguientes datos: Tope del Reservorio yantata y Tope de de la Fm. por lo cual. Ichoa. 37 . 10000 5000 1000 500 100 50 10 5 1 0. la construcción de modelos dinámico para el resto de campos/reservorios se encuentra a la espera de la finalización de los nuevos modelos estáticos. BB-105 y SRB.4 K. se encontraban en elaboración los modelos de simulación.x 2.BB-104 y SRB.1 Figura 3-31 Historial de Producción campo Surubí Bloque Bajo. el modelo de grilla fue construidos a partir de un pre-proceso en FloGrid.5 Km.BB-103.6. reservorio Yantata. 3. cuenta con un área de 5. El modelo de reservorio Yantata para el Campo Paloma. reservorio Yantata. Geometria de Grilla. debido a observaciones al modelo estático.1.5 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 0. 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. Sand Unit Yantata Reservoir Ichoa Grid Layers 1-8 9 - 18 Porosity (fraction) 0.20 0.20 NT G (fraction) 0.78 0.60 Swc (fraction) 0.33 0.55 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 permeabilidad de Paloma Yantata. PLM-B8 y PLM-C9. Contacto de Fluido. confirman que el contacto agua gas habría ascendido a -3212 m. 41 . 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. GWC well name year (ss TVD) 3220 3224 original GWC original GWC remarks PLM-X1 PLM-A3 PLMA6st PLM-C4 PLM-B8 PLM-C9 1996 1997 1998 3230 original GWC 2001 2005 2005 3232 3212 3215 original GWC 2005 GWC 2005 GWC Figura 3-39 Contacto agua gas.Figura 3-38 Curva de porosidad . Los varios Contactos agua-gas sugieren un contacto inclinado debido a que existe un empuje de agua. b.Point. PLM-X1 (-3220 m) PLM-X1 (-3220 m) PLM-A6 (-3230m) PLM-A3 (-3225m) PLM-C4 (-3232m) Propiedades de Fluido. Figura 3-40Saturation End . Algunos ajustes in Keg@Sor punto-final fueron realizados durante proceso de ajunte histórico. 42 . Tabla de Saturación Los análisis especiales de coronas (SCAL) fueron realizados en el reservorio Paloma Yantata. En el gas de Paloma Yantata la presión del punto de roció a 4733 psi. El flujo hidrodinámico del acuífero fluye de suroeste al noroeste: a. La presión a cerca del punto de roció en condensados con un rango de 55 stb/MMscf. Figura 3-41 acuífero de agua activo. el conjunto final están presentadas en las siguientes figuras. fueron inyectores constantes de gas en el reservorio con un rango de 30-35 MMSCFD. actualmente se encuentran 2 activos.Figura 3-42 Acuífero de agua activo. Después de dos años.3 3. 43 . Total Paloma Yantata 112.7 19. uno en producción y uno inyector. 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-A3.4 19. Seis pozos han estado en producción en este reservorio. En Octubre 1997. empezó la Producción de reservorio Yantata.7 Figura 3-43 Fluido original.1 Unit Yantata Unit Ichoa Gas In Place (BSCF) Condensate (MM STB) 92. Fluido Original.4 16. Recompleted in Petaca Figura 3-44 Estado actual pozos. Recompleted in Petaca Sand problem. este relacionada al avance de agua en el pozo PLM-HZ1 y a la existencia de circulación de gas en el pozo PLM-A7.Well Start-up Current Status Injector Injector Abandoned Producing Abandoned Abandoned Remarks PLM-X1-YTT PLM-A3i PLM-HZ1 PLM-A7H PLM-B8 PLM-C9 Nov 1996 Oct 1997 Jun 1998 Aug 2002 May 2005 Jun 2006 Nov 1999 converted into injector Dec 2002 converted into injector High water production High GOR Sand problem. 44 . La depletación repentina en la producción de condensado. Figura 3-45Estado actual pozos. se sospecha. 300 0.240 0.7 DATOS DEL RESERVORIO 3. 3.1 ENSAYOS DST En los campos Surubí.300 0. los cuales se encuentran resumidos en las tablas siguientes: o WELL Reservorio Petaca SURVEY ZONE GP ZONE Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM SURVEY DATE 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 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 MID + LOW UPPER LOWER MID UGP LGP UGP LGP UGP LGP UPPER UPPER LOWER LP UPPER LGP 4056 4433 4816 4733 4706 4533 4822 3917 4372 4617 5034 4460 4970 4713 4822 4886 4837 0.240 0.240 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.300 0.300 0. Campo Surubí Los cuadros a continuación resumen los ensayos de pozo por reservorio 45 .300 236 229 3220 3220 3456 3449 11338 11315 11171 10414 4934 4798 Figura 3-47 Resumen de DST campo Paloma reservorio Yantata.300 0.080 0.7.430 0.300 0.240 0. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.300 0.300 0.300 0. o WELL Reservorio Yantata SURVEY Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM SURVEY DATE PLM-A3 PLM-C4 5-Oct-97 28-Feb-01 DST DST 4884 4528 0.300 0.1.1. Bloque Bajo y Paloma se realizaron diversas pruebas de ensayo de formación (DST) a fin de determinar los potenciales de producción de niveles reservorio.433 0.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. Campo Paloma En el Campo Paloma se realizaron 19 ensayos de formación. 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.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 Figura 3-48 Resumen de DST campo Surubí reservorio Petaca. Campo Surubí Bloque Bajo o WELL Reservorio Petaca SURVEY ZONE GP ZONE Pi @ GAUGE PSI GRAD PSI/FT KB MTS REFERENCE MTS bnm DATUM MTS mbbp DATUM FT bbp LAST STOP FT (TVD) Pi @ DATUM PSI SURVEY DATE SRB.BB-101 SRB.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.300 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. El DST#1 del pozo PLM-X2 produjo agua del reservorio Yantata con 3100 ppm de NaCl.300 0.o WELL Reservorio Petaca SURVEY GP ZONE Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM SURVEY DATE SRB-A1 SRB-A1 SRB-A2 SRB-A2 SRB-A2 SRB-C4 SRB-D1 SRB-D2 SRB-I3 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 SGP LGP UGP U + L GP SGP 4812 4762 4431 4799 3795 4968 4095 4096 4109 0.BB-103 SRB.300 0.BB-104 27-Ago-01 08-Sep-01 DST DST 4765 5000 0.300 0.300 0.300 0. o WELL Reservorio Yantata SURVEY Pi @ GAUGE GRAD NT REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM SURVEY DATE SRB-C7 LL SRB-C8 SRB-C8 SRB-B2 SRB-B2 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.BB-107 SRB.300 0.401 0.425 0.430 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 4862 4859 4694 4412 4862 4901 Figura 3-50 Resumen de DST campo Surubí Bloque Bajo reservorio Petaca.300 0.BB-104 SRB.300 0. La producción de PLM-A3 y PLM-HZ1 sugiere agua “fresca” (3000 a 5000 ppm) 46 .300 0.BB-108 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 4791 4764 4642 4378 4825 4861 0.300 0. 3.300 0.300 0.BB-101 SRB.BB-105 SRB.300 0. o WELL Reservorio Yantata SURVEY Pi @ GAUGE PSI GRAD PSI/FT NT MTS REFERENCE MTS bnm DATUM MTS mbbp DATUM FT bbp LAST STOP FT (TVD) Pi @ DATUM PSI SURVEY DATE SRB.300 0. empuje de acuífero e inyección de agua.1 BALANCE DE MATERIA BAJO SOFTWARE MBAL Se realizó balance de materia en el Campo Surubí. este se encuentra actualizado hasta el año 2007 que se ilustra en la figura siguiente. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.2. la realización de un adecuado balance de materia es difícil debido a la complejidad del empuje de reservorio. 3. 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. Bloque Bajo y Paloma con los software MBAL.Figura 3-52 Acuífero activo. sin embargo. 47 . Se espera. 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. 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). 48 . Este método estima un gas in situ de 170 BCF Figura 3-54 Figura realizada por software MBAL para Paloma Yantata. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio. a partir de una nueva campaña de presiones para el año 2009 obtener nuevos resultados.Figura 3-53 Figura realizada por software MBAL para Paloma Yantata. 4 Gas Natural [en billones pies cubicos] Perfil acumulado Perfil acumulado en producción Desarrollo 0.6 512. según la situación económica actual.0 0 0 3.5 0 0 93. posterior a esa fecha.3 36.3.8 0.4 34.132.7 622.5 0 0 128.3 INFORME DE RESERVAS Los volúmenes comprometidos según el perfil acumulado son los siguientes: Campo Bloque Bajo Surubí Paloma Petroleo y Condesado [Miles de barriles] Perfil acumulado Perfil acumulado en producción Desarrollo 751.6 GLP [Miles de barriles] Perfil acumulado Perfil acumulado en producción Desarrollo 73.2 Figura 3-55 Producción Acumulada según plan de desarrollo. La producción acumulada que se encuentra expuesta considera los perfiles hasta el año 2014. 49 . resulta antieconómico continuar con la producción.7 1. 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. El perfil de producción corresponde a una declinación natural del campo con el nivel de actividad actual. la mejor alternativa de desarrollo del área es la siguiente: • Campos Surubí y Surubí Bloque Bajo: Escenario sin actividad. • Campo Paloma: Escenario de desarrollo de reservas probadas + probables. Por tal motivo las evaluaciones corresponden con escenarios optimistas. no se considera que ninguna actividad conceptual pueda ser definida a detalle antes de la finalización de este estudio. Una revisión detallada de las propuestas y sus riesgos podría por tanto modificar estas estimaciones. 50 . 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”. Se encuentra en ejecución una revisión integral y reelaboración de los modelos de reservorio que finalizará inicios del 2010. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN A continuación se presenta el pronóstico de producción de gas natural y líquidos disponible para entrega en el Punto de Fiscalización.4. 4. 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. No se ha considerado el riesgo técnico en los diferentes tipos de categorías de reserva. mas probablemente a la baja. incluyendo la actividad necesaria para continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria. 4. En tal sentido.1 PLAN DE DESARROLLO DEL AREA DE CONTRATO 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.2 . 500 1.2 del Contrato de Operación.000 500 BB 0 2010 2011 2012 2013 2014 PLM A-8 cr PLM PD SRB 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 . de acuerdo a lo establecido en la cláusula 7. • 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: 30 Millones de pies cúbicos día 25 PLM A-8 cr 20 15 10 5 0 2010 SRB BB 2012 2013 2014 PLM PD 2011 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 2.000 Barriles día 1.Es importante mencionar que los perfiles de producción a ser entregada podrán sufrir variaciones en función de la asignación de mercado que se realice. 0 0.2 Millones de dólares 10.3 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. Para el año 2010 se tienen planificadas dentro del Programa de Trabajo y Presupuesto 2010 entre otras las siguientes actividades: 52 .0 2. año a año se realizará la previsión de tales inversiones en cada uno de los respectivos Programas de Trabajos y Presupuestos.5 3.0 2010 2011 3.1 2.0 6.0 12.0 8. las inversiones que se muestran son de continuidad operativa o integridad técnica.0 13.600 500 400 300 200 100 0 2010 SRB BB 2011 2012 2013 2014 PLM PD PLM A-8 cr Barriles día Figura 4-3 Perfiles de producción de GLP 4. En base a las inversiones de continuidad operativa previstas para el 2010.8 2012 2013 2014 BB SRB PLM PD Perforación PLM A8 Figura 4-4 Perfil de Inversiones Exceptuando la inversión del pozo PLM-A8.8 4.3 3.0 6. 53 . así como el requerimiento de Operaciones para realizar un Control confiable. las edificaciones fueron efectuadas en forma precaria con portacamps. es necesaria la adecuación de los mismos para garantizar la circulación de vehículos entre los yacimientos de Surubí y Paloma. 2) Construcción de campamento en Pantanal El campamento Pantanal. para poder llevar las señales de las variables operativas a la Sala de Control. seguro y actualizado de todas las variables de proceso con tecnología de punta. siendo el centro de operaciones para las empresas contratistas. las constantes y crecientes necesidades de alojamiento de personal contratista. se encuentra ubicada en el Campo Paloma. considerando las operaciones que se desarrollan en el área.000 mm al año). SRB-B. SRB-D y SRB-NO se ubican en los Campos Surubí y Surubí Noroeste. Por este motivo. donde se produce GLP para el mercado nacional. 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. para la construcción de la Planta de Gas de Paloma A. Periódicamente por estos yacimientos circulan cisternas de alto tonelaje que ingresan a la Planta de 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. El proyecto permitirá reemplazar los sistemas actuales de instrumentación neumática por electrónica. 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 monitoreo de los parámetros operativos. SRB-A.Expander. 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. con el objetivo de brindar alojamiento y logística al personal de construcción. En la actualidad éste campamento se encuentra con deterioro por las inclemencias del clima lluvioso (promedio de 5.1) Adecuación de puentes en Surubí y Paloma Las instalaciones donde se concentra la mayor producción de líquidos en el área. 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. permitiendo un respaldo fundamental para la elaboración de los balances operativos de todas las plantas. El GLP se transporta mediante cisternas de alto tonelaje que circulan por el camino interno ripiado entre Surubí y Paloma. fue construido en 1999 de forma temporal. El campamento Pantanal brinda alojamiento con una capacidad para 30 personas permanentes y 20 eventuales que trabajan para los campos de Paloma y Surubí. para el de transporte de GLP. La Planta Turbo . Las instalaciones de Surubí A y D están integradas por equipos y sistemas electrónicos. manteniendo los niveles de LEL por debajo de la norma. que son componentes críticos de la operación y el control de la misma. 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. señalización cañerías Este proyecto permitirá instalar un Sistema de Protección Catódica para las líneas internas (dentro del yacimiento) destinadas al transporte de hidrocarburos. En caso de no realizar este proyecto podrían producirse un deterioro de las líneas debido a los efectos de la corrosión. La implementación de este proyecto permitirá contar con sistemas integrados de protección catódica. 