PETROBRAS ARGENTINA S.A. SUCURSAL BOLIVIA

PLAN DE TRABAJO, PRESUPUESTO Y PRONOSTICO DE PRODUCCION

GESTION 2012

AREA COLPA CARANDA

SANTA CRUZ, SEPTIEMBRE DE 2011

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CONTENIDO

1.0 INTRODUCCION2.0 AREA DE CONTRATO

2.1 Reseña histórica de los campos Colpa-Caranda2.2 Estado de los campos2.3 Descripción del campo Caranda2.4 Descripción del campo Colpa2.5 Descripción de los pozos2.6 Descripción de las facilidades de campo y planta2.7 Antecedentes sobre gestión medioambiental

3.0 ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX)3.1 Introducción3.2 Pozos3.3 Líneas de recolección y equipos de campo3.4 Infraestructura de plantas y facilidades de producción3.5 Otras inversiones3.6 Cronograma de ejecución de las operaciones3.7 Sísmica

4.0 ACTIVIDADES DE OPERACION (OPEX)4.1 Introducción4.2 Costos operativos directos4.3 Costos indirectos4.4 Descripción de las actividades operativas4.5 Pozos4.6 Comunicación e informática

5.0 PRESUPUESTO DE INVERSIONES Y COSTOS RECUPERABLES6.0 PRODUCCION

6.1 Producción actual6.2 Pronóstico de producción6.3 Plan quinquenal6.4 Historiales de producción de los campos

7.0 OTRAS ACTIVIDADES7.1 Medio Ambiente y Seguridad7.2 Responsabilidad social y empresarial7.3 Relacionamiento con las comunidades7.4 Programa anual de capacitación

8.0 ABANDONO DE POZOS8.1 Situación al inicio de operaciones de PESA8.2 Responsabilidad de PESA en el abandono de campos

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8.3 Plan de abandono9.0 PLAN DE EMERGENCIA

10.0 NORMAS PRÁCTICAS Y PROCEDIMIENTOS APLICADOS DE ACUEDO

A LEY Y REGLAMENTOS VIGENTES EN OPERACIONES DE CAMPO.

ANEXOSAnexo 1 AREA DE CONTRATO

Anexo 2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Anexo 3 MAPAS ESTRUCTURALES

Anexo 4 CORRELACIÓN ESTRATIGRAFICA

Anexo 5 MAPA DE UBICACIÓN DE POZOS

Anexo 6 MAPAS DE RESERVORIOS EN ACTUAL PRODUCCION

Anexo 7 DESCRIPCIÓN DE LOS POZOS

Anexo 8 DIAGRAMAS DE FACILIDADES DE PRODUCCION

Anexo 9 INFORMACION TECNICA Y ECONÓMICA POZO CLP-1004

Anexo 10 INFORMACION TECNICA Y ECONÓMICA POZO CLP-3

Anexo 11 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

Anexo 12 PLANILLA DE INVERSIONES Y COSTOS RECUPERABLES

Anexo 13 DETALLE DE ACTIVIDADES OPEX EN POZOS

Anexo 14 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN HIDROCARBUROS

Anexo 15 PLAN QUINQUENAL DE ACTIVIDADES E INVERSIONES

Anexo 16 HISTORIALES DE PRODUCCION DE LOS CAMPOS

Anexo 17 PROGRAMA ANUAL DE CAPACITACION

Anexo 18 RESPONSABILIDAD DE PESA EN EL ABANDONO

Anexo 19 CÁLCULO DEL MONTO DE ABANDONO

Anexo 20 PLAN DE EMERGENCIA

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PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO GESTION 2012

1.0 INTRODUCCIÓN

Con la presentación de este Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP), correspondiente a la gestión 2012, que incluye además el pronóstico de producción de hidrocarburos, cumplimos con lo establecido en la cláusula 3.2.1 del anexo D contenido en el Contrato de Operación vigente desde el año 2007,

Este PTP contempla principalmente la ejecución de actividades de perforación, intervención y mantenimiento de pozos, construcción y adecuación de planchadas, mejoras en campos, plantas de proceso y compresión de gas, mejoras en los caminos de acceso a los pozos y otras actividades menores.

Un aspecto que aún sigue siendo crítico y a estado afectando a la ejecución de los programas de perforación, es la falta de disponibilidad de equipos de perforación, con la capacidad adecuada a las necesidades de nuestros proyectos, aspecto que se espera sea superado a corto plazo.

2.0 AREA DE CONTRATO El área de contrato comprende a los campos Caranda y Colpa, la misma que se puede observar en el anexo-1

2.1 Reseña histórica de los campos Colpa-CarandaLa historia de los campos Colpa y Caranda se remonta a principios de la década de los años 60, luego de su descubrimiento y posterior desarrollo y explotación por parte de Bolivian Gulf Oil Company, hasta Octubre de 1969. A partir de esta fecha, como resultado de un Decreto de Nacionalización, estos y otros campos pasan a ser operados por YPFB.

