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PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO 2013

AREA DE CONTRATO CAMIRI

Septiembre 2012

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INDICE GENERAL

1. Introduccin ............................................................................................................................ 3 1.1 Antecedentes .......................................................................................................................... 3 1.1.1 Periodo en el que se encuentra el campo ............................................................................ 3 1.1.2 Fase de exploracin en la que se encuentra el campo ....................................................... 3 1.1.3 Cumplimiento de UTEs ......................................................................................................... 3 2. rea de Contrato ..................................................................................................................... 4 2.1 Descripcin General del Campo ........................................................................................... 4 2.1.1 Estratigrafa de las Formaciones .......................................................................................... 4 2.1.2 Descripcin de los Reservorios Productores ...................................................................... 4 2.1.3 Mapas estructurales de los reservorios ............................................................................... 6 2.1.4 Correlacin Geolgica ............................................................................................................ 6 2.1.5 Ubicacin de los pozos en el campo .................................................................................... 7 2.1.6 Radio de drenaje de los pozos .............................................................................................. 7 2.1.7 Punto de Fiscalizacin ........................................................................................................... 7 2.1.8 Descripcin de Pozos ............................................................................................................. 8 2.2 Descripcin de facilidades................................................................................................... 10 2.2.1 Sistema de colectores .......................................................................................................... 10 2.2.2 Sistema de separacin ......................................................................................................... 11 2.2.3 Sistema de compresin gas natural ................................................................................... 12 2.2.4 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo ............................................................. 12 2.2.5 Sistema de compresin de gas natural .............................................................................. 13 2.2.6 Sistema de generacin de energa elctrica ...................................................................... 13 2.2.7 Sistema de seguridad ........................................................................................................... 13 2.2.8 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo ............................................................. 14 3. Actividades de Inversin - CAPEX ...................................................................................... 14 3.1. Introduccin .......................................................................................................................... 14 4. Actividades de Operacin - OPEX ...................................................................................... 15 4.1. Resumen de las Actividades de Operacin ....................................................................... 15 4.2. Descripcin de las Actividades ........................................................................................... 15 4.2.1. Exploracin ........................................................................................................................... 15 4.2.2. Desarrollo .............................................................................................................................. 15 4.2.3. Explotacin ............................................................................................................................ 16 4.3. Otros Costos ......................................................................................................................... 16 4.3.1. Gastos Administrativos directos e indirectos ................................................................... 16 4.4. Amortizacin ......................................................................................................................... 16 4.5. Abandono .............................................................................................................................. 16 4.5.1. Clculo de la provisin anual .............................................................................................. 16 5. Produccin de Hidrocarburos ............................................................................................. 17 5.1. Pronsticos de Produccin ................................................................................................. 17 5.2. Historial de Produccin ........................................................................................................ 18 Anexos A Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX) ................................................................. 20 Anexos B Programa Anual de Capacitacin................................................................................ 22 Anexos C Gestin de Seguridad, Salud y Medio Ambiente ....................................................... 23 Anexos D Actividades de Responsabilidad Social Empresarial ............................................... 25 Anexos E Actividades de Relacionamiento Comunitario ........................................................... 26 Anexos F Normas, Prcticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo. .................................................................. 27 Anexo G Detalle de actividades CAPEX. ...................................................................................... 28 Anexo H Cronograma CAPEX. ...................................................................................................... 29 Anexo I Mapa de ubicacin de pozos. .......................................................................................... 30

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1. Introduccin

El Campo Camiri fue descubierto el ao 1927, siendo el pozo CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su produccin en Agosto/1927 de las arenas del 1er Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en produccin las Arenas Parapet y Camiri 1, ao 1942 y 1947 respectivamente, en 1953 se descubri y se puso en produccin la Arenas Sararenda 1 Sararenda BA (Bloque Alto), el mayor productor del Campo. El campo Camiri, que es el de mayor produccin acumulada de petrleo, ser analizado con el presente trabajo y especficamente se concentrar el estudio geolgico, en los reservorios denominados Parapet, Camiri, Sararenda, 16 y Basales, estructuralmente ubicados en la lmina superior de la falla Agua Sucia.

1.1 Antecedentes

En la serrana, Sararenda se encuentran varios campos petroleros que han producido o se encuentran en actual produccin de petrleo, de sur a norte son los siguientes: Guairuy, Tucn, Itapirenda, Camiri y Guapoy. (Lmina 2). El rea de estudio se extiende desde la latitud del pozo: C-149 por el Norte, hasta los pozos: C-124 y 126 por el sur alcanzando una longitud de aproximadamente 9 Km. Geogrficamente pertenece a la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. La serrana Sararenda, es un largo cordn orogrfico, que tiene su mayor extensin en direccin norte-sur. Se encuentra ubicada morfoestructuralmente en el mbito de la faja del Subandino Sur, en la denominada zona tradicionalmente petrolera de Bolivia. El campo presenta actividades de explotacin de las arenas: Ar. Cero, ArPrimer grupo, Sararenda, Parapeti, camiri 1, Ar. Primer Grupo, Ar. 10-11-12, Basales 1. Actividades de exploracin la formacin Huamampampa.

1.1.1 Periodo en el que se encuentra el campo

El campo Camiri se encuentra en periodo de desarrollo y explotacin.

1.1.2 Fase de exploracin en la que se encuentra el campo

No aplica.

1.1.3 Cumplimiento de UTEs

No aplica.

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2. rea de Contrato

2.1 Descripcin General del Campo

2.1.1 Estratigrafa de las Formaciones

Los mltiples reservorios de la Formacin Iquiri, se los denomina de la manera siguiente:

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

Arenisca Parapet.

Arenisca Camiri.

Arenisca Sararenda.

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

Arenisca 16.

Areniscas Basales.

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

2.1.2 Descripcin de los Reservorios Productores

ARENISCA PARAPETI Las correlaciones estratigrficas- estructurales y el mapa isopquico, muestran un cuerpo arenoso continuo de caractersticas litolgicas uniformes, desarrollndose en toda el rea que comprende la zona de estudio. Tiene un espesor promedio de 3 a 5 metros. Los valores de porosidad se restringen solamente a los calculados con los registros de pozos con un promedio de 12%; no habindose encontrado valores de testigos. El yacimiento es productor de petrleo, de 50 grados API y actualmente producen de este reservorio los pozos C-79 y el C-126. Este nivel tiene una produccin acumulada de 481.955 barriles de petrleo. Analizando las curvas de resistividad y de potencial espontneo se observa que se trata de un delgado paquete arenoso, con un promedio de resistividad de 30 a 40 ohm.-m. En el perfil compuesto del pozo: C-170, adjunto 18, el registro snico, muestra un notable incremento en el tiempo de trnsito, que indicara una zona de posibles fracturas naturales o de porosidad secundaria. Hacia el sector Sudoccidental de acuerdo a los clculos del volumen de arcillosidad el cuerpo arenoso se torna ms peltico. La mayor produccin de petrleo del reservorio Parapet, proviene de pozos, ubicados en el flanco Oriental de la estructura con una cota estructural promedio de 165 msnm; en esta situacin se encuentran los pozos C- 49 y C- 79, los cuales tienen la mayor produccin acumulada de petrleo. Comparando con los perforados en el flanco Occidental todos tienen un valor estructural mayor de 165 metros, que se deduce que se encuentran ubicados ms cerca a la zona axial.