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. líneas. 5) Eliminación de venteos fríos SRB-A y SRB – D Los asentamientos humanos se fueron incrementando en la zona. instalaciones. 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. bombeo. las acciones inmediatas fueron modificaciones en el proceso de separación buscando reducir las emisiones a la atmósfera. por lo que el concepto de Integridad Técnica es fundamental para gestión de la seguridad industrial de toda instalación superficial.4) Protección por corrosión externa. La seguridad de las instalaciones superficiales contra accidentes industriales se ha convertido en un elemento fundamental en los sistemas de E&P. comprometiendo el transporte dentro del Campo Paloma y ocasionando derrames con un impacto directo sobre el medio ambiente y detención de operaciones. 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”. para asegurar la vida operacional de las líneas de transporte de hidrocarburos. 54 . generación eléctrica. bombeo. 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. medio y activos de la empresa. generación eléctrica. La Batería de Surubí D no cuenta con detectores de gas ni detectores de fuego. de compresión. en equipos. con sistemas de corriente impresa y ánodos de sacrificio. de compresión. para no dañar los equipos ni perder una potencial extracción de líquidos. implantando sensores IR/UV.C y Surubí A. haciendo un total promedio de 1. entre Paloma .A y Paloma . Bombas de Transferencias y Servicios Generales. que permitan detectar la presencia de fuego o gas y dar una respuesta inmediata. alarmas sonoras y señales visuales. las instalaciones y los equipos existentes. El objetivo del proyecto es construir un gasoducto de 2”. previniendo explosiones. 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.A como en Paloma .D es un gas rico en licuables que proviene del sistema de GL.D. para reemplazar el gas combustible rico utilizado en los equipos rotativos por un gas combustible seco. incendios y eventos no deseados que pongan en riesgo al personal. así como alarmas sonoras y señales visuales que permitirán detectar la ocurrencia de un evento de fuga de gas y dar una respuesta inmediata. se sugiere mejorar la calidad del gas combustible utilizando en su lugar un gas residual seco. 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. El gas combustible rico se utiliza en las unidades motrices: Boosters. De acuerdo a las recomendaciones del Análisis HAZOP realizado.SRB El gas combustible utilizado en Surubí . 55 . La ejecución de este proyecto permitirá cumplir con las recomendaciones del HAZOP realizado.Esta ha sido una recomendación de Auditorias Técnicas realizadas. El caudal promedio de consumo en Surubí es de 900 Mpcd y en Paloma es de 140 Mpcd. Mediante este proyecto se instalará un sistema de detección con sensores modernos (IR/UV).A. Generadores Eléctricos. para incrementar la producción de GLP en 5 toneladas y 10 Bpd de gasolina. así como parte de las recomendaciones de los HAZOP realizados l: “Implantar seguridad tipo Fire & Gas del tipo Infrarrojo IR”.040 Mpcd como alimento a la Planta de Proceso de Gas en Paloma . tanto en Surubí . Compresores GL. 7) Construcción Ducto para Gas Combustible PLM .040 Mpcd. 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.4 del Contrato de Operación.4.1.4. y no así posibles demandas y contratos futuros como es el caso del Gas de Industrialización. se detallan a continuación: 4. el Contrato de Operación y los Acuerdos de Entrega de Gas Natural y de Hidrocarburos Líquidos suscritos con YPFB. 4. Estos mercados de destino que sustentan el Plan de Desarrollo.4. deben ser notificados por YPFB. que corresponden a Gas de Consumo. fundamentalmente en lo que se refiere a la Ley de Hidrocarburos. es imprescindible garantizar los mercados y el transporte necesarios para las producciones incrementales asociadas a este desarrollo.1 MERCADOS De acuerdo a lo establecido en la Subcláusula 7. 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. en cumplimiento a la Cláusula 7 del Contrato de Operación. Para viabilizar la implementación de éste Plan de Desarrollo.1. La evolución del Mercado Interno de Gas de Consumo ha sido proyectada en función de análisis y evaluaciones realizadas por el Titular.1 MERCADO INTERNO En el Mercado Interno se consideran demandas existentes.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. el destino esperado y los contratos de comercialización mediante los cuales se venderá la producción asociada al desarrollo del Área.4. deben brindar las condiciones necesarias que hagan rentable la explotación del Área conforme lo dispuesto en la Subcláusula 7.2 del Contrato de Operación. 4.1. 56 . generando las condiciones técnicas y económicas necesarias para asegurar una explotación rentable del Área. 4.4.3 CONTRATO YPFB – ENARSA (GSA ARGENTINA): Los volúmenes destinados a este mercado.08 Mm3d.15. las cuales sustenten el desarrollo de la infraestructura de exportación e importación requerida.1. entre otros: o o Revisión de volúmenes adecuados a la capacidad de oferta exportable de Bolivia basada en los Planes de Desarrollo. el Volumen Nacional de Seguridad también estaría siendo destinado a cubrir asignaciones de mercado interrumpible de Argentina. particularmente las Subcláusulas 7.4. Respecto a este mercado es importante puntualizar que en función del desarrollo de la producción interna de gas natural del Brasil. Consecuentemente. más el gas combustible asociado que se estimó en aproximadamente el 5%. 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. El aporte estimado del Área para el abastecimiento a este mercado es calculado de manera proporcional a la producción del año anterior. se requiere el cumplimiento previo de los siguientes aspectos: • 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. Garantías de suministro en firme (Deliver or Pay). por lo cual es fundamental que se tengan mercados alternativos que puedan absorber eventualmente estos volúmenes no demandados. El aporte comprometido del Área para este Contrato. 57 . De concretarse proyectos para Gas de Industrialización la asignación deberá ser realizada aplicando lo dispuesto en la Cláusula 7 del Contrato de Operación. Bajo el criterio anterior.1.1.1.4 del CO) deben incluir. 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.2 del CO.La asignación se realizó de acuerdo con las Leyes Aplicables vigentes.4 y 7. está establecido en el Anexo III de su Acuerdo de Entrega de Gas Natural. y en consecuencia los ingresos del Estado y la rentabilidad de las Áreas de Contrato. las cuales (conforme a lo requerido por la cláusula 7. es predecible que la demanda efectiva de gas natural de Bolivia se encuentre por debajo del QDC. para así no afectar la producción nacional de gas natural y líquidos asociados.2 CONTRATO YPFB – PETROBRAS (GSA BRASIL): En el marco del Contrato de Exportación al Brasil YPFB – Petrobras (GSA Brasil). 4. conforme se detalla en el numeral 5. que den certidumbre y que sean provistas por fuentes reconocidas internacionalmente como solventes. 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. 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. los líquidos asociados previstos en este Plan de Desarrollo. para evitar distorsiones y desajustes en este mercado que puedan afectar el normal desempeño del Plan de Desarrollo. será necesario realizar importantes inversiones en ampliaciones a las instalaciones existentes de 58 . 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. Garantía de pago. vía mecanismos e instrumentos. 4. 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. Una vez readecuado el Contrato GSA Argentina. Al respecto. Esquema de penalidades con mecanismo de penalización gradual (similar al del Contrato GSA YPFB – Brasil). incluyendo el derecho de suspender entregas en caso de incumplimiento substancial de los Acuerdos Comerciales si el Titular no fuera pagado en su totalidad. o o o o o o • Los precios empleados para cada mercado de gas natural se basan en las condiciones actuales y las fórmulas contractuales correspondientes. Sin embargo.o Volúmenes interrumpibles adicionales que permitan administrar la variabilidad de otros mercados y el comportamiento de los Caudales de Producción. deberán ser destinados con prioridad al abastecimiento del Mercado Interno. así como garantías de cobro de la Retribución del Titular correspondiente.1. Precio de venta que viabilice económicamente el Plan de Desarrollo.2 LÍQUIDOS De conformidad a la normativa aplicable y el Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos.4. sin que el incumplimiento de estos compromisos suspendan las garantías de recepción (Take or Pay). Garantías respecto al cobro de los ingresos asociados a estas exportaciones. considerando que para que el Mercado Interno pueda absorber todos los volúmenes incrementales de los desarrollos previstos en el país. Compromisos contractuales exigibles para desarrollar las facilidades de transporte necesarias para transportar hasta los mercados de consumo los volúmenes de exportación. una vez cumplidos los compromisos de abastecimiento del mercado interno. 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.2 y 7. deberán ser notificados por YPFB siguiendo lo establecido en la Cláusula 7 del Contrato de Operación (especialmente lo referido en las Subcláusulas 7. y enmarcado en lo establecido en el Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos suscrito con YPFB.4. En este sentido. • Respecto los precios. YPFB deberá notificar los contratos de transporte necesarios para la evacuación de la producción asociada al desarrollo del Área. cumpliendo con lo establecido en el Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos. deberán ser proporcionales a los saldos exportables que existan al momento de la exportación. es fundamental garantizar toda la cadena logística necesaria para transportar la producción hasta los centros de consumo. 4. al igual que en el caso del gas natural. Contratos de Compra Venta de Líquidos en el Mercado Externo: Al igual que en el anterior punto. 59 . 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. se considera la posibilidad de tener volúmenes excedentes para la exportación. 7.2 LOGÍSTICA Y TRANSPORTE Siguiendo lo establecido en la Cláusula 7 del Contrato de Operación (particularmente las Subcláusulas 7.refinación. YPFB deberá notificar y proporcionar una copia de los acuerdos de venta que se tengan al mercado externo. sin limitarse al territorio nacional.2. porque de lo contrario se pondría en riesgo la viabilidad económica de éste desarrollo y la normal implementaron del Plan de Desarrollo. El destino y los contratos de comercialización para los líquidos asociados a este Plan de Desarrollo. los cuales se detallan en el numeral 5. La participación en los volúmenes de exportación. siguiendo lo establecido en el Anexo II del Acuerdo de Entrega de Hidrocarburos Líquidos. 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.4). permitiendo alcanzar niveles adecuados que incentiven y viabilicen la producción de estos hidrocarburos para garantizar el abastecimiento del mercado nacional. debiendo ser consistente.4).3 y 7. En este sentido. 2 LÍQUIDOS Es fundamental que YPFB establezca claramente una estrategia de evacuación de los volúmenes de líquidos. es necesario diferenciar el mercado al que se destinará la producción para establecer la disponibilidad de transporte existente y posibles requerimientos de expansión. Las tarifas de transporte tienen un impacto importante en la rentabilidad de los proyectos de desarrollo. 60 . es fundamental que las decisiones sobre las alternativas de expansión de los sistemas de transporte. se han utilizado las tarifas vigentes para las distintas concesiones de gas natural y líquidos. En el caso del GSA Argentina.4. tanto en el sistema de transporte nacional como en el sistema de transporte destino.2.En lo que respecta a las tarifas de transporte. sean tomadas considerando el criterio económico.4. 4.1 GAS NATURAL Con relación al gas natural. en ese sentido. 4. 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. mercado natural de este desarrollo se requieren ampliaciones. que sea consistente con los plazos y perfiles esperados de producción de este Plan de Desarrollo.2. a efectos de la evaluación del desarrollo. Consecuentemente. el precio de 61 . En este sentido.1. llegando a valores extremos de entre 10 $us/Bbl y 145 $us/Bbl.1 CURVA DE PRECIOS DE REFERENCIA Se establece como precio de referencia para realizar las estimaciones del comportamiento futuro de los precios de los hidrocarburos el precio de crudo internacional West Texas Intermediate (WTI). se definen tres curvas de precios para la evaluación de largo plazo. el WTI ha mostrado un comportamiento oscilante a lo largo del tiempo. Si se considera un horizonte que abarque mayor cantidad de años.1 PRECIOS 5. este precio reproduce el promedio de las cotizaciones del WTI desde 1996 a la fecha.1. medio y alto. A continuación. Se analizaron tres niveles o escenarios de precios: precios bajo. 5.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA SUPUESTOS DE LA EVALUACIÓN 5.5.1. El siguiente gráfico muestra la evolución histórica de las cotizaciones del WTI desde el año 1984 hasta mediados de 2009: 160 140 120 WTI ($us/Bbl) 100 80 60 40 20 0 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 Figura 5-1 Evolución histórica WTI Como puede observarse. para evaluar la solidez del proyecto de desarrollo se definieron distintos escenarios de precios que permitan reflejar los diversos comportamientos del precio del crudo. los cuales están expresados en términos reales y para cada se los mantiene fijos durante el horizonte de la evaluación (flat): • Precio de 40 $us/Bbl: Como un escenario de precios bajos. 