En Octubre de 1989, vale decir, 20 años después de su explotación por parte de YPFB, la compañía entonces denominada Perez Companc S.A, ahora Petrobras Energía SA. Sucursal Bolivia (PESA), mediante un Contrato de Recuperación Mejorada, asume la operación de los campos Colpa y Caranda, que se encontraban en su última etapa de producción, puesto que a esa fecha con un total de 173 pozos perforados (59 en Colpa y 114 en Caranda), habían acumulado en términos de barriles equivalentes (BOE), el 93.5 % de la reservas registradas al 1 de enero de 1989.

2.2 Estado actual de los camposCon sus casi 45 años de explotación ininterrumpida, Colpa y Caranda son campos maduros con alto nivel de agotamiento de sus reservorios, por consiguiente, las actividades operativas que se realizan actualmente en los mismos, son de explotación orientadas al mantenimiento de la producción de gas y petróleo.

La situación de la mayoría de los reservorios y consiguientemente de los actuales pozos productores, es muy crítica en lo que a presiones se refiere, razón por cual es una tarea

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permanente la adecuación de los sistemas de compresión de gas en ambas plantas a las bajas presiones fluyentes de los pozos, hasta llegar en algunos casos a la instalación de unidades de compresión en la misma planchada del pozo.

2.3 Descripción del campo CarandaDesde el descubrimiento de este campo hasta la fecha (agosto/10), se han perforado 126 pozos y en la actualidad están en producción 35 entre petrolíferos y gasíferos.

2.3.1 Estratigrafía La secuencia estratigráfica investigada por las diferentes perforaciones en el campo Caranda comprende sedimentos de las formaciones del Terciario al Silúrico Superior y del Terciario al Devónico respectivamente, tal como se aprecia en la figura del anexo-2

2.3.2 Descripción de los estratos productoresEn el Campo Caranda los reservorios actualmente productores pertenecen a las Formaciones Chaco, Yecua, Petaca, Cajones, San Telmo (Ichoa), Taiguati, Iquirí y Roboré.

a) Formación ChacoLa formación Chaco del Terciario esta conformada por una alternancia de arenas y arcillas provenientes de sedimentos fluviales.

Estas arenas con la madurez y distribución propias del medio, se presentan en espesores variables entre los 5 y 20 m., caracterizándose por su poca consolidación y alta permeabilidad.

Los siete reservorios mapeados en esta formación corresponden a arenas depositadas alternadamente sobre la Formación Yecua, habiendo sido denominadas de abajo hacia arriba como: 1A, 1B, 2, 3, 4, 5 Inf. y 5 Medio. Todos están en producción actual.

Litológicamente estas areniscas son cuarzosas blanco amarillentas finas muy friables y poco compactas con mátrix moderado y regular contenido de feldespatos y buena porosidad.

Facialmente son interpretadas como pertenecientes a un ambiente de deposición fluvial mixto a meandrante con canales arenosos potentes y amplias llanuras de inundación.

Aparentemente las principales barreras de permeabilidad serian los paquetes arcillosos que cubren las arenas.

b) Formación YecuaLa formación Yecua se encuentra limitada por la base con la formación Petaca y por el tope con la formación Chaco Inferior.

Constituida principalmente en los tramos superiores por arcilita marrón oscura, calcárea. En la parte media presenta bancos de areniscas gris blanquecina, grano medio a grueso, sub-angular a sub-redondeado de regular selección. En la parte inferior, prácticamente hasta la base, predomina una limolita marrón verdosa, arenosa, levemente calcárea, semidura. El ambiente de sedimentación es fluvio-lacustre con influencia marina

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Dentro de esta formación se encuentran los reservorios gasíferos, de arriba hacia abajo, Yecua-C Sup.,Yecua-C Inf., Yecua-E y Yecua-F, y el reservorio de gas y petróleo Yecua-D Sup y Yecua-D Inf, estando todos ellos en actual producción.

c) Formación Petaca Superior – GasEstá compuesta por una secuencia de arenas y arcillas, que en forma alternada configuran paquetes arenosos, grano y estrato decreciente, los que por sucesión vertical y continuidad lateral, más o menos constante, han sido divididos en tres intervalos y denominados de arriba hacia abajo como TG-TH-TI, TJ-TK-TL, y TM-TN-TO.

Estos diferentes paquetes arenosos, parecieran corresponder a cursos fluviales depositados en un ambiente continental consecuente del levantamiento orogénico general del Oligoceno, acontecido en toda la cuenca.

El aporte detrítico casi constante que habría sucedido, provocó que los cuerpos arenosos se amalgamen con mínimas intercalaciones arcillosas hacia la base, tendiendo a aumentar hacia los términos superiores de la secuencia hasta culminar en facies de abandono correspondiente a las arcillas lacustres de la Formación Yecua.

Dada la naturaleza erosiva de los canales asociados a la superposición de los mismos, observada mayormente en el Sector Central del campo, originan la discontinuidad de las arcillas intercaladas (sellos) conectando los cuerpos arenosos entre sí.Actualmente se encuentran en producción los reservorios TG-TH-TI y TJ-TK-TL

d) Formación Petaca Inferior – PetróleoIntervalo que comprende aproximadamente los 70 m. basales de la Formación Petaca ( Base Terciario), conformada por una alternancia de delgados niveles arenosos y arcilitas correspondientes a cursos fluviales que actuando con mayor o menor energía, erosionaron el techo de la Formación Cajones.