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ARENISCA CAMIRI En el rea analizada, la arenisca Camiri, est formada por una serie de intercalaciones de areniscas y lutitas. Las correlaciones y el mapa isopquico, muestran un cuerpo arenoso que se extiende en todo el sector. Su espesor bruto es de unos 35m. Se considera como una porosidad promedio del 12%. En el pozo: C-161, en pleno tope de la arenisca el registro snico acusa un salto de ciclo que puede ser considerado como fracturamiento natural. Al igual que el reservorio Parapet, la mayor produccin acumulada de petrleo de la arenisca Camiri, se concentra en el flanco Oriental de la estructura muy cerca de la falla Agua Sucia. Se puede considerar las cotas estructurales de los pozos C- 65 y C- 79 con un promedio de 150 msnm, para una ptima produccin como se establece con los volmenes producidos por los dos pozos anteriores. ARENISCA SARARENDA El reservorio Sararenda en el campo Camiri, es el de mayor espesor neto productor con ms de 20 metros y se constituye en el de mxima produccin acumulada de petrleo con alrededor de 28 millones. Las correlaciones estratigrficas y el mapa isopquico, muestran que el desarrollo del cuerpo arenoso es continuo y se extiende en todo el mbito del campo. Su mayor espesor se localiza en el flanco occidental de la estructura, en la latitud de los pozos C-170, C-201, y C-84, con 75m. De espesor bruto. En el flanco oriental en el sector del pozo: C-134, alcanza un espesor bruto de 85m. El espesor neto promedio oscila entre 20 y 30m. Por la geometra de los registros elctricos, tipo cilndrico, se infiere que el cuerpo arenoso tiene una litologa homognea que correspondera a un ambiente marino de plataforma proximal. La arenisca Sararenda, tiene buenas propiedades petrofsicas. El pozo: C-64, segn un Anlisis de testigo presenta el mejor valor de porosidad con el 12.5% y una permeabilidad de 23md. Con los escasos registros snicos que se tomaron de los pozos: C-170, C-161, C-163, y C-136, se ha intentado efectuar un anlisis de la posible presencia de porosidad secundaria inducida por fracturas naturales del reservorio. ARENISCA- 16 Por el anlisis de las correlaciones estratigrficas- estructurales se ha determinado que este nivel, es un lente arenoso que se desarrolla solamente en la zona de los pozos: C-201, y C-84, por consiguiente tiene una limitada extensin areal. En el pozo C- 170, que se encuentra muy cerca de los anteriores, de acuerdo al registro de Induccin y a la correlacin mencionada anteriormente, el nivel no se desarrolla. Avanzando hacia el sud, tambin est ausente. Una evidencia concreta de esta situacin, se presenta en el pozo C- 68, en el cual se observa por debajo de la arenisca Sararenda, una intercalacin continua entre areniscas y lutitas donde no se individualiza ningn nivel arenoso para considerarlo como un reservorio independiente. ARENISCAS BASALES Se encuentran ubicadas muy cerca de la base de la Formacin Iquiri, y es una intercalacin de areniscas y lutitas que algunas veces llega hasta los 100 m de espesor bruto. Los paquetes arenosos oscilan entre 5 y 10m. donde su mejor desarrollo se puede observar en los pozos: C- 68, C-170 y C-201.

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

2.1.3 Mapas estructurales de los reservorios

Mapa Estructural Tope Reservorios Parapet, Camiri y Sararenda

2.1.4 Correlacin Geolgica

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2.1.5 Ubicacin de los pozos en el campo

Remitirse al mapa adjunto.

2.1.6 Radio de drenaje de los pozos

El radio de drenaje es de 500 m.

2.1.7 Punto de Fiscalizacin

El punto de entrega est ubicado en la interconexin entre las instalaciones del Operador de la planta y las instalaciones del Transportador Entregas Cargadero y en el POI Camiri #301C01 de conformidad a lo que establece el catlogo de POIs de YPFB Transporte aprobado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, especificando los siguientes parmetros: Gravedad API, TVR, agua y sedimentos, contenido de sales y azufre, el mtodo utilizado es el remitido en la norma ASTM.