0 $us/Bbl. 40. el WTI estuvo cotizándose en valores próximos a este precio. durante los primeros meses del año 2009. Mercado Externo: Promedio WTI a 30 días con un descuento representativo de los mercado de exportación de 5.2 PRECIOS DE LÍQUIDOS Para valorar los Líquidos (condensado y gasolina) entregados. la cual tiene un techo de 27.11 $us/Bbl. Precio de 70 $us/Bbl: Como un escenario de precios alto.1. • 62 . esta curva de precios representa el promedio del WTI de los últimos 4 años. aplica el techo de 27.1. 55 y 70 $us/Bbl.29 $us /Bbl.11 $us/Bbl (sin IVA) y un piso de 24. Es importante destacar que.53 $us/Bbl (sin IVA) aplicable a un WTI promedio 365 días menos un descuento de 6.crudo tendería a ser inferior a los 40 $us/Bbl. Cabe destacar que en todos los escenarios de precios previstos. Esta proyección considera únicamente el último tramo de la gráfica en la que se puede apreciar que se tiene el incremento considerable del precio. los descuentos y metodología de cálculo de precios se expone a continuación. con picos atípicos en la historia del WTI. representado por el promedio del WTI de los 8 últimos años. • • Precio de 55 $us/Bbl: Un escenario medio de precios. El siguiente gráfico muestra la evolución del WTI contrastado con las tres curvas de precios definidas: 160 140 Precio ($us/Bbl) 120 100 80 60 40 20 0 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 WTI Flat 40 Flat 55 Flat 70 Figura 5-2 Curvas de Precios de Referencia 5. de acuerdo al destino de la producción: • Mercado Interno: Banda de precios vigente a la fecha de realización de este ejercicio. 25 * FO1o FO2o FO3o ⎥ ⎣ ⎦ Donde: o o o PG: Precio del Gas natural. F01: Fuel Oil de tres coma cinco por ciento (3. referido bajo el título U. de cada día del trimestre inmediatamente anterior al trimestre correspondiente a la aplicación del PG. en unidades de dólar por barril ($us/bbl). en unidades de dólar por tonelada métrica ($us/TM). o o o o 63 . en unidades de dólar por millón de BTU ($us/MMBTU). 5. el cual es de aproximadamente 1.2 GSA BRASIL Se aplica la metodología de cálculo establecida en el contrato de abastecimiento de gas a Brasil entre YPFB y Petrobrás. P(i): precio base establecido en la Subcláusula 11. para el trimestre pertinente.5 * + 0.1 MERCADO INTERNO DE CONSUMO De acuerdo a la normativa vigente. para la definición de precios de gas natural en el mercado interno de consumo. en unidades de dólar por tonelada métrica ($us/TM). La fórmula de cálculo del precio del gas para este mercado es la siguiente: F 01 F 02 F 03 ⎤ ⎡ PG = P(i ) ⎢0. referido bajo el título Cargoes FOB NWE.01 $us/MPC sin IVA.3. F02: Fuel Oil N° 6 de uno por ciento (1 %) de azufre. 5. 6°API. de cada día del periodo comprendido entre el 01 de enero de 1990 hasta el 30 de junio de 1992. superior e inferior.1.1. F03: Fuel Oil del uno por ciento (1 %) de azufre.S. referido bajo el título Cargoes FOB Med Basis ltaly. F02 y F03: son promedios aritméticos de los puntos medios diarios de los precios. F02o y F03o: son promedios aritméticos.1. Gulf COAST Waterborne.1 del Contrato F01.1. se mantuvo el nivel de precios promedio actual.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. determinados en conformidad con las cotizaciones diarias.25 * + 0.3.1. excluyendo el periodo comprendido entre el 1 de agosto de 1990 al 31 de enero de 1991. determinados en conformidad con las cotizaciones diarias. F01o. superior e inferior. para los mismos Fuel Oil definidos anteriormente.5 %) de azufre. de los puntos medios diarios de los precios. 004 * WTI 2 + 0.875 *WTI + 0. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del FO2.83seno(WTI ) Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0. Las regresiones resultantes son las siguientes: • Fuel Oil 1 (FO1) VS WTI: La regresión correspondiente es: FO1 = 32.Debido a que el precio del gas se calcula en base a los Precios de los Fuel Oil. se han ajustado regresiones estadísticas entre estos precios (Fuel Oil) con el WTI de acuerdo a las cotizaciones históricas.96. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del FO1 800 700 600 $us/TM 500 400 300 200 100 0 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 FO1 Regresión Figura 5-3 Fuel Oil 1 (FO1) vs WTI • Fuel Oil 2 (FO2) VS WTI: La regresión correspondiente es: FO 2 = 0.000025 * WTI 3 Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0.99. 140 120 100 $us/TM 80 60 40 20 0 ene-98 abr-98 jul-98 oct-98 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09 FO2 Regresión 64 .03977WTI 2 − 0.932 * WTI − 0.000154*WTI 3 + 1.996 + 1. para la proyección en el largo plazo. 0 4.7 4.6 2.6 3.6 3.Figura 5-4 Fuel Oil 2 (FO2) vs WTI • Fuel Oil 3 (FO3) VS WTI: La regresión correspondiente es: FO3 = 19.6 2.6 2.6 3.7 4.9 4.6 3.6 4.0 1.5 4.6 2.7 4.6 3.6 2.6 3.7 4. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del FO3.7 4.7 4.6 2.6 2.0 Precio del Gas ($us/MMBTU) 5.7 4.738 * WTI + 0.0096 *WTI 2 Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0.6 3.6 3.6 3.6 2.97.6 2.6 3.6 2. 900 800 700 600 $us/TM 500 400 300 200 100 0 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 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.7 4.7 4.0 3.6 3.7 4. se obtiene una estimación de precios futuros para el GSA.6 2.0 2.7 4.6 2.6 2.678 + 3.6 2.6 3.6 3.0 0.7 4.6 2. como se observa en el siguiente gráfico: 6.7 4.6 2.7 4.6 3.0 3.6 2.6 3.6 2.6 3.6 2.6 3.6 3.7 4.7 4.6 3.6 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 WTI Flat 40 WTI Flat 55 WTI Flat 70 Figura 5-6 Proyección Precio GSA Brasil según WTI 65 2029 .7 4.4 3. 1.5.20 * + 0.0 $us/MMBTU. de manera que el precio en el primer trimestre (PG1) sea igual a 5. La gráfica a continuación muestra el ajuste que se obtiene entre la regresión y el precio real del Diesel Oil.1.3 GSA ARGENTINA De acuerdo al contrato. descrita en el Acuerdo YPFB Enarsa. en unidades de UScents/US galón (USc$/US gal). el precio del gas se proyecta en base a los Precios de los Fuel Oil y Diesel Oil.974 * WTI Esta regresión tiene un coeficiente de determinación R2 de 0. referido bajo el título U. Gulf Coast Waterborne. La regresión resultante es la siguiente: • Diesel Oil (DO) VS WTI: La regresión correspondiente es: DOi = −5. F02i. para aplicar esta fórmula se necesita una regresión entre el WTI y el Diesel OIL. utilizando una correlación estadística entre el WTI y los Fuel y Diesel Oil.20 * + 0. la fórmula de cálculo del precio del gas para este mercado es la siguiente: FO1 FO2 FO3 DO ⎤ ⎡ PG = P0 * ⎢0. F03i y Doi: son los promedios aritméticos de las cotizaciones diarias de los últimos seis meses previos a al trimestre correspondiente. 66 . F01o.0 / FACTOR0.20 * FO1o FO2o FO3o DOo ⎥ ⎣ ⎦ Donde: o o Po es igual a 5.S.3. se aplica una metodología de cálculo similar a la de estimación de precios de Brasil.9 + 2. ya se ha descrito las regresiones ajustadas entre el WTI y los Fuel Oil. Adicionalmente a estas regresiones. F02o. F01 i. 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) o o Como se puede evidenciar.40 * + 0.98. DO: LS Diesel. Anteriormente. 2 3.4 4.7 5.4 4.7 5.2 3.4 4.4 4.7 5.2 3.0 1.2 3.2 3.2 3.7 5.2 3.0 3.2 3.4 4.4 4.2 3.2 3.7 5. 67 .0 0.4 4.4 4.2 3.6 5.7 5.4 4.4 4.0 Precio del Gas ($us/MMBTU) 5.7 5.4 4.4 4.4 4.7 5.7 5.4 4.0 2.2 3. se obtiene una proyección de precios para el mercado Argentina para cada curva de precio definida.7 5.4 4.0 3.7 5.2 WTI Flat 40 WTI Flat 55 WTI Flat 70 Figura 5-8 Proyección Precio Gas Argentina según WTI 5.2 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.7 5.2 3.2 3.300 250 200 $us/TM 150 100 50 0 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 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.4 4.0 4.7 5.2 3.4 4.7 5. como se observa en el siguiente gráfico: 6.2 3.0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 5.7 5.7 5.7 5.4 4.2 3.2 3.7 5.8 4.4 4.1.7 4. habiéndose estimado tanto costos como inversiones en dicha moneda. así como también el riesgo país asociado a las inversiones.1. 5. Como base conceptual.4 INFLACIÓN Todos los valores. 5. plantea que una tasa de descuento apropiada para evaluar un proyecto debe ser calculada con dos 68 . Este rango de tasas de descuento es coherente con los altos riesgos de la industria en sus fases de exploración y desarrollo de hidrocarburos. Entregas de Gas Natural: Mercados Abastecidos Mercado Interno Consumo GSA Brasil GSA Argentina Total Gas Entregado Unidad % % % % 2010 11% 21% 68% 2011 17% 15% 69% 2012 18% 14% 68% 2013 21% 19% 61% 2014 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 98% 2% 2011 98% 2% 2012 93% 7% 2013 75% 25% 2014 93% 7% 100% 100% 100% 100% 100% Figura 5-10 Distribución de producción de Líquidos por Mercado de Destino 5. incrementándose en un punto porcentual hasta alcanzar la tasa de 18%.5 TASA DE DESCUENTO Los resultados económicos están expresados en un rango de tasas de descuento. por lo tanto no se considera un factor de escalación.El cuadro a continuación detalla el porcentaje aplicado al Desarrollo del campo Paloma. Se obtiene así rango de valores posibles para la toma de decisión en la industria de petróleo y gas. específicamente el cálculo del costo de capital bajo la metodología CAPM (Capital Asset Pricing Model).3 TIPO DE CAMBIO Y MONEDAS Las corridas económicas son realizadas en Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica.1. incluidos en las evaluaciones económicas están expresados en términos reales. la teoría financiera. el cual se inicia en 14%. tanto para ingresos.1. costos e inversiones. 1. 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.1.6. se incluyen otros costos vinculados con los programas de relaciones con la comunidad y responsabilidad social corporativa.1. compras y contrataciones. Tales actividades se refieren a operaciones comerciales y de logística.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. gestión de almacenes. el primero un rendimiento de la industria dentro de un ambiente libre de riesgo. 5. costos de procesamiento en plantas y costos de operación de plantas. A continuación se describe esta metodología: RK = R f + β * ( Rm − R f ) + RP Donde: o o o o o RK = Rendimiento del Capital Rf = Rendimiento Libre de Riesgo Rm = Rendimiento del Mercado en general β = Multiplicador de la industria Petrolera RP = Riesgo País 5. los cuales deben cubrir todo el rango de posibles impactos sociales (positivos y negativos) que un proyecto petrolero o gasífero pueda provocar.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.6 COSTOS 5. Por otra parte. 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. 69 .componentes.6. 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. 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 11,4 11,9 14,0 12,0 10,0 8,0 6,7 5,2 4,6 5,1 7,3 20,0 Costo MM$us 15,0 10,0 5,0 - 6,0 4,0 2,0 - 2010 Lifting Cost 2011 2012 2013 Lifting Cost Unitario 2014 Costo Total Unitario Costos administrativos y otros 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 20,0 7,9 15,0 10,0 5,1 4,3 5,0 4,7 6,1 6,6 8,0 12,0 10,0 7,4 10,7 Costo MM$us 6,0 4,0 2,0 - 2010 Lifting Cost 2011 2012 2013 Lifting Cost Unitario 2014 Costo Total Unitario Costos administrativos y otros Figura 5-12 Resumen de costos Desarrollo 70 $us/Boe 8,0 $us/Boe 8,1 8,8 7,8 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 Volumen de producción Precios de Venta (MI con IVA, Crudo export WTI, Gas export Precio venta) Volumen Teórico* (depende de las facilidades) Ponderado de volumenes de ventas entre MI y ME Ingresos para regalías Costo de Transporte (Las tarifas incluyen IVA) Base imponible (Ingresos en Boca de Pozo) 50% Alícuota 11% (Regalía departamental) Alícuota 1% (Regalía Complementaria) Alícuota 6% (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 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) 0.7. se produce un desfase entre los créditos y débitos de IVA. participaciones e IDH de acuerdo a la normativa vigente es responsabilidad de YPFB.2 IMPUESTO AL VALOR AGREGADO (IVA) El modelo económico está construido sobre una base neta de IVA.7. los titulares acumulan un importante crédito fiscal por IVA generado por la importación de bienes y contratación de servicios de construcción y perforación.94% IVA sobre Costos = 14. Si bien. 5. En esta situación.94 % aplicable al 50% de los costos IVA sobre Inversiones = 14. 5. Para ello se aplicaron las siguientes tasas: • • • IVA sobre Retribución del Titular = 14. el modelo está construido neto de IVA.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 . considera mediante cálculo anexo el efecto producido. tarifas de transporte. retribución del titular. inversiones. consecuentemente todos los valores utilizados en la entrada del modelo económico (costos.94 % aplicable al 80% de las inversiones. que el pago de regalías. etc.1.Cabe mencionar.) se encuentran netas de IVA. generando un efecto financiero negativo. Es importante resaltar que durante los primeros años del desarrollo.1. debido a la alta actividad en inversión. el modelo. 5.1. este impuesto puede ser compensado con el IUE efectivamente pagado en la gestión anterior (sin carry forward).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 .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. 74 . 5.Lineal Pozos .7.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.De acuerdo a la legislación vigente.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. La operación de abandono considera las siguientes actividades: • • • Abandono técnico de pozos (Intervención con o sin equipo. Revegetación: gramíneas.1.7.5.1. es decir. taponamiento.1. Escarificación de suelos.).8.6 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. 75 .8 COSTOS DE ABANDONO 5. es necesario cerrar el círculo.7. para que la corrida económica esté completa.5 % Im puesto a las Remes as a l exterior Figura 5-20 Flujograma Impuesto a las Utilidades – Beneficiarios del Exterior Si bien.