Los sedimentos conglomerádicos de las bases de estos canales, provocaron que los cuerpos se sedimentaran con mejores características en algunos sectores respecto a otros.Los reservorios productores de petróleo de esta formación se denominan, de arriba hacia abajo como, Petaca TS-TU y Petaca TV, estando todos ellos en producción.

e) Formación CajonesSedimentos correspondientes a la parte final del Cretácico que se encuentran descansando sobre la Fm. Yantata e infrayacen a la Fm. Petaca del Terciario.

Sedimentariamente corresponden a depósitos apilados de arenas fluviales entrelazadas con episodios meandrantes a lacustres en su base. Un fuerte desarrollo de paleosuelos afecta a esta unidad en su parte media y superior.

Ambientalmente la asociación de facies representa ambientes continentales fluviales a lacustres ocasionales en la base y fluviales entrelazados dístales en el resto de la formación.

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Secuencialmente representada por areniscas calcáreas que en forma estrato y grano decreciente comprenden a los reservorios, de abajo hacia arriba, MRI, MRS, MQ, MP, ML y MK. Actualmente en producción se encuentran los reservorios MP, MQ, MRS y MRI.

f) Formación San Telmo (Ichoa)El intervalo sedimentario denominado San Telmo por GULF-YPFB, o Ichoa por PESA (Triásico Superior – Jurásico) se encuentra suprayaciendo a la Fm. Escarpment del Carbonífero (Elvira).

Estos reservorios pertenecen a depósitos de origen eólico (dunas) y facies fluviales asociadas al medio (wadis), de problemática correlación estratigráfica, por su propia naturaleza e información disponible (perfiles de resolución inadecuada).

Litológicamente conformada en su base por fangolitas conglomerádicas y areniscas blanquecinas de geometría irregular. Continúan potentes paquetes mega-entrecruzados de areniscas marrones muy finas con abundante matrix arcillosa. El tope es transicional y esta marcado por el cambio gradual de color rojizo a amarillo por pérdida del componente arcilloso e incremento en el tamaño del grano (cambio en la fuente del sedimento).

Los reservorios en el campo de arriba hacia abajo fueron denominados San Telmo-4A, 4, 3A, 3, 2, 1B y 1A. Actualmente se encuentran en producción el 4A, 4 y 3A.

g) Formación TaiguatiSecuencia continental con influencia marina en algunos sectores de la cuenca. En el campo Caranda yace discordantemente sobre sedimentos del Devónico (Fm. Iquiri) y subyace, igualmente en discordancia, a la Formación Elvira (denominada Scarpment, por Gulf, YPFB).

Esta formación en afloramientos cercanos, litológicamente está conformada por diamictitas arcillosas masivas de color gris oscuro (semejantes a las de la formación Tarija) y rojizo. El cambio de color es gradual sobre el mismo tipo de litología y ocurre en aproximadamente unos 30 m. Se observan ocasionales dropstones y cuerpos aislados de arenas lenticulares métricas a decamétricas

Sedimentariamente esta formación es consecuencia de grandes flujos de sedimentos aluviales ocasionados por el deshielo de las zonas de aporte, originando la sedimentación de grandes espesores arenosos (Fm. Tupambi - Taiguati "M" Inferior), los que van rellenando las depresiones en las que, sedimentadas en forma intercalada con arcillas, se depositan en los distintos reservorios (Taiguati G, G1, G2) que secuencialmente (estratodecrecientes) culminan con facies de abandono, representadas por una cubierta arcillosa de algo más de un centenar de metros, en la que aparece, hacia su parte media, un pulso arenoso de poco desarrollo vertical (Taiguati "D"). la secuencia estratigráfica de arriba hacia debajo de estos reservorios son Taiguati “D”, “G”, “G1”, “G2”, “G3”, “M Superior” y “M Inferior”. Actualmente solo se encuentra en producción el reservorio Taiguati “D”.

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h) Formación IquiriUbicada en el tope de la secuencia Devónica, yace en concordancia a la Formación Los Monos, mientras que en su tope es fuertemente biselado por la Formación Tupambi del carbonífero.

Litológicamente está constituida, en su mayor parte, por una secuencia monótona de lutitas micáceas físiles, las que ocasionalmente se encuentran interrumpidas por arenas micáceas, finas a medias, blandas de regular selección intercaladas con arcilla, las que de arriba hacia abajo han sido llamadas como "A", "B", "C" y "D", cuyos espesores totales son de 5, 20, 5 y 35 metros en promedio, respectivamente. El medio marino en el que se depositaron estas arenas, hace que se desarrollen de forma uniforme en todo el campo y en general en toda la cuenca, facilitando su correlación. El reservorio “B” se encuentra en actual producción.

i) Formación RoboréTiene un espesor de 354.5 metros, atravesada únicamente por el pozo 1003, y está representada por lutitas depositadas en un ambiente litoral o marino somero con intercalaciones hacia la base y el techo, de areniscas de plataforma. Esta unidad es productiva en varios yacimientos del Boomerang Hills, en posición de borde de cuenca y en posiciones más internas fue reconocida en el yacimiento Bulo-Bulo donde es productiva de importantes caudales de gas y condensado. Está constituida de arriba hacia abajo por dos niveles arenosos denominados “H” y “G” respectivamente. Es productor actual el reservorio “H”.