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2.1.8 Descripcin de Pozos

Inicial ActualCAM-001 1,005.8 30-08-27 dic-1980 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-002A 1,301.0 09-04-29 jun-1972 ABANDONADOCAM-003 943.0 07-05-30 dic-1980 Simple s/packer-BM PRODUCIENDO Ar. 1er GrupoCAM-004 617.5 00//00/1943 jun-1957 ABANDONADOCAM-005 952.0 00/00/1940 feb-1976 ABANDONADOCAM-006 1,037.5 28-05-47 may-1947 ABANDONADOCAM-007 1,182.0 18-12-44 jun-1958 Simple s/packer ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BA+BBCAM-008 1,110.0 00/00/1942 ene-1964 ABANDONADOCAM-009 1,033.0 14-02-46 jun-1982 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. Sararenda BACAM-010 1,150.5 03-11-50 ago-1975 ABANDONADOCAM-011 1,081.6 00/00/1955 sep-1959 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er GrupoCAM-012 1,062.8 00/00/1947 jun-1969 ABANDONADOCAM-013 1,665.0 00/00/1950 jul-1972 ABANDONADOCAM-014 1,194.5 00/00/1948 abr-1970 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er GrupoCAM-016 408.0 00/00/1948 ago-1948 ABANDONADOCAM-017 1,106.0 00/00/1953 mar-1991 Simple SUMIDERO Ar. Sararenda BACAM-018 1,395.2 00/00/1953 oct-1967 Simple Selectivo-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-Sar BA-10-12(Cam-1)CAM-019 1,206.1 00/00/1954 jul-1981 Simple Selectivo-GL CERRADO Ar. Sararenda BA(Camiri-1)CAM-020 1,097.0 00/00/1954 feb-1966 Simple 2 packers-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BACAM-021 607.7 22-08-48 nov-1962 ABANDONADOCAM-022 800.0 00/07/1948 ene-1952 ABANDONADOCAM-023 1,120.0 00/00/1949 abr-1978 ABANDONADOCAM-024 1,118.5 00/00/1948 jun-1972 ABANDONADOCAM-025 780.7 00/00/1950 sep-1956 ABANDONADOCAM-026 1,350.0 31-01-61 jun-1972 ABANDONADOCAM-027 851.5 30-04-51 oct-1972 ABANDONADOCAM-028 720.2 31-03-52 oct-1963 ABANDONADOCAM-029 765.5 31-08-52 jul-1972 ABANDONADOCAM-030 1,271.0 31-05-54 mar-1964 Simple Selectivo-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-Sar BA-10-12CAM-031 715.0 30-04-52 jul-1972 CERRADOCAM-032 1,370.0 00/00/1953 may-1982 Simple-GL CERRADO Ar. Camiri-1CAM-033 1,605.0 00/11/1957 feb-1976 ABANDONADOCAM-034 1,166.0 01-05-53 nov-1963 ABANDONADOCAM-035 1,070.0 17-02-53 ago-1967 ABANDONADOCAM-036 1,065.5 30-06-51 jul-1972 ABANDONADOCAM-037 730.3 01-10-51 nov-1962 ABANDONADOCAM-038 725.0 20-03-52 jun-1972 ABANDONADOCAM-039 824.9 00/11/1952 oct-1974 ABANDONADOCAM-040 1,100.0 SECO jul-1961 ABANDONADOCAM-041 1,209.6 03-05-61 oct-1974 ABANDONADOCAM-042 823.2 31-07-52 feb-1963 ABANDONADOCAM-043 816.5 30-09-52 may-1972 ABANDONADOCAM-044 917.7 00/09/1953 jun-1972 ABANDONADOCAM-045 828.2 00/12/1953 jun-1972 ABANDONADOCAM-046 1,300.0 00/00/1954 dic-1972 ABANDONADOCAM-047 1,300.1 00/00/1951 jun-1972 ABANDONADOCAM-048 942.6 04-03-53 abr-1971 ABANDONADOCAM-049 1,177.0 00/11/53 ago-1985 ABANDONADOCAM-050 1,152.0 01-07-60 feb-1982 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er GrupoCAM-051 775.0 30-06-53 ene-1964 ABANDONADOCAM-052 629.3 01-03-52 jul-1957 ABANDONADOCAM-053 1,438.2 20-02-58 ene-1973 ABANDONADOCAM-054 707.8 01-11-52 feb-1956 ABANDONADOCAM-055 1,277.0 00/12/53 dic-1961 ABANDONADOCAM-056 1,480.4 01-02-54 mar-1988 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. Camiri-1CAM-057 1,480.4 01-07-54 ene-1991 Simple-GL PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo+CAM-1+PPTCAM-058 1,407.5 01-03-56 ago-1990 Simple Selectivo SUMIDERO Ar. Sararenda BACAM-059 1,485.0 01-10-55 ago-1991 Simple-GL CERRADO Ar. Sararenda BACAM-060 1,395.0 04-05-60 ene-1973 ABANDONADOCAM-061 1,224.0 01-03-54 ene-1984 Simple 2 packers-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BACAM-062 1,462.2 23-10-54 jun-1973 Simple-GL CERRADO Ar. Grupo 13-14-15,16-2CAM-063 1,430.5 18-01-60 nov-1963 ABANDONADOCAM-064B 1,490.0 31-01-57 feb-1964 ABANDONADOCAM-064D 1,587.0 13-11-56 nov-1971 ABANDONADOCAM-065 1,520.0 31-05-55 sep-1984 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-066 1,376.0 19-05-58 ene-1973 ABANDONADOCAM-067 1,549.6 16-09-61 may-1964 ABANDONADOCAM-068 2,003.7 01-01-55 jun-1981 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. 1er GrupoCAM-069 1,507.0 01-06-56 ago-1978 Simple ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BACAM-070 1,500.0 01-07-55 oct-1977 Simple CERRADO Ar. Sararenda BACAM-071 1,365.0 01-11-55 ago-1991 Simple CERRADO Ar. Sararenda BACAM-072 1,312.1 01-01-56 nov-1990 Simple SUMIDERO Ar. Sararenda BACAM-073 1,577.0 28-09-55 jul-1983 Doble Linea PRODUCIENDO Ar. Basales 1CAM-074 1,090.0 05-11-58 jun-1974 ABANDONADOCAM-075 1,638.0 14-10-57 jun-1968 ABANDONADOCAM-076 1,270.0 24-07-55 abr-1970 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri- 1CAM-077 1,561.2 12-08-59 jul-1972 Simple Selectivo CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-079 1,393.5 08-11-54 abr-1970 Simple C/1 Pckr - BM PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo+PPT+CAM-1CAM-080 1,413.5 01-01-56 mar-1970 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo

PozoProf. final (mbbp)