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. plantaciones de enriquecimiento). etc. se debe considerar los flujos de fondos neto que recibe el inversionista en su país de origen. cementación. reforestación con especies pioneras. de caminos y planchadas y Restauración ambiental (Control de erosión. el sujeto pasivo del IUE-BE es la entidad que recibe los fondos de fuente Boliviana.1. Desmantelamiento (acondicionamiento desmontaje de plantas e instalaciones). 5. plantas rastreras.6 5. Verificar el tope del segundo tapón de cemento. Balancear el segundo tapón de cemento a la altura del BL. Sacar tuberías hasta 300 metros. específicamente en el capítulo IV. 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. Cambio de fluido de completación por fluido de abandono alcalino. En base a este reglamento se determinaron las siguientes operaciones a realizarse. De manera gráfica.8. Fraguado.5.2 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).1. las actividades se resumen en el siguiente cuadro: 76 . Verificar el tope del tapón de cemento. Desmontaje y movilización del Equipo. el cual se refiere al abandono de los pozos y reservorios. Balancear el tercer tapón de cemento a 200 metros Recuperar el cabezal de acuerdo a Normas de Abandono. Sacar el arreglo de producción por piezas Anclar el tapón mecánico Bajar armado de tubería y balancear el primer tapón de cemento. 1. La diferencia fundamental respecto al PTP 2009 esta en 77 .TC. La actualización muestra valores superiores en aproximadamente el doble a las estimaciones presentadas en el PTP 2009. 5. puesto que consideraba las estimaciones realizadas en el año 2007 (primer PTP bajo el contrato de operación).410 (Catorce millones trescientos cinco mil cuatrocientos diez 00/100 Dólares Estadounidenses). La actualización del presente PTP corresponde a la última estimación que se cuenta hasta el momento. Figura 5-21 Esquema de Abandono de Pozos La actualización de la estimación de abandono técnico de pozos para Surubí Paloma (Surubí. Es de esperarse que cuando se presenten abandonos de pozos de forma rutinaria. 20 de Surubí y 11 de Surubí Boque Bajo alcanza un total de $us 14. se pueda mejorar la estimación.3 DESMANTELAMIENTO Las actividades de abandono. que aplicado a los 27 pozos por abandonar de Paloma. Las actividades previstas en el desmantelamiento (acondicionamiento de caminos y planchadas y desmontaje de plantas e instalaciones) tienen un costo estimado de $us 1. de conformidad con las Leyes Aplicables y las Practicas Prudentes de la Industria.772.645 (Doscientos cuarenta y seis mil seiscientos cuarenta y cinco 00/100 Dólares Estadounidenses).904 (Un millón setecientos setenta y dos mil novecientos cuatro 00/100 Dólares Estadounidenses).305.8. TC. considerando que la actividad de abandono ha sido muy baja en los últimos años en Bolivia. TM . no se tiene buenos parámetros de referencia. Paloma y Surubí Bloque Bajo) es de $us 246. incluyen el desmontaje y retiro de plantas e instalaciones. 000 17.000 (Un millón veintiséis mil 00/100 Dólares Estadounidenses).5 RESUMEN DE ABANDONO El costo total estimado por abandono de pozos para el campo Margarita.1. posibilitan la generación de efectos negativos directos e indirectos para el ecosistema de una región.104. donde se incrementó aproximadamente $us 20. es de $us 13. La estimación del trabajo.000 por pozo.410 1.305. Esta cifra se encuentra actualizada respecto a la del PTP 2009 principalmente por inflación. en este sentido se ha dispuesto la elaboración de la Provisión para el abandono de campo.8. alineado con los Estudios de Evaluación del Impacto Ambiental (EEIA) los cuales a su vez consideran la Declaratoria de Impacto Ambiental (DIA) emitida por la Autoridad Ambiental Competente. basada en la Ley N° 1333 del medio ambiente. 5.actualización de la estimación del costo de acondicionamiento de caminos y planchadas.4 RESTAURACIÓN AMBIENTAL Las actividades petroleras de exploración y explotación de hidrocarburos.399 (Trece millones cuatrocientos dos mil trecientos noventa y nueve 00/100 Dólares Estadounidenses): Monto ($US) Abandono de Campo Abandono de pozos Desmontaje de plantas e instalaciones Remediación ambiental Total Costo de Abandono 14. 5. reforestación con especies pioneras. El costo de remediación ambiental se estima en aproximadamente $us 1. posterior a la elaboración del PLAN DE ABANDONO Y RESTAURACIÓN incluye: • • • • • Control de erosión Escarificación de suelos Revegetación (gramíneas.8. sus reglamentaciones y las normativas del Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos.026.026.402. 772.904 1. plantas rastreras.314 Figura 5-22 Resumen Costo de Abandono 78 .1. plantaciones de enriquecimiento) Nota de conformidad por parte del propietario Informe de monitoreo ambiental (Fases de abandono y cierre) enviados a la OSC y AAC Este costo abarca la remediación del área de las planchadas de los pozos y el área de las facilidades. según la infraestructura actual. 4 TABLA DEL ANEXO F El Anexo F del área de Contrato Surubí contiene una única tabla para la distribución de las utilidades entre YPFB y el Titular.13 233.12 35. 5. 79 .1 ACTIVOS DEL CONTRATO Las inversiones estipuladas en el Anexo G del Contrato de Operación entre el Titular y YPFB son las siguientes: VALOR DE ACTIVOS CONCILIADO Unidades Monto Valor origen de activos a Mayo 2007 Depreciación de activos a Mayo 2007 Valor de Activos Neto MM$us MM$us MM$us 297. 5. En base a la estimación de costos de abandono anteriores.1.38 63.9.2 COSTOS RECUPERABLES PENDIENTES DE RECUPERACIÓN Los costos recuperables pendientes de recuperar estimados a Diciembre 2009 para esta área de Contrato son de 7.3 LÍMITE DE RECUPERACIÓN DE COSTOS El límite de utilización del Valor Neto de los Hidrocarburos para la recuperación de los costos es de 100%.68 MM$us.1.9 PARÁMETROS DE INICIACIÓN DEL MODELO ECONÓMICO 5.9.Los montos anteriores requieren revisiones periódicas de actualización según las últimas cotizaciones y actividades previstas a realizar.9.85 MM$us MM$us 262.1. para la evaluación económica del desarrollo se aplica este costo unitario por los nuevos pozos perforados. Las tablas siguientes muestran los porcentajes de participación de YPFB en las utilidades generadas del campo. se determina un costo unitario por cada pozo.73 Figura 5-24 Resumen Anexo G y nuevas inversiones al 31 de Diciembre de 2009 5.1.1. 5.75 Figura 5-23 Resumen Anexo G Valor de Activos Anexo G a Dic-09 Valor de Activos (Valor Origen + altas) Depreciación Total Valor de Activos Neto Unidades Monto MM$us 297.9. 5 MM$us 5.1.0 400.00 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 0.0 200.86 2.10 FINANCIAMIENTO El análisis económico se realiza desde el punto de vista puro del proyecto por lo cual no incluye ninguna previsión para financiamiento de las inversiones. 80 .5 UTILIDAD DEL TITULAR DE PERIODOS ANTERIORES A LA EVALUACIÓN La estimación de la Utilidad del Titular Acumulada desde el inicio del titular hasta Diciembre del 2009 es de 20.86 5% 3% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1.400.28 3.74 Figura 5-26 Amortizaciones de Abandono 5.14 10% 8% 6% 4% 2% 1% 1% 1% 1% 1% 1.0 1.61 8.0 800.1.0 1.600.800.78 30% 28% 26% 24% 22% 20% 18% 16% 14% 12% 3.0 600.00 25% 23% 21% 19% 17% 15% 13% 11% 9% 7% 2.1.000.0 1.43 15% 13% 11% 9% 7% 5% 3% 1% 1% 1% 1.28 30% 28% 26% 24% 22% 20% 18% 16% 14% 12% Figura 5-25 Tabla de Participación de YPFB 5.200.72 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 2.9.28 30% 28% 26% 24% 22% 20% 18% 16% 14% 12% 2.0 0.YPFB 0.6 AMORTIZACIONES DE ABANDONO PASADAS Los montos correspondientes al Abandono del Área que se han ido provisionando por el Titular en una cuenta exclusiva para ese fin son los siguientes: Amortización de Abandono 2007 2008 2009 Total Unidades MM$us MM$us MM$us MM$us Monto 2.50 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 0.0 1.0 1.9. la economía del proyecto se ve fuertemente comprometida.37 -3.36 -3.63 3.1 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. Los campos productores de líquidos.37 -3.86 3. En las condiciones económicas actuales (precio de petróleo con techo de 27. 5.07 -0.42 3. 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.17 0. Por otro lado.28 0. como es el caso de los campos Surubí y Bloque Bajo.38 0.2. El costo de desarrollo de los proyectos con objetivo petrolífero requiere un mayor ingreso para que sean viables en términos económicos.36 -3. 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. En el caso particular de esta Área de Contrato. 81 .13 3. presentan una situación económica comprometida. 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). Para escenario de precios inferiores.2 RESULTADOS ECONÓMICOS Como ha sido demostrado en la presentación de las alternativas conceptuales de desarrollo para el área de contrato Surubí.03 -0. aún considerando el incentivo de campos marginales según DS-28984.11 $us/Bbl) y un nivel de Regalías. puesto que la carga tributaria que deben soportar estos campos dificulta su explotación y no viabiliza el desarrollo de recursos adicionales.22 3.5.02 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. 2 SENSIBILIDADES Y PRUEBA DE RIESGOS Se realizó una sensibilidad a las principales variables que pueden afectar la viabilidad del proyecto. 5. el proyecto deja de ser económico.El proyecto es conveniente económicamente solo para el escenario de precios más optimista de 70 $us/Bbl. como ser Inversiones (Capex) y Costos (Opex).2. 82 . 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%) 3 VAN @ 15% Millones de Dólares 2 2 1 1 0 -1 -1 -2 -2 -3 -3 Capex Opex -20% -10% 0% 10% 20% Figura 5-28 Sensibilidad al VAN del proyecto Tal como se observa. todo proyecto a ser ejecutado como parte de este desarrollo debe ser planteado con criterios de maximización de eficiencia. ante un ligero incremento del costo de operación así como también de inversión. por lo tanto. 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.48 -3.06 -2. se realiza la sensibilidad que si el pozo fuese perforado y no se le asigne ningún mercado.55 -3.11 -2.27 -2. el proyecto tendría que retrasarse o suspenderse.80 -1. 83 .82 -1.01 Figura 5-29 Pérdida de Valor por Retraso de 1 año Como se puede apreciar.2. o en su defecto no existiese capacidad suficiente de transporte en el norte para evacuar la producción.78 -1. en tal sentido.34 -3. el proyecto es muy sensible en caso que no se asigne mercado. 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 -1.5. la ejecución del proyecto se encuentra altamente comprometida. en tal sentido.41 -3.77 -1.04 -2.75 -3. 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-A8.08 -2. 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. clientes y entorno local”. con cargo al proyecto. al que se adhiere la empresa en su Política Ambiental y de Seguridad. instalaciones y servicios. prestando especial atención a la protección de los empleados. siendo condición necesaria para ello. indígenas y originarios. 84 . 6. Previamente a la aprobación de los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental. ya sea el Ministerio de Hidrocarburos. Indígenas y Originarios y áreas de alto valor de biodiversidad.1 INTRODUCCION En nuestros días. 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. obras o proyectos hidrocarburíferos. autorización. En particular se realizaran consultas públicas: • Previamente a la licitación. obligatoria y oportuna a las comunidades y pueblos campesinos. contratistas. 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. 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.6. obras o proyectos hidrocarburíferos a desarrollarse en lugares de ocupación de las Comunidades y Pueblos Campesinos. obra o actividad hidrocarburífera de que se trate. convocatoria y aprobación de las medidas. 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. Cuando se trate de Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental para actividades. 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. Los procesos serán financiados por el Poder Ejecutivo. contratación. 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. culturales y ambientales identificados en el Estudio de Impacto Ambiental y Social. como la Política de Acción Social.1. 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. especialmente en el momento de la • • • 85 . Las consultas con los grupos de interés. 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. con comunidades que podría ser nuestros vecinos durante los próximos años.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.Un Programa de Relaciones con la Comunidad equilibrado. asumido tanto en su Política Ambiental. Poner en marcha un plan de apoyo comunitario que ayude a satisfacer las necesidades básicas de las poblaciones indígenas y campesinas vecinas. generalmente constituyen el primer paso hacia la creación de relaciones de largo plazo. depende de la operación petrolera a desarrollar y del área donde estará localizada. En la elaboración del plan se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: • 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.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. El Compromiso del mayor nivel de decisión de la empresa es fundamental para el éxito del trabajo. que comienzan con anterioridad al inicio de una determinada actividad. La cantidad de datos sociales a estudiar y el tipo de evaluación que de ellos se haga. Desarrollar los trabajos en un clima de armonía y mutuo respeto. a la vez que le permite colaborar con el Gobierno en la satisfacción de las necesidades locales en el área donde opera. 6.1. 6. 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. 6. salud y organización local. son fundamentales para la planificación del Plan de Relaciones con la Comunidad.. cuando se prepara el Estudio de Impacto Ambiental y Social. Fase de evaluación de resultados 1) Fase de obtención de datos y planificación. 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. que permiten identificar sus principales necesidades. Desarrollo y control de la gestión.. características demográficas y de población. con amplio conocimiento del idioma Quechua. es un proceso necesario para asegurar el éxito del mismo. Lograr que las Comunidades comprendan el enfoque del desarrollo de cada etapa del proyecto de operación Las reuniones con los miembros de las comunidades. 