Este reservorio está constituido por cuatro cuerpos arenosos intercalados con niveles de arcilita. Son areniscas cuarzosas finas a muy finas, gris a gris castaño, muy compactas con componentes matriciales arcillosos de hasta un 5%. Petrográficamente se le asigna hasta un 4% de microporos-mesoporos con texturas de microfisuras hacia la base

2.3.3 Mapas estructurales de las formaciones productorasSe ilustra con las figuras del anexo-3

2.3.4 Correlación estratigráficaSe ilustra con las figuras del anexo-4

2.3.5 Ubicación de los pozosSe ilustra con las figuras del anexo-5

2.3.6 Radio de drenaje de los pozosCaranda es un campo maduro con alto nivel de agotamiento, tiene 126 pozos perforados y aproximadamente 32 reservorios con diferentes características, que han sido productores por diferentes pozos a lo largo de su vida productiva. Esto significa que el concepto de radio de drenaje que tiene un contenido técnico-económico, al momento ya no tendría un valor representativo para este campo. Normalmente el radio de drenaje se determina para cada uno de los reservorios a efectos de establecer un plan de desarrollo, donde es importante el espaciamiento óptimo de pozos y que depende de las características físicas del sistema roca-fluido y de la economía del proyecto.

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Para una visualización de los pozos que en algún periodo de la vida del campo han sido productores, se presenta mapas de todos los reservorios en actual producción en el anexo-6.

2.3.7 Punto de fiscalizaciónEl punto de fiscalización para los hidrocarburos líquidos se encuentra en los tanques de petróleo de la planta Caranda, en tanto que para el gas el punto de fiscalización, se encuentra en la salida de la planta Colpa (Interconexión con el gasoducto troncal).

2.4 Descripción del campo Colpa Desde el descubrimiento de este campo hasta la fecha, se han perforado 61 pozos y en la actualidad están en producción 26, entre petrolíferos y gasíferos.

2.4.1 Estratigrafía La secuencia estratigráfica investigada por las diferentes perforaciones en el campo son prácticamente la misma y comprende sedimentos de las formaciones del Terciario al Silúrico Superior y del Terciario al Devónico respectivamente, ver la figura del anexo-2.

2.4.2 Descripción de los estratos productoresEn el Campo Colpa los reservorios productores pertenecen a las Formaciones Chaco, Yecua, Petaca, San Telmo (Ichoa), Taiguati y Tarija.

a) Formación ChacoSu genética y posición estratigráfica similar a la del Campo Caranda, también se presenta con arenas finas muy friables y poco compactas con matrix moderado y regular contenido de feldespatos. La porosidad visual es alta

Se tienen 7 niveles, denominados en forma ascendente, Chaco 1 a 7, todos ellos comprendidos en un intervalo aproximado de 800 metros. Los espesores de los cuerpos, así como las equidistancias entre los mismos son variables.

El único reservorio que se comprobó producción de gas pero con muy poca acumulada debido a irrupción del acuífero fue el reservorio Chaco-4, el cual actualmente se encuentra improductivo.

b) Formación YecuaConformada por arcillitas que intercalan con delgados niveles de areniscas muy calcáreas y bioturbadas. Ocasionalmente se observan delgados bancos de calizas claras micriticas y niveles de coquinas de bivalvos. Hacia el tope se presentan niveles de fangolitas arenosas.

Ambientalmente se los interpreta como depósitos de llanura de inundación y lacustres someros. De abajo hacia arriba, los niveles han sido denominados como Yecua G y F. Los cursos arenosos de estos reservorios son erráticos y variables en su espesor. De estos en actual producción es el reservorio “G”, el que muestra su mayor desarrollo hacia la parte central del campo.

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c) Formación PetacaConstituida por depósitos de llanura de inundación, lacustres y fluviales con una alternancia sílico-clástica y calcárea subdividida en tres secuencias sedimentarias claramente diferenciables entre sí, siendo la superior e inferior arenosa - calcárea y la intermedia, arcillosa. Las tres secuencias presentan reservorios productores de gas.

El Miembro Superior, está representado por un potente paquete de areniscas blanquecinas cuarzosas, medias a finas, friables, buena clasificación y poco a moderado contenido de matrix.

Las areniscas presentan buena porosidad visual. Se interpreta como un sistema fluvial entrelazado proximal de alta energía con elevada continuidad lateral y empaque vertical a gradacional de buen desarrollo.

Homologando al campo Caranda, en el Petaca Superior se encuentran los reservorios, TG en el tope de la secuencia y algunos metros por debajo TJ-TK-TL. Ambos paquetes arenosos son grano y estrato decrecientes y los dos están en producción.

En el Miembro Medio los reservorios TP y TQ fueron mapeados, definiendo el TP un curso sedimentario fluvial (canales) los que se presentan ocasionalmente en dos cuerpos aparentemente independizados. El TQ se presenta algo menos desarrollado, reflejándose en un pobre desarrollo arenoso el cual grada, en general, mas hacia la fracción limosa. Ambos intervalos son productores.