Fecha de Terminacin Arreglo Mecanico del Pozo

Estado Pozo Reservorio

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Inicial ActualCAM-081D 1,470.0 22-06-55 oct-1980 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. Sararenda BBCAM-082 1,494.2 01-08-55 sep-1978 Simple CERRADO Ar. Sararenda BACAM-083 1597.8 01-06-56 sep-1984 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. Sararenda BACAM-084 1,427.6 01-12-60 nov-1983 Simple 2 packers-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BACAM-085D 1,769.5 04-05-57 may-1957 ABANDONADOCAM-086 1,619.3 10-12-61 jul-1981 ABANDONADOCAM-087 1,524.0 01-12-55 jun-1977 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. Grupo 13-14-15CAM-088 1,475.0 01-12-55 oct-1990 Simple-GL CERRADO Ar. 1er Grupo+CAM-1CAM-089 1,500.0 27-04-56 jun-1986 Simple Selectivo-GL PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA+Camiri-1CAM-090 1,540.0 01-07-58 jul-1970 ABANDONADOCAM-091A 1,235.0 16-08-58 jul-1970 Doble Linea CERRADO Ar. 1er Grupo/CAM-1CAM-092 1,297.0 01-04-59 ago-1980 Doble Linea+GL CERRADO Ar. 1er Grupo+CAM-1CAM-093 1,222.6 01-08-57 ago-1966 Simple CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-094D 1,470.0 31-01-56 mar-1975 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-095 1,193.6 01-06-55 abr-1982 Simple-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-096 1,015.0 28-10-58 ago-1966 Simple CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-097 1,143.7 01-12-57 ene-1990 Simple 2 packers-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-1CAM-098 1,005.0 04-01-59 ene-1980 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-099 1,270.1 01-11-57 ene-1990 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er Grupo+CAM-1CAM-100 1,270.1 25-04-58 jun-1974 ABANDONADOCAM-101 1,500.0 24-08-58 nov-1989 Con solo 3 pzas ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er GrupoCAM-102 1,109.0 07-02-57 oct-1972 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. Camiri-1CAM-103 1,250.0 06-05-57 nov-1980 Doble Linea-GL CERRADO Ar. 1er Grupo+SAR-1CAM-104 1,462.0 28-12-55 dic-1990 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-105 1,385.0 05-05-59 abr-1989 Doble Linea-GL PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo+CAM-1CAM-106 1,223.0 26-07-58 ene-1990 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. Sararenda BACAM-107 1,453.5 11-04-58 nov-1974 ABANDONADOCAM-108 1,221.5 27-04-58 abr-1968 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er GrupoCAM-109 1,070.0 13-04-59 mar-1970 Simple CERRADO Ar. Camiri-1CAM-110 1,204.7 10-03-61 ago-1998 Simple CERRADO Ar. Sararenda BACAM-111 1,531.6 18-09-60 oct-1993 Simple PRODUCIENDO Ar.CeroCAM-112 1,215.0 22-03-59 mar-1965 Simple CERRADO Ar. Sararenda BACAM-113 1,508.2 24-04-57 ene-1990 Simple PRODUCIENDO Ar. Parapeti+Camiri-1+2CAM-114 1,287.3 24-08-58 dic-1979 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. Sararenda BACAM-115 1,434.0 26-07-56 mar-1970 Simple CERRADO Ar. Basales 1CAM-116 1,305.5 21-12-58 abr-1970 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er Grupo+CAM-1CAM-117 1,020.0 30-12-58 sep-1990 Simple-GL CERRADO Ar. Camiri-1+X-1CAM-118 1,000.0 29-05-59 jun-1986 ABANDONADOCAM-119 1,446.0 19-02-60 mar-1970 Simple CERRADO Ar. Basales-2CAM-120 1,236.0 04-08-59 abr-1987 Doble Linea PRODUCIENDO Ar. Basales 1CAM-121 1,108.0 31-10-59 abr-1970 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er GrupoCAM-122 1,260.4 17-06-60 ago-1986 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA+Basales 1CAM-123 1,117.0 08-06-59 jun-1991 Doble Linea PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA+Basales-2CAM-124 1,105.0 30-06-59 oct-1959 ABANDONADOCAM-125 1,074.0 15-01-63 abr-1987 Simple-GL CERRADO Ar. Sararenda BACAM-126 1,588.5 28-09-63 mar-1998 Doble Linea Abierto Ar. 1er Grupo+PPT+SAR-1..CAM-129B 1,259.0 19-11-66 oct-1991 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. 1er Grupo+PPT+Cam-1CAM-130 1,130.5 05-05-61 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-1CAM-131 1,560.1 08-03-62 abr-1971 ABANDONADOCAM-134 1,365.0 30-07-61 feb-1976 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA, BB y Basales-2CAM-136 1,585.0 28-12-64 ago-1998 Simple CERRADO Ar. Camiri-1CAM-137 1,570.0 26-08-65 ago-1989 Simple-GL CERRADO Ar. Camiri-1+Sararenda BACAM-138 1,375.0 25/7/60-SECO jul-1960 ABANDONADOCAM-139 1,465.2 22-08-60 nov-1963 ABANDONADOCAM-143 1,426.0 18/12/60-SECO dic-1960 ABANDONADOCAM-144 1,362.2 06-11-60 ene-1973 ABANDONADOCAM-146 1,404.0 30-05-62 nov-1974 ABANDONADOCAM-147 1,500.0 31-07-61 abr-1968 ABANDONADOCAM-148 1,300.0 27-05-61 mar-1965 ABANDONADOCAM-149 1,296.5 02-02-62 abr-1970 ABANDONADOCAM-151 1,175.0 6/4/62-SECO abr-1962 ABANDONADOCAM-152 1,139.0 20-09-64 abr-1970 Simple-GL ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BACAM-153 992.1 28-08-62 jun-1970 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-1CAM-160 1,089.0 25-05-62 abr-1990 Simple CERRADO Ar. Sararenda BACAM-161 1,212.6 12/6/65-SECO jun-1965 ABANDONADOCAM-162 1,480.0 28-09-62 oct-1989 Doble Linea-GL PRODUCIENDO Ar. Grupo 10-11-12CAM-163 1,340.0 23-02-64 oct-1991 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BB+13-14-15CAM-165 1,390.0 23-04-63 abr-1970 Simple-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-166 1,319.1 25-12-63 jun-1988 Doble Linea-GL PRODUCIENDO Ar. Sararenda BACAM-167 1,333.0 23-08-64 feb-1976 Simple 2 packers-GL PRODUCIENDO Ar. Sararenda BA+Basales-2CAM-170 2,191.0 20/7/65-SECO jul-1965 ABANDONADOCAM-174 1,450.0 19-05-67 may-1998 Simple CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-175 1,622.3 12-08-67 feb-1998 Doble Linea-GL PRODUCIENDO Ar. Parapeti+SAR-1+10-11-12




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2.2 Descripcin de facilidades

El campo est ubicado en la serrana del Sararenda de la provincia Cordillera, a 280 km al Sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Camiri productor de petrleo y gas natural, fue descubierto por la Standard Oil Company en 1927. De todos los pozos la produccin se recolecta por bateras, donde se realiza la separacin gas-lquido a 20 psig, el lquido es almacenado en los tanques de las Baterias, luego es enviado hacia la Planta siendo posteriormente entregado a la transportadora. El gas se comprime en los Booster hasta una presin de 100 psig para ser transportado a planta donde se precomprime a 720 psig para ser inyectado a la lnea matriz de gas lift.

El campo Camiri se compone de los siguientes Baterias:

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

alocaciones. -

En cada Bateria se tiene los siguientes sistemas:

- Sistema de colectores - Sistema de separacin - Sistema de compresin del gas natural - Sistema de almacenaje -

En la Planta de Gas se tiene los siguientes sistemas:

- Sistema de compresin del gas natural - Sistema de generacin de energa elctrica - Sistema de seguridad

Sistema de almacenaje y bombeo

2.2.1 Sistema de colectores

- Ubicacin : Batera # 4 Capacidad diseo : 2000 BPD

Inicial ActualCAM-176 1,155.0 26-10-76 abr-1973 Simple 2 packers-GL CERRADO Ar. 1er GrupoCAM-177 1,205.0 22-06-72 ago-1977 ABANDONADOCAM-201 3,677.4 27-06-64 jun-1971 ABANDONADOITP-001 2,320.2 04-11-56 nov-1956 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BAITP-002 1,884.4 24-02-57 abr-1970 ESPERANDO ABANDONO Ar. Camiri-1ITP-007 1,375.0 29-09-59 ago-1993 Sin Arreglo ESPERANDO ABANDONO Ar. Sararenda BAITP-008 1,370.0 15-09-59 feb-1960 ABANDONADOITP-009 1,624.2 01-10-59 abr-1965 Simple PRODUCIENDO Ar. 1er Grupo+Camiri-1ITP-010 1,312.0 10/01/1960-SECO ene-1960 ABANDONADOITP-012 1,760.5 06/05/1960-SECO may-1960 ABANDONADOITP-013 1,223.5 07-03-64 feb-1964 ABANDONADOITP-016 1,345.5 12-08-64 ago-1964 Simple CERRADO Ar. 16-2ITP-017 1,496.0 23-04-64 sep-1993 Simple CERRADO Ar. 16-2