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.3 PASOS DE LOS PROGRAMAS DE RELACIONES COMUNITARIAS • • • Fase de obtención de datos y planificación. debe hacerse desde el inicio.La información básica requerida para diseñar el Plan de Relaciones Comunitarias. 2) Recopilar datos referentes a: recursos naturales. También es importante evaluar la participación de alguna ONG o de entidades consultoras especializadas. • 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. recursos culturales. 3) Estudio de Impacto Ambiental y Social.1. El proceso de consulta debe ser abierto y transparente.. Para este efecto el Operador cuenta con un operador social permanente en el campo.elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y Social. Una forma de evaluación es valerse de datos tomados directamente de las personas involucradas en el programa (de los 86 . de acuerdo al éxito de cada etapa de Exploración y Producción.Un programa de Relaciones Comunitarias eficaz es conocer la realidad social de las Comunidades que habitan en el área de la futura operación.La evaluación es permanente en el desarrollo de un proyecto social. Villa Unión. 6. SURUBI BLOQUE BAJO 6.4 AREAS DE INFLUENCIA 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. encuesta y cuestionarios. 87 . Mejorar diseños de proyectos futuros con otros Grupos de interés. Guiar y mejorar la ejecución de los proyectos. Palcamayu. Puerto Andino.Corresponde a la zona dentro del área de construcción del proyecto por ejemplo aquella donde se lleva a cabo el movimiento de tierras. La población aproximada es de 4. Gualberto Villarroel. Área de Influencia Indirecta.Es el área que incluye a las poblaciones circundantes y puede sufrir impactos secundarios.. Nuevo Horizonte. Controlar la calidad de las acciones que estamos ejecutando.1.Corresponde a la zona dentro el área afectada indirectamente y que se encuentra fuera del área de influencia directa.2 PLAN SOCIAL PARA LAS COMUNIDADES VECINAS A LOS CAMPOS SURUBI. etc. Diagnosticar las dificultades que se puedan presentar durante el proceso. Illimani.1 UBICACIÓN DE LAS COMUNIDADES Los Campos Surubí y Paloma se encuentran ubicado en la Prov. Las familias que componen estas Comunidades son de origen Quechua y Aymará provenientes del occidente del País. la apertura de picadas. Oriental. La evaluación continua nos permite: o o o o o o Lograr satisfacción por parte de los Grupos de Interés. Nueva Vida. Área de Influencia Regional.. Por ejemplo en esta zona no hay movimiento de tierras. Orientar y reorientar el proceso de elaboración del proyecto.. 6.2. Carrasco del Departamento de Cochabamba. entrevistas. las mismas que están en la jurisdicción del Municipio de Entre Ríos – Sub Alcaldía Manco Kápac.800 habitantes. PALOMA. 3ra Manco Kápac y Cruce Andino. las Comunidades que forman parte del área de influencia directa son: Andino.beneficiarios y de los participantes de la acción) utilizando observaciones. 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).6.2 SELECCIÓN DE PROYECTOS Y FIRMA DE CONVENIO En el primer trimestre de la gestión. los cuales son. en algunos casos y para los proyectos de mayor inversión. preferentemente. En este acuerdo se establecen las contrapartes. 88 . normalmente el aporte de la Empresa es del 50 % al 70 % en cada obra. Federaciones y Autoridades Municipales. Educación. Integración Social y Desarrollo Comunitario. la Comunidad aporta con la mano de obra no calificada y del saldo se hace cargo el Municipio. se desarrollarán reuniones de coordinación con las Comunidades. Dirigentes de los Sindicatos. para evaluar y priorizar las necesidades que son elevadas por sus bases. se buscan alianzas estratégicas con algunas ONGs que se encuentran trabajando en la Zona como Mano a Mano y ANVI II. como es norma cada año. Una vez consensuados los diferentes proyectos sociales.2. en el área de Salud. Centrales. 89 . Para lograrlo REPSOL YPF se guiará por los siguientes principios: • LIDERAZGO Y GESTION INTEGRADA La Dirección liderará los programas de seguridad. PROPUESTA DEL TITULAR PARA GARANTIZAR LA PROTECCIÓN AMBIENTAL.2 POLÍTICA DE 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. SALUD Y MEDIO AMBIENTE EN TODO EL CICLO DE LAS ACTIVIDADES REPSOL YPF tendrá presente criterios de seguridad. • CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS REPSOL YPF cumplirá los requisitos legales vigentes en cada lugar. la salud de las personas y la protección del medio ambiente. respetando la biodiversidad y a las comunidades locales. salud y medio ambiente en su estrategia. SALUD Y BIENESTAR DE LAS PERSONAS 7. SEGURIDAD. salud y de medio ambiente. salud y medio ambiente y proporcionará los recursos necesarios asegurándose de que todo el personal conoce y trabaja de acuerdo con los principios establecidos. así como definirá la normativa interna necesaria estableciendo estándares comunes de comportamiento en materia de seguridad. así como también los medios y recursos disponibles para el desarrollo del Área de Contrato Surubí. SALUD Y MEDIO AMBIENTE Repsol YPF asume el compromiso de desarrollar sus actividades considerando como valores esenciales la seguridad. La línea de mando integrará la seguridad.1 INTRODUCCIÓN El presente Plan de Seguridad y Medio Ambiente tiene por objeto establecer las Políticas de Medio Ambiente y Seguridad. 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.7. 7. De igual manera. requeridos para lograr un excelente desempeño ambiental y los mejores estándares en Salud y Seguridad ocupacional. con independencia del área geográfica donde lleve a cabo su actividad. planificará considerando las tendencias legislativas y los estándares internacionales. • INCORPORACIÓN DE CRITERIOS DE SEGURIDAD. A. los estándares corporativos y las Normas ISO 14001.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) 7. el medio ambiente y exposiciones al riesgo. El SIG ha sido desarrollado en función de la Política. Sea cual sea el puesto o ubicación geográfica.• MEJORA CONTINUA REPSOL YPF establecerá objetivos de mejora y metas en seguridad. evaluará el desempeño y aplicará las correcciones necesarias para alcanzar los logros propuestos. Salud. mantiene. salud y medio ambiente de forma sistemática. Seguridad y Calidad (SIG).1 ASPECTOS GENERALES REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. la Legislación aplicable. Estas auditorias periódicas tienen la finalidad de evaluar el grado de cumplimiento con los requisitos corporativos de Exploración y Producción. asumiendo la responsabilidad de controlar y mitigar los impactos a la salud. Con este recurso. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. REPSOL YPF considera que “Cumplir y hacer cumplir esta Política” es responsabilidad de todas las personas que participan en sus actividades. sobre cuestiones de seguridad. Salud. seguridad y calidad con los que se encuentra comprometida la empresa a través de su “Política de Medio Ambiente. Perforación y Producción de Petróleo y Gas. 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. Seguridad y Calidad". 90 .3. salud y protección ambiental. revisa y mejora su SIG garantizando el cumplimiento de los objetivos de medio ambiente. permitiendo así la toma de acciones para la mejora. Asimismo trabajará en la búsqueda de nuevas soluciones técnicas. la legislación vigente y los requisitos de las respectivas normas internacionales. salud. establece. base del Sistema Integrado de Gestión de Medio Ambiente. así como la calidad de los productos y el servicio en las operaciones de Exploración. Su mantenimiento y adecuación. así como también mediante auditorias externas realizadas por organismos de certificación acreditados. todos los empleados son responsables de su propia seguridad así como de contribuir a la seguridad. mantiene un compromiso a través de su Política. OHSAS 18001 e ISO 9001. se verifica a través de rigurosas auditorias internas realizadas por personal propio. 7. • COMUNICACIÓN Y RELACIONES CON LA SOCIEDAD REPSOL YPF mantendrá canales de comunicación con los grupos de interés.A. salud y desempeño ambiental individual y colectivo. Perforación. Además incluye los Programas de Gestión necesarios para el cumplimiento de los objetivos y metas fijados. para su control y tratamiento. cuenta con la certificación de las Normas ISO 14001. formularios. Salud. Terminación y Reparación y Producción de Petróleo y Gas que desarrolla REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Estos procedimientos regulan el funcionamiento y estructura de los sistemas en su totalidad. Nivel V contiene los Planes de Contingencia que estipulan todos los mecanismos a seguir ante situaciones de emergencia. que especifican la forma de realizar las actividades vinculadas a los sistemas. ISO 9001 y OHSAS 18001 para las operaciones que realiza en el Área Surubí.A. incluyendo una referencia a la documentación en la que se sustenta el mismo y sus Anexos. Producción de Petróleo y Gas. Perforación.. control y mitigación de los impactos a la salud. Asimismo. Todos los Registros que se generan como evidencia del resultado de las actividades son incluidos como documentos en este Nivel. la que declara el compromiso adquirido por la Alta Dirección del cumplimiento legal.2 ALCANCE DE SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) El SIG aplica en las actividades de Exploración. instructivos. otorgada por el organismo de certificación Bureau Veritas Certification.3. 7. Nivel IV contiene los Objetivos y Metas de Medio Ambiente.3. programas y gráficos vigentes.A. su definición e interacción se encuentran definidos en este nivel e incluidos en el Manual del SIG como Anexos. de la siguiente manera: Nivel I contiene la Política de Medio Ambiente. Nivel II contiene el Manual del SIG donde se describe en forma general la estructura del sistema. que pretende alcanzar. Seguridad y Calidad de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Seguridad y Calidad de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Industrialización y Comercialización. Nivel III contiene los procedimientos. basados en la Política y en los riesgos y aspectos ambientales significativos. La identificación de los procesos claves. las distintas responsabilidades.A.3 DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) La documentación del SIG está estructurada en seis niveles. en el Área de Contrato Surubí.7. ya sean generales u operativos. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. mecanismos de control. mejoramiento continuo. el medio ambiente y exposiciones al riesgo generadas en todas sus operaciones de Exploración. 91 . Salud.A. 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). se completa la caracterización del mismo identificando las siguientes variables: Temporalidad (pasada. así como las descargas y emisiones de todo tipo. productos y servicios. 7. actual. La identificación de los aspectos Ambientales surge como resultado del análisis de los procesos considerando y evaluando las corrientes entrantes y salientes. quejas. 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. Existen inquietudes. códigos de prácticas industriales. etc.Nivel VI contiene documentos internos y externos vinculados a temas de medio ambiente. Tipo de Responsabilidad (directa. seguridad y calidad y las Normas ISO 14001. OHSAS 18001. 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 . Códigos. Está vinculado a: • • • • Requisito(s) legal(es) aplicable(s). estándares o normas internas de la organización. 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”. Anormal. Luego de realizar la identificación de un aspecto Ambiental. Para ello se ha establecido que cada Área debe realizar la identificación de los aspectos ambiéntales asociados a sus actividades. Contingencia). ISO 9001 e ISO/TS 29001. sobre los cuales se fundamenta el SIG.3. reclamos y/o demandas de partes interesadas debidamente justificadas. Requisitos de otro tipo a los que la organización suscribe (acuerdos con autoridad de aplicación. Condición de la Operación (Normal. salud. El riesgo Ambiental es la combinación entre la probabilidad de que ocurra un determinado evento peligroso y la magnitud de sus consecuencias. futura). perforación. en sus operaciones de Exploración. índice de procedimientos. materiales y medio ambiente. Terminación y Reparación y Producción de Petróleo y Gas. las nuevas Leyes. 7. y Contratistas.6 IDENTIFICACIÓN DE REQUISITOS LEGALES Para identificar la nueva normativa legal o posibles cambios en la vigente. se efectúa a través de una técnica cualitativa que permite identificar todos los peligros potenciales a nivel de grandes procesos (exploración. Workover y Producción de Petróleo y Gas. productos y/o servicios involucrados en las operaciones de Exploración. workover y producción) que pudieran generarse durante la operación de los mismos. pueda determinar cuáles son sus riesgos de Seguridad y Salud en el Trabajo tomando en cuenta las entradas y salidas asociadas con las actividades. equipos. procesos. 7.5 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES El análisis para conocer los peligros a los que está expuesto el personal.3. La evaluación se realiza para cada riesgo identificado.A. El índice de probabilidad está definido por 5 sub-índices: Indice de estado de instalaciones o equipos. 93 . se procede a solicitar.3. severidad y riesgo de acuerdo al procedimiento “Identificación y Evaluación de Riesgos Laborales”.A. Decretos. 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. representa la gravedad que sobre una persona puede tener la materialización del peligro que se está evaluando para la tarea en cuestión.