En el Miembro Inferior se encuentran en forma intercalada con arcillas y sedimentos calcáreos los reservorios, de arriba hacia abajo, TS, TT, TU y TV , correspondiendo a depósitos de areniscas fina a gruesa intercalada con caliza nodular en el tope gradando a areniscas calcáreas hacia abajo, según descripciones en testigos de fondo tomados en el intervalo, su coloración varía entre gris, verde y marrón rojiza Su porosidad es afectada por el contenido calcáreo, lo que ocasionaría un aspecto mayormente cerrado (concordante a lo observado en el microperfil), ambientalmente son interpretados cursos fluviales entrelazados.

d) Formación San Telmo (Ichoa)Conformada en su base por fangolitas conglomerádicas y areniscas blanquecinas de geometría irregular. En su parte media presenta potentes paquetes mega-entrecruzados de areniscas marrones muy finas con abundante matrix arcillosa. El tope es transicional y esta marcado por el cambio gradual de color rojizo a amarillo por pérdida del componente arcilloso e incremento en el tamaño del grano.

La asociación de facies se interpreta como la evolución de un corto periodo fluvial intermitente en la base, a un ambiente persistente de dunas eólicas marginales.

Los reservorios están concentrados en la base de la formación, son areniscas fluviales posiblemente meandrantes. Se trata de arenas medias a finas muy friables con buena clasificación y moderado matrix arcilloso.

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De las correlaciones estratigráficas realizadas en el campo, se individualizaron 6 niveles arenosos, los cuales en orden ascendente se denominan: IA, IB, II, IIA, III y IV. Producen actualmente los tres primeros.

e) Formación TaiguatiEstá conformada por diamictitas arcillosas masivas de color gris oscuro (semejantes a las de la formación Tarija) y rojizo. Se observan ocasionales dropstones y cuerpos aislados de arenas lenticulares métricas a decamétricas. Los reservorios están localizados en las facies de relleno de canales mayores (grandes incisiones), mas propiamente en la parte superior de los mismos y están representados por turbiditas arenosas de alta densidad. Son areniscas medias a finas, friables con buena selección y escasa matrix arcillosa y buena porosidad primaria intergranular.

El ambiente de deposición se asume como proglacial distal lacustre con ocasionales depósitos de arenas generados por flujos de gravedad (underflows).

Los reservorios mapeados de abajo hacia arriba son: Taiguati “M”, "G" y "D", los que secuencialmente conforman una sucesión estrato decreciente hasta su culminación en facies arcillosas. Los niveles M y G se encuentran en producción.

f) Formación TarijaAl tope presenta un conjunto de areniscas claras gradadas en un empaque de canales amalgamados, con base erosiva. los depósitos con características de reservorio están localizados en las facies de relleno de canales mayores (grandes incisiones), mas propiamente en la parte superior de los mismos y están representados por turbiditas arenosas de alta densidad. Son areniscas medias a finas, friables con buena selección y escaso matrix arcilloso y buena porosidad primaria intergranular.

La asociación de facies sugiere un ambiente proglacial distal para las diamictitas y arcillitas inferiores y superiores y un ambiente de contacto a proglacial proximal

Se individualizaron 5 reservorios, en orden ascendente se denominan: Tarija Petróleo, Tarija Gas, Tarija Gas A, Tarija Gas B y Tarija Gas C. En producción actual se encuentran Tarija Gas A y B.

2.4.3 Mapas estructurales Se ilustra con las figuras del anexo-3

2.4.4 Correlación estratigráficaSe ilustra con las figuras del anexo-4

2.4.5 Ubicación de los pozosSe ilustra con las figuras del anexo-5

2.4.6 Radio de drenaje de los pozos

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El campo Colpa al igual que Caranda es un campo maduro, que si bien no tiene la misma cantidad de pozos ni el mismo número de reservorios productores (61 y 11 respectivamente), se encuentra dentro de la misma categoría de campos donde el radio de drenaje deja de ser representativo. Sin embargo, para una visualización de los pozos que en algún periodo de la vida del campo han sido productores, se presenta mapas de todos los reservorios en actual producción en el anexo-6.

2.4.7 Punto de fiscalizaciónEl punto de fiscalización para los hidrocarburos líquidos, tales como el petróleo, la gasolina natural y el GLP, se encuentra en los sistemas de almacenamiento de la planta Colpa, mientras que para el gas el punto de fiscalización, se encuentra a la salida de la planta Colpa (Interconexión con el gasoducto troncal)

2.5 Descripción de los pozos

En el anexo-7 se presentan una planilla con el listado de todos los pozos perforados en los dos campos, especificando el estado en el que se encuentra cada uno de ellos.

2.6 Descripción de las facilidades de campo y planta

2.6.1 Campo Caranda

a) Sistema de recolecciónEste sistema esta constituido por una red de líneas de producción de los pozos que se concentran en 7 colectores; 3 instalados en el campo y 4 en la planta de gas. Todos confluyen, en diferentes categorías de presión a la batería de separación de dicha planta.