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Capacidad operacin : 30 BPD

- Ubicacin : Batera # 14 Capacidad diseo : 2000 BPD Capacidad operacin : 40 BPD - Ubicacin : Batera # 16 Capacidad diseo : 2000 BPD Capacidad operacin : 60 BPD - Ubicacin : Batera # 17 Capacidad diseo : 2000 BPD Capacidad operacin : 80 BPD - Ubicacin : Planchada CAM-122 Capacidad diseo : 1500 BPD Capacidad operacin : 30 BPD

2.2.2 Sistema de separacin

- Ubicacin : Batera 4, 2 unidades Capacidad diseo : 3.4 MMSCFD, 600 BPD c/u Capacidad operacin : 0.6 MMSCFD, 50 BPD c/u Dimensiones : 22" OD x 6' - 0" S/S, 2 fases Presin prueba : 188 psig - Ubicacin : Batera 14, 2 unidades (Ya no existe) Capacidad diseo : 6.0 MMSCFD, 6000 BPD c/u Capacidad operacin : 0.4 MMSCFD, 40 BPD c/u Dimensiones : 24" OD x 5'-0" S/S, 2 fases (prueba) 30" OD x 10'-0" S/S, 2 fases (grupo) Presin prueba : 188 psig. - Ubicacin : Batera 16, 2 unidades Capacidad diseo : 6.0 MMSCFD, 6000 BPD c/u Capacidad operacin : 0.5 MMSCFD, 60 BPD c/u Dimensiones : 30" OD x 10- 0" S/S, 2 fases Presin prueba : 125 psig. - Ubicacin : Batera 17, 2 unidades Capacidad diseo : 6.4 MMSCFD, 1850 BPD c/u Capacidad operacin : 1.0 MMSCFD, 80 BPD c/u Dimensiones : 30" OD x 10-0" S/S, 2 fases (prueba) 30" OD x 13-0" S/S, 2 fases (grupo) Presin prueba : 188 psig. - Ubicacin : Batera Satelite, 2 unidades Capacidad diseo : 3.4 MMSCFD, 600 BPD c/u Capacidad operacin : 0.6 MMSCFD, 60 BPD c/u Dimensiones : 24 x 5-0" , 2 fases (pozo # 134) 22 x 6-0" , 2 fases (pozo # 167) Presin prueba : 188 psig

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2.2.3 Sistema de compresin gas natural

- Booster # 2 : Motor Leroy L-3000 Compresor Worthington HB-2 Tipo : Reciprocante doble accin Capacidad diseo : 3.0 MMSCFD Capacidad operacin : 1.5 MMSCFD - Booster # 3 : Motor Ajax K-6000-H Compresor Ajax DPC-230 Tipo : Reciprocante doble accin Capacidad diseo : 2.0 MMSCFD Capacidad operacin : 1.0 MMSCFD - Booster # 4 : Motor Leroy L-3000 Compresor Worthington HB-2 Tipo : Reciprocante doble accin Capacidad diseo : 3.0 MMSCFD Capacidad operacin : 1.5 MMSCFD - Booster # 5 : Motor Ajax K-6000-H Compresor Ajax DPC-230 Tipo : Reciprocante doble accin Capacidad diseo : 2.0 MMSCFD Capacidad operacin : 1.0 MMSCFD - Booster # 6 : Motor Ajax K-6000-H Compresor Ajax DPC-230 Tipo : Reciprocante doble accin Capacidad diseo : 2.0 MMSCFD Capacidad operacin : 1.0 MMSCFD - Booster # 7 : Motor Waukesha 6LRZU-6L Compresor Clark Bros. CFA-4 Tipo : Reciprocante Capacidad diseo : 1.8 MMSCFD Capacidad operacin : 1.0 MMSCFD

2.2.4 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo

-Ubicacin : Batera # 4. Tanques de almacenamiento : 2 Unidades Capacidad diseo : 500 Bbl c/u Capacidad operacin : 400 Bbl c/u -Ubicacin : Batera # 14. (fuera de servicio) Tanques de almacenamiento : 1 Unidad Capacidad diseo : 500 Bbl c/u Capacidad operacin : 450 Bbl c/u

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-Ubicacin : Batera # 16. Tanques de almacenamiento : 2 Unidades Capacidad diseo : 500 Bbl

250 Bbl Capacidad operacin : 450 Bbl

200 Bbl -Ubicacin : Batera # 17. Tanques de almacenamiento : 2 Unidades Capacidad diseo : 500 Bbl

250 Bbl(Antes era de 500 Bbl) Capacidad operacin : 450 Bbl

200 Bbl -Ubicacin : Batera Satlite. Tanques de almacenamiento : 2 Unidades Capacidad diseo : 250 Bbl c/u Capacidad operacin : 250 Bbl c/u -Ubicacin : Planchada CAM-122. Tanques de almacenamiento : 1 Unidad Capacidad diseo : 250 Bbl Capacidad operacin : 250 Bbl

2.2.5 Sistema de compresin de gas natural

- Planta # 1 : Motor Waukesha F3521GSI Compresor Ariel Tipo : Reciprocante Capacidad diseo : 4.0 MMSCFD Capacidad operacin : 2.5 MMSCFD - Planta # 2 : Ajax DPC-360 Compresor Ajax Tipo : Reciprocante doble accin Capacidad diseo : 2.0 MMSCFD Capacidad operacin : 1.5 MMSCFD

2.2.6 Sistema de generacin de energa elctrica

- Ubicacin : Planta de gas, 1 unidad Capacidad diseo : 125 KVA c/u Capacidad operacin : 100 KVA c/u

2.2.7 Sistema de seguridad

- Hidrantes

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- Monitores - Extinguidores, mangueras y boquillas

2.2.8 Sistema de almacenaje y transferencia de crudo

-Ubicacin : Planta de gas. Tanques de almacenamiento : 1 Unidad Capacidad diseo : 250 Bbl c/u Capacidad operacin : 200 Bbl c/u -Ubicacin : Planta de gas. Tanques de almacenamiento : 2 Unidades Capacidad diseo : 1000 Bbl c/u Capacidad operacin : 970 Bbl c/u -Ubicacin : Planta de gas. Bomba : 3 Unidades centrfuga Capacidad diseo : 6000 Bbl c/u Capacidad operacin : 250 Bbl c/u

3. Actividades de Inversin - CAPEX

3.1. Introduccin

El Programa de Trabajo y Presupuesto del Campo Camiri, correspondiente al ao 2013 incluye las inversiones necesarias para cumplir con los objetivos trazados para la gestin.