(IC) Los aspectos ambientales que se identificaron y evaluaron corresponden a las actividades que desarrolla REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Perforación. calculándose los índices de probabilidad. Una escala de 5 niveles define la gravedad de las lesiones que puede llegar a padecer un trabajador. índice de capacitación. de una entidad boliviana especializada en seguridad y ambiente contratada específicamente para tal efecto. índice de personas expuestas y índice de frecuencia: IP = IEI + IPR + IC + IPE + IF El índice de severidad. Perforación. a la base de datos de requisitos legales de Repsol YPF E&P Bolivia S. 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. revisa el SIG periódicamente. de Repsol YPF E&P Bolivia S. para su aprobación.3. con otros entes o personas naturales o jurídicas. los medios o recursos requeridos y el plazo de ejecución expresado a nivel mensual y anual. Esta entrega de información se hace conforme se dicten o modifiquen las nuevas leyes. alianzas y otros compromisos a los que adhiera Repsol YPF E&P Bolivia S. El Programa de Gestión es considerado como una herramienta clave para la mejora continua del SIG. establece y mantiene un Programa de Gestión Ambiental. Los mismos son identificados por la Gerencia de Asuntos Jurídicos y comunicados a la Gerencia de MASC. 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. SEGURIDAD Y CALIDAD Repsol YPF E&P Bolivia S. medio ambiente y calidad.Resoluciones y otras normas que hubiesen sido promulgadas referentes a temas de seguridad. El Gerente de MASC es el responsable de revisar. En él se recogen las responsabilidades.N. de Seguridad. 7. para asegurarse de que el sistema continúa dentro de los lineamientos Corporativos 94 . para su aprobación. Se consideran requisitos de otro tipo a las normas.A. contratos. establecer y controlar el cumplimiento del Programa de Gestión de la organización de manera semestral. Salud en el Trabajo y Calidad que permite la consecución de los objetivos y metas así como otros requisitos del SIG.8 REVISIÓN POR LA DIRECCIÓN La Dirección de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A.3.A.7 OBJETIVOS Y METAS DE MEDIO AMBIENTE. El Programa de Gestión indica las actuaciones propuestas para cumplir con cada objetivo.N. Luego de identificar las Leyes. Decretos. Repsol YPF E&P Bolivia S. a través de sus Gerencias define sus objetivos a medio y largo plazo. acuerdos. convenios..A. resoluciones y otras normas.N.. los cuales son enviados a la Dirección de la U. 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. 7.A. incluyendo la designación de niveles de responsabilidad para su cumplimiento. decretos. algunos adquieren el carácter de significativos. seguridad y salud ocupacional de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. riesgos industriales y laborales significativos. La Dirección de Repsol YPF E&P Bolivia S.9 COMUNICACIONES EXTERNAS El SIG de Repsol YPF E&P Bolivia S.. para controlar y minimizar el efecto de los aspectos ambientales. establece y mantiene un procedimiento para el manejo de sus comunicaciones. Esta revisión se la realiza una vez por año. Las revisiones están dirigidas a evaluar la conveniencia. La Dirección de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. involucrado en los 95 . acorde al SIG. con el Gerente de MASC (Representante de la Dirección) y los Gerentes de Areas. 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.y de las Normas ISO 14001. Seguridad.3.10 CONTROL OPERATIVO Una vez identificados y evaluados los aspectos ambientales. 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. adecuación y eficacia del SIG incluyendo la evaluación y mejora del desempeño en calidad. OHSAS 18001 e ISO 9001. riesgos industriales y laborales. 7. y satisface los requerimientos planteados con los objetivos y metas de la organización. Los procedimientos de Control Operativo son el instrumento usado por REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Dicho procedimiento se aplica en la recepción de documentación y respuesta de comunicaciones externas e internas relacionadas con el Medio Ambiente. Para cerrar con el círculo de mejora continua es necesario que luego de verificar el sistema se realicen los ajustes necesarios al mismo.3.A. 7. Los procedimientos de Control Operativo se encuentran en los lugares de trabajo y al alcance del personal responsable de ejecutar las tareas.A..A. es el responsable de revisar el SIG. Objetivos. ya sea personal propio o de contratistas. Metas y otros elementos del sistema integrado de gestión.A. revisa las posibles necesidades de cambio de la Política. ambiente. Salud en el Trabajo y Calidad. 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.A.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. 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 . en los que se establecen los mecanismos de control y el criterio operativo correspondiente a la misma. En el Procedimiento de Medición y Seguimiento se describe la metodología aplicable para el cumplimiento del mismo.3. relacionadas con los aspectos ambientales significativos. 7. 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. A esto se suman monitoreos y seguimientos de las características claves de la operación de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. 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. 7.12 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.3. que están encaminados a verificar el cumplimiento de los parámetros ambientales estipulados por la Legislación Boliviana..La descripción de la actividad es una guía para la ejecución de los trabajos. así como a cualquier otro requisito que esté definido dentro del SIG. El procedimiento de No Conformidades. Todos los registros de acciones correctivas y preventivas se usan para evaluar el SIG de Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Las No conformidades pueden ser detectadas por: • • • • • • • Una Auditoría al SIG Una Auditoría Corporativa o Cruzada Revisiones por la Dirección Por Gerentes. 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. E&P Bolivia S. 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. ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS Una de las herramientas más importantes del SIG implementado por Repsol YPF E&P Bolivia S.• • • Indice de Frecuencia Indice de Gravedad Indice de Frecuencia de accidentes de tránsito 7. y/o se iniciará una Acción Correctiva con el fin de eliminar las causas que la produjeron. es la capacidad de identificar.A. Acciones Correctivas y Preventivas es el documento que rige esa actividad. 97 . Por otro lado. se iniciarán Acciones Preventivas para prevenir la aparición de No Conformidades o evitar problemas potenciales eliminando las causas que podrían originarlos. controlar y dar seguimiento a las No Conformidades y las acciones derivadas para su tratamiento.A. en las Revisiones por la Dirección. personal de la Gerencia de MASC y Jefaturas y Supervisores de Exploración.3..13 NO CONFORMIDADES. 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. investigación y registro de incidentes. desempeño del SIG con los requisitos de las Normas ISO 14001. cuando se presenta una razón de fuerza mayor que amerite la revisión del sistema o parte del mismo. a través de un procedimiento define con precisión la metodología a seguir para la comunicación.15 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL SIG Repsol YPF E&P Bolivia S. el medio ambiente.A. El procedimiento es de aplicación obligatoria en todo el ámbito de desarrollo de las actividades de Repsol YPF E&P Bolivia S. 7. Las auditorías internas al SIG se realizan de acuerdo al programa de auditorías o por pedido expreso del Director de la U. además.4 CAPACITACIÓN EN MEDIO AMBIENTE.A.7.A. Las auditorías tienen el propósito. El Representante de la Dirección en base a diferentes requerimientos planteados en el procedimiento correspondiente designa al Grupo de Auditores Internos del SIG. estableció y mantiene un procedimiento para realizar la medición y seguimiento del SIG mediante el uso de auditorías internas. Además sirven para verificar el cumplimiento de los requisitos legales aplicables y de las normas internas de la empresa. por lo que sus resultados son comunicados a la Dirección de la U. la seguridad y salud en el trabajo. hayan recibido el entrenamiento 98 . como así también al Auditor Líder. de verificar la correcta implementación del SIG y proveer información a la Dirección de Repsol YPF E&P Bolivia S. respecto al grado de cumplimiento. evaluando la efectividad de los procedimientos de control operativo. accidentes y cuasi accidentes. Éstas permiten verificar el cumplimiento de los requisitos legales. propio o de sus empresas contratistas. cuyas actividades se relacionen con la calidad. así como la verificación del cumplimiento de los requisitos de la normativa corporativa. INVESTIGACIÓN Y REGISTRO DE ACCIDENTES E INCIDENTES Repsol YPF E&P Bolivia S. SALUD Y SEGURIDAD OCUPACIONAL Repsol YPF E&P Bolivia S.14 COMUNICACIÓN. Adicionalmente las auditorías pueden ir orientadas a facilitar el control de las actividades que generan riesgos industriales.3. OHSAS 18001 e ISO/TS 29001. requiere que todo el personal. laborales o impactos al medio ambiente. y sus empresas contratistas.3.A. o Gerente de MASC (Representante de la Dirección).N. La información obtenida de las auditorías internas forma parte de la documentación para las revisiones por la dirección. 7.N.A. El Gerente de MASC (Representante de la Dirección) es el responsable de elaborar y comunicar el Programa Anual de Auditorías. Salud. 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. Seguridad y Calidad. Seguridad. cuyo manejo y control es responsabilidad de la Gerencia de RRHH.adecuado. Para lograr los resultados esperados de la capacitación se elabora un Plan de Capacitación Anual o Bi-anual. Conocer sus roles y responsabilidades para alcanzar la conformidad con la Política. Para lo cual establece y mantiene un procedimiento que permite a los empleados: • • • • Conocer la importancia de cumplir con la Política de Medio Ambiente. Procedimientos y con los requerimientos del SIG. Reportar el desempeño del SIG a la Dirección para revisión y como base del mejoramiento continuo. • A su vez. incluidos los planes de contingencias. así como los riesgos de sus actividades. Procedimientos y con los requerimientos del SIG.A. Salud. Conocer las consecuencias potenciales a partir de una desviación de los procedimientos establecidos. 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. Tomar conciencia sobre los aspectos ambientales significativos y sus impactos. Repsol YPF E&P Bolivia S. Un tercer programa anual de capacitación referente a temas de Medio Ambiente. 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. Seguridad y Calidad. Esta capacitación específica incluye: • 99 Política de Medio Ambiente. . Para su reglamentación e implementación se lo divide en 2 grupos de programas. Los talleres especializados en el SIG se los lleva a cabo durante el proceso de desarrollo. a través de tres sistemas: • • • SISTEMA DE COMUNICACION SISTEMA DE MANDO SISTEMA DE INTERVENCION 7.1 GENERALIDADES Las emergencias hacen referencia y se controlan a través de los diferentes Planes de Contingencias aplicables en la empresa. Identificación y Evaluación de Aspectos Ambientales. establece obligaciones y responsabilidades.A. 7. Identificación y Evaluación de Riesgos Laborales. Gestión por Procesos. El plan define una operación integrada.5 PLAN DE CONTINGENCIAS AREA SURUBÍ 7.2 SISTEMA DE COMUNICACIÓN 100 . Herramientas del SIG para la mejora continua. Planes de Cotingencias y Respuesta ante Emergencias.• • • • • • • Conceptos Generales Normas ISO 14001:2004. además de fijar procedimientos que permiten una rápida acción para actuar en situaciones de emergencia.5.5. 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. OHSAS 18001:2007 e ISO/TS 29001:2003. Capacitación para Auditores Internos del SIG de Repsol YPF Bolivia S. ocasionado por causas naturales o accidentales. El Jefe del Grupo de Respuesta recibe con una periodicidad semanal y/o mensual. en Instalaciones del Área Surubí la información de la emergencia será recibida por el Supervisor de Turno. 2 . en Instalaciones del Área Surubí la información de la emergencia será recibida por el Jefe del Grupo de Respuesta. derrame. pérdida de gas o descontrol de pozos.5. que por sus funciones no puede abandonar el lugar de trabajo en forma inmediata. Por lo general el Punto de Reunión se encuentra en un área abierta. calidad y estado de obsolescencia de los recursos materiales.3 SISTEMA DE MANDO 101 . el Plan de Contingencia contempla un Punto de Reunión. una preventiva y otra correctiva. permanecerá en sus lugares hasta que se les solicite la evacuación. convocando al Grupo de Respuesta e informará al Jefe del Grupo de Respuesta que esté de Guardia Pasiva. convocando al Grupo de Respuesta para la aplicación del Plan de Contingencia. La Fase Preventiva incluye en primer lugar la capacitación y simulacros. quien evaluará la emergencia y de ser necesario activará el sistema de alarma. dentro del área de planta. como así también el conocimiento: sobre cantidad. que detecta un acontecimiento no deseado como ser explosión. alejada y de fácil acceso. 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. 7. respecto de la planta El personal de Puestos Críticos. ambulancias. quien evaluará la magnitud de la emergencia y de ser necesario activará el sistema de alarma.Si el acontecimiento ocurre DENTRO DEL HORARIO DE TRABAJO DIURNO EN DIAS HABILES. FINES DE SEMANA O DIAS FERIADOS. herramientas varias y productos que se disponen en el área para paliar la contingencia.Si el acontecimiento ocurre EN HORARIO NOCTURNO. autobombas. incendio. Ante el anuncio de ALARMA. y en espera de una directiva. Cuando el Operador reciba una llamada de aviso de un acontecimiento no deseado. por parte del Jefe del Grupo de Respuesta. ya sean instalaciones fijas. activará el rol de llamadas de acuerdo a las siguientes etapas: 1 . contratado y visitas) se congrega para el recuento. donde todo el personal (propio. Se mantendrán en su puesto solo si su lugar de trabajo no está involucrado en la emergencia y es seguro permanecer en el. la señalización de seguridad y vial de los lugares de evacuación.Los sistemas de comunicación dentro del Plan de Contingencia tienen dos fases. además. Confecciona el Informe Preliminar dentro de las 24 hs. con quién mantiene un contacto permanente. en consulta con su Grupo de Respuesta. Esta responsabilidad por lo general. ingresando la información al Sistema GAMA. Asegura que el área en emergencia haya sido aislada.