Por otra parte, en el campo existe un sistema de captación de gas a presión atmosférica, destinado a captar la emanación superficial de gas de la planchada de los pozos CAR-1002, CAR-58, CAR-11A y CAR-15 y la producción del pozo CAR-13 que tiene muy baja presión.El sistema consiste de un colector que conduce el gas a un compresor instalado entre las planchadas de los pozos CAR-1002 y CAR-58 cuya descarga se envía al sistema de baja presión de la planta de gas. Por otra parte, debido a la baja presión de surgencia de los pozos CAR-34, CAR-104 y CAR-1010LC, se han instalado dos compresores a fin de incorporar al sistema, la producción de estos pozos.

b) Planta de separación, compresión y deshidratación de gasEsta compuesta por las siguientes instalaciones:

Batería de separación. Tanques de almacenamiento de petróleo. Sistema de compresión de gas. Sistema de deshidratación de gas. Sistema de distribución de gas lift. Sistema de generación eléctrica.

La planta esta conformada por una batería de separadores de baja, media, alta y super alta presión, de donde se deriva los líquidos a los tanques de almacenaje de petróleo, desde allí el agua se separa por gravedad y se envía a la planta de inyección de agua. El gas se conduce al sistema de compresión.

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El gas de baja presión es comprimido por una unidad de 50 a 100 psi, corriente que se mezcla con el gas de media presión proveniente del separador de 100 psi, se comprime a 220 psi y posteriormente hasta 900 psi.

El gas de super alta, se envía directamente a la descarga de los compresores, donde se mezcla con el resto de la corriente de 900 psi, para ser deshidratado por contacto con trietilen glicol.

Una parte del gas deshidratado es derivado al sistema de gas lift y otra se utiliza como gas combustible, el resto es enviado a través de un gasoducto a la planta de gas Colpa, para su compresión y tratamiento.

La planta cuenta con un sistema de seguridad constituido por una red contra incendios, conformada por dos bombas Pattersson de 1250 GPM @ 150 psi cada una, sistema de shut down para casos de paros por emergencia, alarmas, hidrantes, monitores, rociadores, extintores de fuego, mangueras, sistemas de espuma móvil y en los tanques de petróleo y detectores de fuego, humo y mezcla explosiva en las salas de compresores y generadores.

Los servicios auxiliares principales de la planta son: generación de energía eléctrica con una capacidad instalada de 500 Kw. (dos unidades de 250Kw), y suministro de aire comprimido para uso en el sistema de instrumentación.

c) Planta de inyección de agua de producciónEn esta planta se realiza el tratamiento del agua de manera que pueda ser inyectada al pozo disposal. Este tratamiento consiste en separar el hidrocarburo remanente en un skimmer, controlar las bacterias mediante la dosificación de biocida, eliminar el oxígeno arrastrado, utilizando secuestrante de oxigeno, minimizar la corrosión utilizando inhibidor de corrosión y, finalmente se tiene el control de sólidos en suspensión, mediante la clarificación y el filtrado.

El agua tratada se almacena en un tanque de inyección inertizado, energizado con gas natural y se bombea al pozo disposal, utilizando una electrobomba Toshiba de 40 HP/Gardner Denver T-45 (eléctrico/alternativo) o una motobomba Waukesha W-1197GU/Gardner Denver GD-150T (combustión interna/alternativo).

Esta planta cuenta además, con un laboratorio equipado con elementos necesarios para realizar el control de calidad del agua de inyección.

d) Planta de tratamiento de suelos mediante landfarming y biopilaEn la planta de landfarming y biopila, se realiza el tratamiento de suelos contaminados mediante la técnica de biodegradación, acondicionando el suelo con nutrientes naturales, humedad y oxigenación mediante el arado de los suelos e inyección de oxigeno a la biopila, condiciones necesarias para el crecimiento de bacterias que biodegradan los hidrocarburos totales del suelo. Cuando se cumplen con las especificaciones de ley (menor a 5,000 ppm de TPH), se retira el suelo tratado y es usado como abono natural para las actividades de reforestación que se llevan a cabo en el campo.

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e) Líneas de evacuaciónEl petróleo de los tanques de almacenaje, se entrega a YPFB Transporte para su envío por la red de oleoductos, hasta la refinería de Santa Cruz.

El gas deshidratado se transporta por un gasoducto, administrado por YPFB Transporte, hasta la planta de tratamiento de gas de Colpa, donde se separa la gasolina y el GLP.

2.6.2 Campo Colpa

a) Sistema de recolecciónEste sistema esta constituido por 3 colectores, 1 instalado en el campo y 2 en la planta de tratamiento de gas.

b) Planta de tratamiento de gasLa Planta de tratamiento de gas esta conformada por las siguientes instalaciones: Sistema de separación. Tanques de almacenamiento. Sistema de compresión de gas. Sistema de deshidratación de gas Planta desgasolinadora y fraccionadora de GLP Sistema de gas y distribución de gas lift.

El sistema de separación, está constituido por separadores de baja, media y alta presión. El petróleo, el agua y el gas son enviados por separado a los tanques de almacenaje de crudo, planta de inyección de agua y sistema de compresión respectivamente.

El gas asociado y la producción de algunos pozos gasíferos, constituyen el sistema de baja presión de 80 psi. El sistema de media presión de 220 psi, está constituido por los pozos productores de gas y el sistema de alta de 500 psi, para captar el gas de Caranda para su recompresión y tratamiento.