Resumen de Inversiones

Cuadro 1. Presupuesto de Inversin

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

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Tipo de Costo

Etapa Actividad/Subactividad Importe ($us) Importe (Bs)

CAPEX Exploracin 1.1 Estudios Geolgicos y Ssmica A-1 Ssmica 2D - Sararenda 52.000 361.9201.2 Perforacin1.3 Patentes1.4 Adquisicin de Bienes de Uso1.5 Administracin y Servicios A-N Administrativos Exploracin 131.375 914.3701.6 Medio Ambiente1 Sub - Total Exploracin 183.375 1.276.290

Desarrollo 2.1 Perforacin de Pozos2.2 Intervencin2.3 Terminacin2.4 Construccin e Instalaciones A-2 Pozo de Agua (CAM) 162.300 1.129.6082.5 Adquisicion Bienes de Uso A-3 Inversiones en Servicios Generales Campo 10.070 70.087

A-4 Inversiones en Tecnologa e Informtica Campo 52.000 361.9202.6 Administracin y Servicios2.7 Medio Ambiente2.8 Geofsica2.9 Estudios2 Sub - Total Desarrollo 224.370 1.561.615

Total CAPEX 407.745 2.837.905

Detalle

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- En el Anexo G se presenta el detalle de los proyectos, que incluye la descripcin de todas las actividades. - En el Anexo H se presenta el cronograma de todas las actividades de inversin del campo. Los valores expuestos en el cuadro anterior, son montos estimados, mismos que podran variar en funcin a los precios de mercado al momento de su compra o contratacin.

4. Actividades de Operacin - OPEX

El programa de Trabajo y Presupuesto de la gestin contempla las actividades y operaciones necesarias para mantener las entregas de hidrocarburos correspondientes al Campo Camiri.

4.1. Resumen de las Actividades de Operacin

En el siguiente cuadro se detallan los costos de operacin presupuestados para el Programa de Trabajo y Presupuesto 2013 del Campo Camiri.

Presupuesto de Costos de Operacin

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

4.2. Descripcin de las Actividades

4.2.1. Exploracin

No se han presupuestado gastos en exploracin.

4.2.2. Desarrollo

Se refiere a la revisin integral de activos para visualizar el potencial incremento de produccin.

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Tipo de Costo Etapa Actividad/Subactividad Importe ($us) Importe (Bs)

OPEX Exploracin 3 Exploracin3 Sub - Total Exploracin 0 0

Desarrollo 4 Otros Gastos de Desarrollo 1.000.000 6.960.0004 Sub - Total Otros Gastos de Desarrollo 1.000.000 6.960.000

Explotacin 5.1 Administrativo 93.483 650.6385.2 Campo 2.600.902 18.102.2775.3 Compresor 219.735 1.529.3565.4 Generacin Elctrica 6.015 41.8675.5 Planta 0 05.6 Sistemas de Almacenamiento 24.382 169.6975 Sub - Total Explotacin 2.944.517 20.493.835

Amortizaciones 6 Amortizaciones 124.421 865.9726 Sub - Total Amortizaciones 124.421 865.972

Abandono 7 Abandono 957.595 6.664.8607 Sub - Total Abandono 957.595 6.664.860

Total OPEX 5.026.533 34.984.667

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4.2.3. Explotacin

Se refieren a todas aquellas actividades orientadas a la operacin del campo y la adecuacin de los fluidos extrados de los pozos utilizando las instalaciones y facilidades diseadas para tal propsito. Incluyen los Gastos Administrativos directos e indirectos.

4.3. Otros Costos

4.3.1. Gastos Administrativos directos e indirectos

Corresponden a aquellos gastos que soportan las actividades de Explotacin referidos a los cargos de personal, beneficios sociales, material de oficina, energa elctrica, entre otros, que son de beneficio directo e indirecto de las actividades de explotacin.

4.4. Amortizacin

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

4.5. Abandono

Respecto al Presupuesto de Abandono, en el documento adjunto Presupuesto de Abandono gestin 2013, rea de Contrato Campo Camiri, se explica a nivel de detalle el Objetivo, Alcance, Restauracin Ambiental y Costos por Abandono.

4.5.1. Clculo de la provisin anual

La estimacin de costos en que se incurrira para realizar las operaciones de abandono del campo Ro Grande conforme las leyes aplicables y las prcticas prudentes de la industria se presentan en el documento denominado Presupuesto de Abandono gestin 2013, rea de Contrato Campo Camiri. El monto previsto de abandono para la gestin 2013 es el siguiente:

Deposito en cuenta Fidecomiso - Costo Recuperable $us

2013 957.595

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5. Produccin de Hidrocarburos

5.1. Pronsticos de Produccin

De acuerdo a lo establecido en el Contrato de Operacin y los Acuerdos de Entrega de Hidrocarburos, el Titular propondr modificaciones al caudal de produccin, cuando existan razones tcnicas y justificadas. En este sentido, los volmenes previstos en los pronsticos de produccin estn estimados en funcin a los resultados obtenidos a la fecha en las actividades y los proyectos incluidos en el Programa de Trabajo y Presupuesto propuesto. Finalmente indicar, que los pronsticos de produccin pueden sufrir variaciones en funcin de los resultados de las actividades propuestas (perforaciones y/o intervenciones, entre otras).

Tabla 1. Pronsticos de Produccin

Grfico 1: Pronstico de Produccin de Lquidos

Ene-13 Feb-13 Mar-13 Abr-13 May-13 Jun-13 Jul-13 Ago-13 Sep-13 Oct-13 Nov-13 Dic-13 2013

PETRLEO/CONDENSADO (Bbld) Bbld 146 145 144 143 142 141 140 139 138 137 136 136 141

GASOLINA (Bbld) Bbld - - - - - - - - - - - - -

GLP (Bbld) Bbld - - - - - - - - - - - - -

TOTAL LQUIDO Bbld 146 145 144 143 142 141 140 139 138 137 136 136 141

GAS EN EL PUNTO DE FISCALIZACIN (MMpcd) MMpcd - - - - - - - - - - - - -

TOTAL BOEd 146 145 144 143 142 141 140 139 138 137 136 136 141

VOLUMEN ENTREGADO

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Pronstico de Produccin de agua

5.2. Historial de Produccin

A continuacin se presenta la historia de produccin del campo obtenida de OFM.