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. para lo cual establece el sistema de comunicaciones más apropiado. coordinando los trabajos de las mismas. Sin embargo en casos graves Nivel 3 rojo estará asesorado por un equipo de especialistas en diferentes materias.3. Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta y Supervisor de MASC de Campo son las que se señalan a continuación: 7. recae en una sola persona. 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. electricidad y petróleo. Si es necesario dirige las acciones de la Brigada de Ataque. a los integrantes de las diferentes brigadas. Solicita un informe de la emergencia. con la función de Jefe de Operaciones del Grupo de Repuesta. Jefe del Grupo de Respuesta califica el nivel de acontecimiento. que es su subordinado directo. Determina las estrategias y prioridades de protección de los recursos amenazados.Las funciones del Jefe del Grupo de Respuesta. Si corresponde. ordena el corte de suministro de gas. Coordina las tareas del Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta. quien dependerá del Comité de Crisis. 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. de ocurrida la contingencia o designa una persona para la elaboración del mismo. Cuando sea necesario puede designar varios Jefes de Operaciones y/o Supervisores. Convoca en forma total o parcial. Esta persona la designa él mismo. 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. • • • • 102 . previa delimitación de las áreas geográficas de actuación de cada uno de ellos. Notifica de la emergencia al Gerente de Producción en Santa Cruz.5. lo mantiene informado permanentemente sobre la evolución del hecho y el avance de las tareas de neutralización del acontecimiento. Su función es: • Ejercer una supervisión constante del área de operaciones bajo su responsabilidad. 7. de acuerdo a las características de la emergencia. para minimizar el riesgo. Esto incluye películas. • 103 . informando al Jefe del Grupo de Respuesta.• Ordena todo el registro de documentación necesaria para las acciones y reclamos por seguros. videos. • • 7. de las tareas operativas que se desarrollan en la zona afectada. informes.3 SUPERVISOR DE MASC DE CAMPO • Lleva el recuento del personal que integran las diferentes Brigadas.5. • • • Nota: esta secuencia no fija un orden de prioridades.3. el Jefe del Grupo de Respuesta es quién la establece. es decir. Plantea sus requerimientos al Jefe del Grupo de Respuesta. Se encarga de que se mida el nivel de explosividad del área en emergencia o donde sea requerido. de acuerdo a las características de la emergencia. Cuando sea necesario podrá designar algunos asistentes como ayudantes para que se hagan cargo de operaciones específicas. basándose en las Actas o Convenios firmados con Organismos Estatales o Privados.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. Ordena la vigilancia y control. etc. y del resto de personal. Solicita la ayuda que juzgue conveniente para enfrentar la contingencia. los que están afectados al área en emergencia. a los supervisores y personal de las diferentes brigadas.3. dirigiendo personalmente la coordinación entre las diferentes brigadas. fotografías. bajo sus órdenes y responsabilidad. Puede modificar el punto de reunión. gastos.5. si lo considera conveniente. muestras. (más de 5% LEL del gas ó de la mezcla explosiva). Estando integrada por personal habilitado física y clínicamente por el servicio médico. Proporciona todos los equipos de seguridad que sean necesarios para la emergencia. vértigo. El brigadista de ataque no debe usar barba ni lentes de contacto. fugas y derrames.5. Entre sus funciones específicas están: • • Delimitar el área del acontecimiento. Coordina la supervisión de la(s) bomba(s) de agua del sistema fijo. 104 . mitigar o eliminar la ocurrencia de incendios. no tener exceso de peso y poseer resistencia a los cambios de temperatura. Personal de Mantenimiento.4. epilepsia. etc. • • • 7. que ningún vehículo se mueva y que no se permita el ingreso de vehículos hasta nueva orden. el uso de equipos de protección respiratoria y técnicas de extinción de incendios. etc. el control de derrames y emergencias. EXPLOSIÓN O DERRAME) Es el grupo de personas organizadas y capacitadas con el fin de enfrentar. Los integrantes de esta brigada deben estar entrenados en el uso de los materiales contra incendio con que cuenta la Empresa. no puede sufrir enfermedades que afecten su desempeño tales como asma. explosiones. además. La integran Supervisores de Turno. La función principal es mantener controlada la emergencia hasta su control total o hasta la llegada de otras fuerzas que complementen la acción. Operadores de Producción.• Si existieran concentraciones importantes de gas en el área. claustrofobia. etc. Asiste al Jefe del Grupo de Respuesta durante la emergencia.1 BRIGADA DE ATAQUE (INCENDIO. solicitará al Jefe del Grupo de Respuesta.5..4 SISTEMA DE INTERVENCIÓN El sistema de intervención actúa a través de las siguientes brigadas: • • • • Brigada de Ataque (Incendio. Participar activamente en el combate de la emergencia. Explosión o Derrame) (BAT) Brigada de Rescate y Primeros Auxilios (BRPA) Brigada de Evacuación (BEV) Brigada de Control de Acceso y Tránsito (BCAT) 7. 2 BRIGADA DE RESCATE Y PRIMEROS AUXILIOS Es el grupo de personas organizadas y capacitadas para rescatar y proveer los Primeros Auxilios.4. Funciones del Médico del Área: • • • • • • Mantiene los suministros médicos listos para ser utilizados y actuar en cuanto sea solicitado. • • • • • • • 7. Evalúa la condición de cada accidentado para determinar la necesidad de un evacuación médica. estando dirigida por el médico. Coordina con el Jefe del Grupo de Respuesta el lugar adecuado para acomodar a posibles accidentados.5. informando al Jefe del Grupo de Respuesta. cuando cuenta con ese profesional el Área. Cierra las válvulas respectivas para bloquear las instalaciones relacionadas con el escape de gas.• • Suministrar materiales para el combate de incendios. Interrumpe el flujo de gas en líneas de pozo o gasoductos. el control de derrames. Asesora a la/s cuadrilla/s de mantenimiento en el uso de barreras flotantes. 105 . poner en servicio el autobomba o carro de bomberos por brigadistas autorizados. además de enfriar los equipos adyacentes. asesora a la(s) cuadrilla(s) de mantenimiento en la construcción de diques y/o zanjas de contención. Coordina la evacuación médica. tanques de almacenaje o oleoductos. cuando el derrame se de en cuerpos de agua. Cuando aplique. En caso de derrames. Activa los sistemas de espuma. está integrada por personal habilitado física y clínicamente por el servicio médico. Asiste y colabora con los integrantes de la brigada a proveer Primeros Auxilios. Ubicados en algún hidrante cercano al área del incidente participan activamente en el ataque al fuego. En caso de derrames. cierra las válvulas respectivas para bloquear el flujo de petróleo en líneas de pozos. Coordina con el Jefe del Grupo de Respuesta asistencia y/o medicamentos adicionales si fuera necesario. etc. si debido a la emergencia se encuentran obstaculizado el camino principal.5. Si durante el conteo se verificara que alguna persona quedó en el interior de las instalaciones.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.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. 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. Jefe de Operaciones del Grupo de Respuesta.5. auto bombas.5. no obstante. Está integrada por personal habilitado física y clínicamente por el servicio médico. asegurándose que todas las personas en su zona hayan evacuado y de ser necesario prestando ayuda a quien lo requiera. Supervisor de MASC de Campo.4. se deberán utilizar los caminos secundarios. personal. 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.4. El personal de la Brigada comenzará a actuar en el momento que suena la alarma de emergencia. es recomendable utilizar el camino principal y no los secundarios o caminos de interconexión de pozos. no es recomendable debido al desconocimiento del terreno. ingresando la información al sistema GAMA.5 CIERRE DE LA CONTINGENCIA Concluida la emergencia se realizará una reunión con la participación del Jefe del Grupo de Respuesta.) y de verificar el número de personas que están registradas como visitas para conocer su localización y brindarles la ayuda necesaria. etc.7. 106 . 7. La evacuación a través del campo como alternativa. Ante un caso de evacuación del Área. 7. 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. Extintores portátiles y rodantes de tipo ABC. con detectores Gas y Fuego Contamos con una Red Contra incendio.6 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE INCENDIOS • • • • • En el pozo contamos con una SDV (Shut Down Valve). en áreas criticas. Hidrantes. BC Y CO2 Carro bombero que me permite lanzar agua.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 .7. Dentro la planta. que cierra por baja presión en caso de perdida en la línea. Los recipientes cuentan con PSV (Pressure Safety Valve). sistemas de enfriamiento por rociadores y espuma para tanques de almacenamiento. elementos contra incendio. KOD (Knock Out Drums) y Flare. 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. se cuenta con un sistema de parada de emergencia ESD (Emergency Shut Down). (Mangueras. • • • • 7. Monitores agua y espuma en distintos lugares de las instalaciones. Dentro la Planta contamos. 1" Barrera inflable 10 x 0. Bolsa de PVC de 200 mic x 25 Kg. 1" Barrera inflable 5 x 0.35 m. Manguera colapsible 2" x 50 m. 1" Barrera absorbente 1 m x 3" Barrera absorbente 1. Manguera aspirante 2" x 20 m.40 m x 2" Barrera absorbente 3. 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.50 m x 5 cm. 108 .Adaptador p/ inflar barreras. 2-1/2" Barrera inflable 5 x 0.35 m.35 m. 2 válv. Skimmer tipo manta raya 1. 8 soportes Tanque portátil 10 m3. everlite 2". Cuenta con una sala de observación con camilla. Picotas de Bronce Puntera p/ barrera de río. 2" Tanque portátil 3 m3.tapa. 2" NPT. everlite 3". 1 flotador Puntera p/ barrera 5 m. PT 7.Motobombas a diesel 2" Motosierra Palas de Bronce Paños absorbentes de 45 x 45 cm. controlar derrame Tyvek. 4 flotadores Puntera p/ barrera 10 m. everlite Skimmer 70 cm. 12 soportes Tanque portátil tipo collar 3 m3 c. 109 . 4 flotad. 1" NPT.tapa. 4 flotadores Skimmer 70 cm.22 m. 4 flotadores Skimmer 40 cm. 2" NPT Traje p. 2" NPT Tanque portátil tipo collar 10 m3 c.8 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA EL MONITOREO Y ATENCIÓN A LA SALUD • Se dispone de un consultorio médico con equipamiento completo para primeros auxilios. 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. respirador autónomo con tanque de oxigeno y medicamentos básicos para emergencias y curaciones.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. gas para vehículos y bodega de químicos Organizar simulacros de Emergencia Médica. Accidente y Observaciones de Trabajo. Inspección extintores Inspección de equipamiento para atención de derrames Inspección ambulancia. la compañía ha venido ejecutando sus actividades bajo un estricto cumplimiento de la legislación vigente en 110 . monitores y rociadores. elementos de izaje contratistas Inspección cargadero de gasolina. carro bombero de planta y de vehículos afectados a las áreas de trabajo Inspección puentes grúa.desfibrilador.10 GESTIÓN AMBIENTAL Desde que asumió la responsabilidad de la operación. Contrato con Aeroeste para evacuaciones aéreas 7. Inspección cargadero de cisternas. restauración ambiental y proyectos de Construcción. Incidentes. Verificación in situ de apertura y cierre de permisos de trabajo Inspección bombas contra incendio. verificar check list cisternas Inspección taller de Contratistas y herramientas de los mismos 7. Incendio y Explosión. de Derrames de Hidrocarburos. • • • Médico permanente las 24 horas Ambulancia MEDEVAC. Evacuación total del Personal. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Así mismo.10. revisar y actualizar la política de medio ambiente. con el fin de adoptar las mejores medidas para mitigar y/o restaurar el área señalada. considerando los principios del desarrollo sostenible. En el ámbito del medio ambiente. Implantando la mejor tecnología disponible en todas sus instalaciones. se continúa ejecutando una amplia labor para evitar y minimizar impactos ambientales y. Normas y Procedimientos con estándares internacionales. la compañía apoya la aplicación de un criterio de precaución respecto de los problemas ambientales. 111 . en aquellas áreas donde se hayan producido. planifica su negocio teniendo en cuenta en todas sus actividades la protección del medio ambiente: • Invirtiendo en medidas preventivas. 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. Exigiendo a sus proveedores y contratistas el compromiso expreso del cumplimiento de la legislación ambiental. que muchas veces exceden los requisitos de la legislación nacional. Este sistema se dota de una documentación que le permite cumplir. en lo posible. la Compañía utilizando parámetros estrictos.A. • • • La confianza en los valores personales y la calificación y el comportamiento de sus empleados. Bajo este compromiso. así como alcanzando el necesario consenso con los actores sociales e institucionales. remediarlos y restaurarlos hasta alcanzar. Informando y sensibilizando a sus trabajadores en cuanto a la incidencia de sus actuaciones sobre el medio ambiente. correctoras y protectoras del medio ambiente para minimizar el impacto ambiental de las obras y proteger el medio natural. 