El gas de baja presión es comprimido de 80 a 220 psi, luego se mezcla con el gas de media y es comprimido hasta 1000 psi, que es la presión de la planta de tratamiento. El gas de alta presión y el gas recibido de Caranda, también son comprimidos hasta 1000 psi.

El gas comprimido a 1000 psi, es deshidratado por contacto con Trietilen glicol (TEG), intercambia calor con el gas residual y posteriormente es enfriado con propano en un Chiller para la recuperación de los licuables, luego el gas residual es entregado al gasoducto.

El condensado obtenido en los separadores del sistema de alta, se mezcla con el licuable producto del enfriamiento, luego se estabiliza y se almacena en los tanques. El condensado obtenido en los separadores de baja y media presión es enviado directamente a los tanques de almacenaje de petróleo.Los componentes más livianos o vapores que salen de la torre estabilizadora (etano, propano, butano y pentano), son derivados al sistema de fraccionamiento de licuables, donde mediante una torre deetanizadora, es separado el etano para obtener GLP. Eventualmente, se produce pequeñas cantidades de propano para el consumo de la planta.

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La planta de gas cuenta con un sistema de seguridad industrial constituido por: Un sistema de paros de emergencia operativa (ESD).

Una red contra incendios conformada por dos bombas Pattersson de 1250 GPM @ 150 cada una, estaciones de shut down para casos de emergencia, alarmas, hidrantes, monitores, rociadores, extintores de fuego, mangueras, sistemas de espuma móvil en los tanques de petróleo y detectores de fuego, humo y mezcla explosiva en las salas de compresores, generadores y cargadero de GLP.

Los servicios auxiliares principales de la planta son: generación de energía eléctrica con una capacidad instalada de 750 Kw. (tres unidades de 250 Kw), y suministro de aire comprimido para uso en el sistema de instrumentación y en el taller de mantenimiento.

c) Planta inyección de agua de producciónLa planta de inyección de agua de producción, recibe el agua en una pileta API, separa el petróleo y lo envía mediante bombas centrífugas, a los tanques de almacenaje de la planta de gas. El agua pasa a un tanque de tratamiento en donde se dosifica biocida, secuestrante de oxigeno, inhibidor de corrosión y se elimina los sólidos en suspensión mediante clarificación y filtrado y finalmente la recuperación de agua tratada en un tanque de inyección inertizado con gas natural se bombea al pozo disposal.

El agua acondicionada es inyectada con una motobomba General Electric/Stork (eléctrico/alternativo). El residuo acuoso producto de la clarificación se deriva a una piscina de oxigenación, en donde se adecua para su retorno al circuito de tratamiento.

La planta de inyección cuenta con un laboratorio equipado con elementos necesarios para realizar el control de calidad del agua.Para mayor objetividad sobre cada una de las partes descritas ver los diagramas del anexo-8.

d) Líneas de evacuación y/o exportaciónEl petróleo de los tanques de almacenaje, se entrega al sistema de oleoductos administrado por YPFB Transporte, para su envío hasta la refinería de Santa Cruz.

El gas residual se entrega al gasoducto de transporte administrado por YPFB Transporte, para su exportación a la República del Brasil y al mercado interno.

El GLP se entrega en camiones cisternas a YPFB para la distribución al mercado interno.

2.7 Antecedentes sobre gestión medioambiental En enero del 2000, PESA inicia operaciones en las plantas de gas de Colpa y Caranda. Conforme al Art. 109 del Reglamento General de Gestión Ambiental (DS 24176), los pasivos ambientales serán regidos de acuerdo a contrato. En el mismo se establece la realización de una Auditoría Ambiental en cumplimiento al Art. 110 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental (DS 24176).

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El informe de auditoria ambiental fue aprobado en el mes de marzo de 2001, donde se establece obras de mejora para ambas plantas, consistente en actividades de saneamiento y tratamiento de los pasivos ambientales, construcción de un sistema de drenaje, planta de inyección de agua, red contra incendios, muros de contención y otras obras para preservar el medio ambiente y la seguridad de las personas y de las instalaciones.

Se elaboró el Manifiesto Ambiental que contempla la realización de mejoras en las plantas de gas y en el campo, tales como la adecuación de las líneas de conducción, control de erosión, pintura, automatización de las plantas, mejoras en los campamentos y otros. Este documento fue aprobado en el mes de octubre del 2004.

Debido a las mejoras implementadas, actualmente se cuenta con instalaciones adecuadas para el tratamiento de los efluentes líquidos, no existiendo descargas en ninguna de las actividades que se desarrolla.

Las redes contra incendios instaladas en las plantas de gas, cumplen con las normas NFPA. También se cuenta con un área de tratamiento de residuos y de suelos contaminados bajo techo, pudiendo hacerse el tratamiento de suelos sin interrupciones durante todo el año.

Con empresas especializadas se realizaron trabajos de relevamiento e identificación del nivel de riesgo de las instalaciones, certificando los equipos conforme al área en la que se encuentran clasificadas (Atmósferas Explosivas), sugiriendo mejoras en la red contra incendios y determinación de la sensibilidad ambiental por donde se encuentran las líneas de conducción.