Grfico 2. Historia de Produccin

Ene-13 Feb-13 Mar-13 Abr-13 May-13 Jun-13 Jul-13 Ago-13 Sep-13 Oct-13 Nov-13 Dic-13

6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

PRODUCCIN DE AGUA

AGUA (Bbld)

1963 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 1110

0

101

102

103

104

105

106

Date

CAMPO: CAMIRICalendar Day Oil Rate ( bbl/d )

GasCD ( Mcf/d )

Calendar Day Water Rate ( bbl/d )

HISTORIAL DE PRODUCCIN CAMPO CAMIRI

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ANEXOS

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Anexos A Planilla de Presupuesto (CAPEX y OPEX)

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Tipo de

Costo

Etapa

Actividad/Subactividad

Importe ($us)

Importe (Bs)

CAPEX

Exploracin

1.1

Estudios Geolgicos y SsmicaA-1

Ssmica 2D - Sararenda

52.000

361.920

1.2

Perforacin

1.3

Patentes

1.4

Adquisicin de Bienes de Uso

1.5

Administracin y Servicios

A-N

Administrativos Exploracin

131.375

914.370

1.6

Medio Ambiente

1Sub - Total Exploracin

183.375

1.276.290

Desarrollo

2.1

Perforacin de Pozos

2.2

Intervencin

2.3

Term

inacin

2.4

Construccin e Instalaciones

A-2

Pozo de Agua (CAM)

162.300

1.129.608

2.5

Adquisicion Bienes de Uso

A-3

Inversiones en Servicios Generales Campo

10.070

70.087

A-4

Inversiones en Tecnologa e Inform

tica Campo

52.000

361.920

2.6

Administracin y Servicios

2.7

Medio Ambiente

2.8

Geofsica

2.9

Estudios

2Sub - Total Desarrollo

224.370

1.561.615

Total CAPEX

407.745

2.837.905

Detalle

CAMIRI

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CAMIRI

Tipo de

Costo

Etapa

Actividad/Subactividad

Importe ($us)

Importe (Bs)

OPEX

Exploracin

3Exploracin

3Sub - Total Exploracin

00

Desarrollo

4Otros Gastos de D

esarrollo

1.000.000

6.960.000

4Sub - Total O

tros Gastos de Desarrollo

1.000.000

6.960.000

Explotacin

5.1

Administrativo

62000

GASTOS PERSONAL YPFB (CAPACITACIN)

1.269

8.834

63000

SERVICIOS BANCARIOS Y SIMILARES

30.000

208.800

64001

REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

16.564

115.284

64003

GASTOS DE VIAJE

500

3.480

64004

HOJAS DE TIEMPO

13.568

94.435

64016

OTROS HONORARIOS

23.750

165.300

64015

OTROS SERVICIOS

7.831

54.505

5.2

Campo

62006

SERVICIOS DE AUDITORIA

735

5.114

64001

REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

854.541

5.947.608

64004

HOJAS DE TIEMPO

20.352

141.653

64007

SERVICIOS EN POZO

470.720

3.276.213

64009

REPARACION Y CONSERVACION

361.374

2.515.162

64010

SUMINISTROS

176.190

1.226.285

64012

ALQUILERES

15.576

108.410

64013

MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD

71.478

497.487

64014

PUBLICIDAD Y RELACIONES PUBLICAS

37.050

257.868

64015

OTROS SERVICIOS

424.456

2.954.211

64016

OTROS HONORARIOS

29.005

201.875

64020

SEGUROS

139.424

970.391

5.3

Compresor

64007

SERVICIOS EN POZO

4.750

33.060

64009


109.060

759.058

64010

SUMINISTROS

105.925

737.238

5.4

Generacin Elctrica

64009


2.215

15.419

64010

SUMINISTROS

3.800

26.448

5.5

Planta

00

5.6

Sistema de Alm

acenamiento

64009


24.382

169.697

5Sub - Total Explotacin

2.944.517

20.493.835

Amortizacione

s6Amortizaciones

124.421

865.972

6Sub - Total Amortizaciones

124.421

865.972

Abandono

7Abandono

957.595

6.664.860

7Sub - Total Abandono

957.595

6.664.860

Total O

PEX

5.026.533

34.984.667

Total general

5.434.278

37.822.573

Detalle

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Anexos B Programa Anual de Capacitacin

YPFB Andina S.A. entiende por Formacin todo proceso de aprendizaje por el cual una persona se hace ms competente en el desempeo de su trabajo e incrementa su potencial para ocupar puestos de trabajo de distinta responsabilidad; para lo cual cada ao se elabora el Plan Anual de Capacitacin, orientado a identificar, priorizar, planificar y presupuestar las acciones formativas necesarias para el desarrollo de las personas, en base a las necesidades y prioridades de la unidad y/o de la compaa, teniendo en cuenta los Planes de Desarrollo y Plan Estratgico de la Compaa. El Plan Anual de Capacitacin alcanza a todo el personal de plantilla, y recoge la totalidad de las actividades formativas anuales de la Compaa y est compuesto por dos grandes programas destinados a fortalecer competencias tcnicas y genricas del personal de YPFB Andina: Programa Anual de Formacin (PAF) y el Programa de Desarrollo Individual (PDI).

El Programa Anual de Formacin (PAF) es un grupo de actividades formativas propuestas por la Gerencia de RH, estructuradas sobre la base de la identificacin de necesidades formativas de las distintas reas y priorizadas en funcin de las competencias tcnicas y/o genricas que se requieran fortalecer, para el cumplimiento de los programas y/o proyectos a encarar durante la gestin. El PAF est conformado por tres lneas de gestin de actividades formativas:

o Lnea Base MASC: Actividades que permiten cumplir con lo establecido en el Sistema Integrado de Gestin (SIG).

o Lnea Base Software Tcnico: Conocimientos tcnico-informticos que requieren las distintas reas para la ejecucin de las operaciones.

o Lnea Estratgica: Actividades que estn destinadas a fortalecer competencias tcnicas y/o genricas especficas del negocio, en funcin al Plan Estratgico de la Compaa.

El Programa de Desarrollo Individual (PDI): Actividad formativa especfica que tiene la finalidad de facilitar la adquisicin, mantenimiento y desarrollo de las competencias (genricas y/o tcnicas) vinculadas al puesto o funcin puntual. Se entiende que para estas actividades formativas no se cuenta con la masa crtica de participantes por lo que su proceso de gestin est a cargo cada trabajador y del gerente de rea. El PDI considera tres tipos de actividades:

o PDI Base: Actividades identificadas por los empleados de la Compaa vinculadas al puesto y/o funcin que desempean.

o PDI Maestras, Diplomados y Especializacin: Actividades de especializacin individual de largo alcance.

o PDI Desarrollo Gerencial: Programa de formacin especfica, para fortalecer y priorizar la capacitacin de los trabajadores identificados como Sucesores y Altos Potenciales en cada gerencia.

El Plan Anual de Capacitacin es relevado el ltimo trimestre del ao anterior a la gestin.

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Anexos C Gestin de Seguridad, Salud y Medio Ambiente

YPFB Andina S.A. mantiene la certificacin de su sistema de Gestin de Seguridad

e Higiene Ocupacional, OHSAS 18001 otorgada por el ente certificador Bureau

Veritas (VBQi), desde el ao 2003, para las operaciones en Exploracin, Perforacin y

Produccin.

Se han implementado acciones que han permitido obtener en el corto plazo resultados

ms que satisfactorios, aumentando el nivel de seguridad en todas nuestras

operaciones que conllevan riesgo significativo.