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. realiza las denominadas Preventivas Ambientales. como así también la aplicación de Políticas.el país. 7.1 SISTEMA DE GESTIÓN AMBIENTAL El sistema de gestión ambiental se ocupa de controlar los aspectos ambientales de las instalaciones en operación. su estado original. Por otro lado. ha permitido a la compañía situarse como empresa líder y proseguir con la mejora continua de sus actividades. en las condiciones legalmente establecidas. Procedimientos generales de medio ambiente. • • • • 112 . Residuos: Los residuos generados por la operación son tratados de acuerdo a su tipo y composición: reutilizables. Vertidos de aguas residuales e industriales: consistentes en aguas sanitarias. disponiendo de medios de contención y se establecen pautas para su correcta manipulación. peligrosos. se realizan inspecciones trimestrales para verificar que las condiciones de almacenamiento de los residuos son las adecuadas. El tipo de residuo que no se puede tratar o reciclar dentro de las instalaciones se entrega. Para ello. que detallan las actividades que hay que controlar y las responsabilidades dentro de una unidad o instalación. Consumos de energía: principalmente de electricidad y gas natural. Para su prevención. definiéndose acciones para su reducción. que es el marco de referencia donde se recoge la política. Asimismo. • Los aspectos ambientales que se controlan son: • Emisiones a la atmósfera: gas natural y gases contaminantes de los focos de combustión. que describen el método para controlar los aspectos e impactos ambientales de cada operación realizada en las operaciones de la compañía. a un gestor autorizado mediante un servicio de retirada y transporte. 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. éstas se ubican en zonas impermeabilizadas. Estos consumos se miden y registran trimestralmente en la Aplicación de Parámetros Ambientales corporativa. En esta estación se cuenta con hornos pirolíticos diseñados para incinerar residuos a altas temperaturas bajo un concepto de combustión altamente eficiente. urbanos y asimilables e inertes. 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. Las instalaciones donde estos residuos se tratan son los denominados landfarming que cuentan con un servicio continuo de operación. 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. Procedimientos específicos o instrucciones técnicas. las funciones y responsabilidades básicas. se encuentran en campo una Estación de Transferencia donde se termina de separar y clasificar los residuos y darles el tratamiento adecuado. filtros y sedimentos. de refrigeración de las plantas y pluviales.Dicha documentación está constituida por: • • Manual de medio ambiente. reciclables. identificando las medidas correctoras de minimización de los mismos. desde el inicio de todos sus proyectos toma en cuenta criterios de conservación. lo que requiere conocer en detalle los impactos que pudieran generarse. siguiendo una metodología común establecida para todas las líneas de negocio. El impacto ambiental está definido en la reglamentación de la Ley ambiental boliviana.A. Una vez identificados dichos impactos se procede a definir. Una vez determinado el alcance básico del proyecto. En la fase de planificación se estudian los trazados o alternativas básicas y se selecciona el de menor impacto. ya sea por la construcción de viviendas. en su caso. así como la asignación de responsabilidades y recursos para llevarlos a cabo. sociales y culturales existentes en un espacio y tiempo determinados y que pueden ser de carácter positivo o negativo. tendido de tubería para 113 . como todo efecto que se manifieste en el conjunto de valores naturales. análisis. seguimiento y consolidación de la información ambiental.A. manejo de ganado. se procede al estudio de detalle de sus impactos. Los resultados obtenidos en el monitoreo continuo de todos estos aspectos ambientales sirven para establecer los objetivos de mejora. Toda intervención del hombre sobre el entorno produce impactos de las características mencionadas. Anualmente se desarrolla un programa de vigilancia para determinar el grado de afección que producen estas instalaciones y. En el caso de los gases de efecto invernadero (GEI). en las distintas fases del proyecto. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. 7.2 GESTIÓN AMBIENTAL EN NUEVOS PROYECTOS REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. de los residuos y del suelo. 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.10. el inventario de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. implementación de cultivos. manejo y preservación del medio natural. gestión del agua. minimizadoras y correctoras correspondientes. Para el registro.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). las medidas preventivas. IPIECA (International Petroleum Industry Environmental Conservation Association) y OGP (International Association of Oil and Gas Producers). 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.• Ruidos: generados por el funcionamiento de las instalaciones. 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. LÍQUIDOS Y EMISIONES Los monitoreo ambientales incluyen mediciones de emisiones atmosféricas (gases de combustión). la elaboración de un plan de calidad que incluye conceptos y medidas de protección ambiental. mantiene los contactos pertinentes con la Administración. Las tareas de consenso. 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.agua. Durante la fase de ejecución de las obras. ruido puntual y nivel sonoro. 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. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. se procede a la reforestación de las zonas naturales afectadas. de manera periódica. por ende. se establece un plan de vigilancia ambiental para verificar en obra el cumplimiento de todas las actuaciones incluidas en el proyecto de medidas correctoras. informándoles sobre los hechos más relevantes acaecidos durante el desarrollo de las obras. pueda desarrollarse sin tener estos efectos. Asimismo. luminosidad. La consulta pública es un componente crítico en el proceso de elaboración de los EEIAs. vibraciones.10. como otras. etc. las medidas de prevención y mitigación y se aplican los seguimientos pertinentes para ir modificando algunas operaciones con el propósito de prevenir. carga térmica. es imposible que la actividad petrolera.. análisis físico químico y bacteriológico del agua de consumo y alimentos 114 .A. 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). transmite y hace extensivas sus aplicaciones ambientales del proyecto a sus contratistas de obras exigiéndoles. consultas y diálogos con la población en su conjunto y los distintos niveles organizacionales de la misma. además.3 GESTIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS. 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. estuvieron basadas en una serie de entrevistas. Para ello es que se toman en cuenta los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA). reducir y/o mitigar los impactos al medio. los cuales han sido adecuadamente registrados de manera tal que aseguran su fiabilidad y transparencia. Todas estas medidas van acompañadas. Además. La construcción de gaviones. protección de ductos en sus cruces. Los trabajos de recuperación correspondientes se dividen en tres fases: restauración del terreno.A. Mantenimiento de equipos. 7. azudes. sistemas de drenaje. en la construcción de un nuevo proyecto es su integración paisajística mediante la recuperación de la zona afectada. control de erosión y reforestación de la zona afectada. disipadores de energía. canales. REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. Asimismo. Actualización de Planes de Contingencia y Sistema de Registro – GAMA. 115 . favoreciendo la adquisición de las mismas de las comunidades. En caso de identificarse desviaciones estas son inmediatamente sometidas a consideración para diseñar acciones correctivas. Estas mediciones se llevan a cabo de acuerdo al programa establecido por la Gerencia de Medio Ambiente. alcantarillas y restauración de taludes son los principales componentes del proyecto.10. Seguridad y Calidad (MASC).y análisis de aguas residuales entre otros parámetros. Simulacros.A. defensas de márgenes. 7.4 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. plazos y responsabilidades definidas por el personal competente. cada tarea de restauración considera el uso de especies nativas.5 RESTAURACIÓN Y REMEDIACIÓN AMBIENTAL Uno de los objetivos principales de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S. cuenta con una gestión integral en materia de derrames compuesta básicamente por 5 componentes fundamentales: Capacitación. diques. espigones.10. badenes. 5) Evitar que la compañía pueda verse afectada por malas prácticas de sus proveedores actuaciones ilegales o contrarias a las políticas del Operador. siguiendo los principios de Integridad. y fortalezcan la posición negociadora del Operador del área de contrato en sus relaciones con los proveedores. PRIORIDAD DE SERVICIOS GENERADOS EN BOLIVIA 8. diversificar la oferta. fiabilidad u otras razones suponen una ventaja competitiva. anticipándose a las necesidades en la medida en que sean conocidas. siguiendo distintas modalidades. compromiso. Seguridad y Medio Ambiente. instalaciones o al medio ambiente. para establecer criterios de medida que permitan la mejora continua. el comportamiento de los proveedores con los que trabaja. La evaluación de desempeño permitirá la valoración sistemática y documentada de los aspectos más significativo de la relación con el proveedor. 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.8. 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. con el fin de obtener productos y servicios de mayor calidad y a menor coste. 116 . para mejorar su capacidad operativa y de gestión.1 UTILIZACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS BOLIVIANOS La propuesta de la compañía está orientada al desarrollo de proveedores de bienes y servicios bolivianos. por su capacidad de innovación. o daños a las personas. 4) Disponer de alternativas que minoren el riesgo de discontinuidad en los suministros. contemplando aspectos de Gestión. potenciando la consideración de factores distintos del precio en la toma de decisiones de Compras y Contrataciones. Transparencia. y con acuerdo a la criticidad del suministro. quiebra financiera. Calidad. 2) Evaluar sistemáticamente. colaboración. orientada por los objetivos de mejora buscada. Responsabilidad y Seguridad. mejorar la competencia y en algunos casos obtener productos exclusivos. En cada Gestión se elabora El Plan Anual de Formación que busca identificar. adjunto el programa inicial por áreas. YPFB participará de los planes de formación de acuerdo a la planificación anual en los programas y presupuestos respectivos. cursos en Excel. Este plan focalizado. curso de Mejora Continua y otros. en base a las necesidades y prioridades específicas de la unidad y/o de la compañía. en las áreas de Desarrollo.2 EMPLEOS DE CIUDADANOS Y RESIDENTES BOLIVIANOS 8.2. 117 . Esta capacitación se elabora de acuerdo a cronograma y presupuestos que se les hace conocer oportunamente. Power Point avanzado y otros. como por ej. Cursos de Caracterización y Modelado de Play Clásticos 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. Operaciones. priorizar. Exploración como por ej. 8. planificar y presupuestar las acciones formativas necesarias para el desarrollo de las personas según su desempeño.2. como por ej. Ofimática.2 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN TÉCNICA Para tener una visión macro de la formación técnica. Perforación. los mismos que serán enviados para la aprobación respectiva en cumplimiento a los Contratos de Operación.8. Competencias genéricas. El plan se ajustará a cambios de acuerdo a los nuevos requerimientos y necesidades que surjan en las diferentes áreas. 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. teniendo en cuenta los Planes estratégicos correspondientes La formación se realiza para todo el personal en las siguientes temáticas: • Competencias Técnicas. para mejorar el desempeño y potencial de las personas. potencial.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”. planificación del desarrollo. 2 FORMACIÓN GENÉRICA • • • • • • • • • Desarrollo Personal e Instrumentos de Liderazgo y Negociación.2. 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. 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 .1 FORMACIÓN ÁREA TÉCNICA • • • • • • • • • • • • • Cabezales de Pozo Calculo de Reservas.2.8.2. 2. agregando los empleos directos e indirectos.8. haciendo partícipes de las prácticas de trabajo. 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. como por ejemplo: Riesgos Ergonómicos y biológicos. • • • • 8. durante toda la vida laboral. Se realiza una vigilancia periódica la salud de los empleados de acuerdo con los riesgos identificados. incluyendo las medidas de evacuación (MEDEVAC).4 RECURSOS HUMANOS – EMPLEOS El principal valor de la compañía es su recurso humano. disponiendo de los recursos necesarios en cada caso. 119 .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. 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. llegando aproximadamente 1000 empleados relacionados a los diferentes trabajos que se realizaran en este proyecto. Cerca de 169 personas de plantilla trabajan para el Operador del que.2. Se establece planes y medidas para dar una respuesta rápida que minimice los daños en caso de emergencia médica. por este motivo se realizan exámenes periódicos anuales.
Report "Plan Desarrollo Definitivo Area Surubi v6 FINAL"