Se han registrado ms de ocho millones de horas trabajadas sin tener que lamentar

fatalidad entre nuestro personal propio y contratistas durante la gestin 2011.

Los indicadores trazados como objetivo para la gestin 2012 se cumplieron en su

totalidad, obteniendo los siguientes resultados:

Se recorrieron hasta finales de agosto ms de 1 milln de Km, sin que se tenga

que lamentar accidentes de trnsito de consideracin, de los incidentes menores

registrados se obtuvo un IAT= 0.66 respecto a un objetivo de 2.

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

IF= 0,00 para un objetivo de 0.81

IG= 0,00 para un objetivo de 0.

YPFB Andina S.A. al asumir el compromiso de desarrollar sus actividades de

exploracin y produccin, considera como uno de sus valores esenciales, la proteccin

al Medio Ambiente y el respeto al ecosistema en la cual debe desarrollar sus

operaciones, minimizando los impactos y dando cumplimiento a la legislacin

ambiental vigente.

Para el cumplimento de estos compromisos, YPFB Andina S.A. cuenta con una

certificacin ISO 14001, como apoyo al marco Legal.

Toda la Gestin Ambiental est orientada a la proteccin ambiental y al manejo

adecuado de los residuos generados por su operacin, la cual es cumplida acorde al

Plan Ambiental de YPFB Andina, presentado a la Autoridad Ambiental Competente.

La metodologa del control de Medio Ambiente se realiza mediante monitoreos

peridicos acorde al siguiente marco Legal.

Ley de medio Ambiente Nro. 1333 y sus regulaciones.

Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Ley Forestal Nro.1700 y su Reglamentacin.

Norma Boliviana NB 742 760 (Normas Tcnicas de Residuos Slidos).

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

YPFB Andina S.A. ha implementado indicadores, para medir el desempeo ambiental,

los cuales se presentan a continuacin:

IFD: ndice de Frecuencia de Derrames, objetivo 8.61 m3

IPN: ndice de Prdida Neta, objetivo 0.00039 m3

Cabe sealar, que en esta gestin ningn derrame ha superado los 2 m3 que deberan

ser comunicados a los Organismos Sectoriales Competentes, acorde a la

Reglamentacin Ambiental Vigente.

Debido a que los impactos ambientales dentro de la gestin de residuos se encuentran

controlados dentro de la operacin, como una medida proactiva, YPFB Andina S.A.,

est implementando una campaa de apoyo a la comunidad en el acopio y disposicin

final de residuos especiales (bateras y pilas usadas).

En Agosto 2012, se realiz la auditora externa de verificacin de la ISO 14001 por

parte de VBQi, no encontrando ninguna No Conformidad en la gestin ambiental.

YPFB Andina S.A., realizar el primer curso taller de Biorremediacin Conceptual

Tcnica, para Fiscales propios as como Fiscales de la Corporacin y subsidiarias, con

el objetivo de lograr una mejorar gestin en el control de la biorremediacin.

Se tiene proyectado la realizacin de cursos de capacitacin al personal propio como

contratado en los siguientes temas:

Gestin de Residuos

Biorremediacin Conceptual

Evaluacin de Impactos Ambientales

Legislacin Ambiental

Simulacros Contra Derrames

Toda la gestin est orientada a la prevencin y mitigacin de los impactos

ambientales originados por la operacin. Cabe sealar que la certificacin ISO 14001

garantiza que la operacin de YPFB Andina S.A. es tan limpia como cualquier otra

operadora en el mundo.

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Anexos D Actividades de Responsabilidad Social Empresarial

YPFB ANDINA S.A., consecuente con su Visin, Misin, Valores y sus principios de buen gobierno, tica, transparencia y respeto al entorno, est comprometida en desarrollar sus actividades atendiendo las necesidades y expectativas de sus distintos grupos de inters con el propsito de generar bienestar; para ello realizamos acciones voluntarias que promueven las buenas prcticas empresariales en sus relaciones sociales y medioambientales, contribuyendo y reinvirtiendo en la propia sociedad los beneficios que nuestra actividad genera.

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Anexos E Actividades de Relacionamiento Comunitario

En las comunidades vecinas a nuestras reas de operacin, como resultado de acuerdos consensuados con los beneficiarios de las actividades, desarrollamos acciones y proyectos para responder a sus expectativas y necesidades bsicas, buscando establecer relaciones de confianza, de largo plazo, duraderas y de mutuo beneficio. Los proyectos y programas sociales de YPFB ANDINA S.A. promueven el compromiso e inclusin de los comunarios para su propio desarrollo. Ejecutamos estrategias, polticas y acciones para mejorar la salud, la educacin, la cultura, el deporte y el desarrollo productivo. De esta forma la empresa contribuye a mejorar las condiciones de vida de las comunidades vecinas y coopera en la lucha contra la pobreza.

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Anexos F Normas, Prcticas y Procedimientos aplicados de acuerdo a Ley y Reglamentos vigentes en las operaciones de campo.

Los Estndares tanto de Calidad, Seguridad Industrial, Salud e Higiene laboral y Medio Ambiente se mantienen y se mejoran de acuerdo a niveles internacionales, el desempeo de YPFB Andina es comparable con cualquier empresa del mundo. YPFB Andina cuenta con la certificacin de las tres normas: Medio Ambiente (ISO 14001), Seguridad Industrial (OHSAS 18001) y Calidad Total (ISO 9001) Cada tres aos se realiza una re-certificacin, la cual debe pasar por procesos de auditoras muy exigentes, a la fecha el compromiso y la cultura organizacional de YPFB Andina han permitido el mantenimiento de todas las certificaciones.

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Anexo G Detalle de actividades CAPEX.

A continuacin se presenta el detalle de los proyectos de inversin, el mismo incluye la descripcin de todas las actividades. PROCEDIMIENTO DE TRANSFERENCIA DE DESTINO ENTRE AREAS DEL MISMO TITULAR Si por causales imprevistas, o si previstas inevitables, se tuviera la necesidad de utilizar Materiales programados para uno o varios Contratos de Operacin diferentes a aquellos que los requieren con prioridad para optimizar las Operaciones Petroleras y sus Costos, stos sern transferidos y consignados como si hubieran sido originalmente previstos para ese ltimo destino. La operacin de transferencia de destino ser informada a YPFB, y reportada de acuerdo a los procedimientos contractuales relacionados a Costos Recuperables. Entendindose que los materiales a ser transferidos y consignados, cumplieron con todos los requisitos y procedimientos establecidos en los Contratos de Operacin de origen.

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Anexo H Cronograma CAPEX.

A continuacin se presenta el cronograma de todos los proyectos de inversin del campo.

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Anexo I Mapa de ubicacin de pozos.

A continuacin se presenta el mapa de ubicacin de los pozos del campo.

ptp 2013 - camiri

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