PESA además de cumplir con la Ley del Medio Ambiente y sus reglamentos, cuenta con un Sistema de Gestión Integral de Medio Ambiente, Seguridad y Salud Ocupacional, certificación obtenida desde hace 9 años, con las normas ISO 14001: 2004 y OHSAS 18001: 2007. Esta certificación internacional impulsa a todas las actividades que realiza PESA en la búsqueda de la Mejora Continua, con el compromiso de todo el personal propio y de contratistas, en la preservación del medio ambiente, protección de la salud y la seguridad de todos los trabajadores.

3.0 ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX)

3.1 IntroducciónLas inversiones a ejecutarse en la gestión 2012, como fue en gestiones pasadas, están orientadas al mantenimiento de la producción de hidrocarburos, principalmente de gas natural para su entrega al mercado interno y a la exportación, habiéndose considerado para este efecto la perforación de un pozo, la intervención de otro con equipó de workover, ambos en el campo Colpa y una serie de mejoras en las instalaciones superficiales, principalmente en las plantas de compresión de gas de ambos campos.

Las inversiones en pozos tienen un riesgo importante en lo que respecta los resultados esperados, por cuanto se trata con ellas, confirmar e incorporar reservas de gas de las categorías probable y posible, aspecto que es de urgente necesidad para contrarrestar, la

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marcada declinación de la producción de los reservorios desarrollados y el agotamiento de la presión de los mismos.

3.2 Pozos

3.2.1 Perforación pozo CLP-1004

a) UbicaciónLa ubicación de este pozo está definida por las siguientes coordenadas:

X: 471,471Y: 8’063,869Z: 335

b) Objetivos y justificación de la perforaciónEl proyecto de esta perforación nace como necesidad de investigar y de ser positivo movilizar y recategorizar reservas probables de gas de reservorios terciarios, correspondientes a las formaciones Chaco y Yecua, específicamente los niveles Chaco 2, 3, 5 y Yecua F como objetivos primarios y poner en producción mediante un diseño de arreglo de producción preliminar con terminación simple selectiva, que de acuerdo a los resultados puede ser modificado. El pozo estará ubicado en la parte central del campo, zona cuspidal de la estructura.

Los objetivos gasíferos están relacionados a la investigación de productividad de niveles de las formaciones objetivo, basados en la observación de anomalías de amplitud presentes en la sísmica 3D y asociadas a significativas detecciones de gas registradas en algunos pozos de la zona, además de análisis de perfiles y pruebas de producción de pozos.

c) Descripción de las operaciones Montar equipo y perforar vaina ratonera. Perforar con trépano de 12 1/4” hasta 350m. Cementar cañería 9.5/8” Perforar con trépano de 8 ½” desde 350 hasta 1370 m. Cementar cañería de 7” Probar BOP’s y cabezal de pozo Correr registros CBL-VDL-GR-CCL De acuerdo a registro de cementación balear y probar nivel Yecua. Si positivo, efectuar empaque de grava. Balear y probar niveles de Chaco y si positivo efectuar empaque de grava. Bajar arreglo final.

d) Obras civiles PlanchadasSe realizará el diseño y la construcción de las obras civiles, comprendiendo estas, la ejecución de todos los trabajos necesarios para la apertura y habilitación de caminos de acceso, de manera tal que se garantice la transitabilidad de todo tipo de vehículos; la

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construcción y estabilización de planchadas para permitir las operaciones del equipo de perforación en buenas condiciones.

Dentro del diseño y la ejecución se consideraran a requerimiento de la planchada, sendas y fosa para quemadores de gas y petróleo, antepozo, bases de ripio compactado y otros. También se contempla el desmonte y la limpieza del terreno, el corte de taludes, construcción de cunetas, la conformación del terraplén compactado y el ripiado de la plataforma, teniendo en cuenta en el trazo que los radios de curvatura tanto horizontal y vertical, así como también las pendientes, deberán ser calculados de acuerdo a la dimensión de los equipos a transitar. Se minimizará la afectación a la vegetación circundante.

e) Costo del pozoEl costo de la perforación y terminación de este pozo se estima en 2.371 M $us.

La información técnica adicional del pozo está contenida en el anexo 9.

El costo previsto de las operaciones de perforación expresado en dólares americanos es: Equipo de perforación 384.723Materiales 204.520Servicios 249.673Obras civiles 165.752Campamento base 11.093Supervisión 19.575 Total 1.035.334

El costo de las operaciones de terminación expresado en dólares americanos es:Equipo de terminación 405.681 Materiales 134.850Servicios 710.986 Líneas de conducción 60.900 Supervisión 13.050 Campamento base 9.788 Total 1.335.254

El anexo 9 contiene la evaluación económica e información técnica adicional del pozo, tales como: mapas de los reservorios de interés, propuesta de perforación y terminación, historiales de producción, diagramas de estados subsuperficial y superficial actual y programada, además de otros datos técnicos adicionales inherentes al pozo.

3.2.2 Intervención pozo CLP-3

a) Ubicación

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El pozo CLP-3 se encuentra ubicado en la zona Sud de la estructura y tiene las siguientes coordenadas UTM:

X: 471792,69Y: 8060951,87Z: 352,9

b) Objetivo y justificación de la intervenciónPozo actualmente improductivo por encontrase arenado y ahogado en el reservorio Tarija Gas B y tapón de cemento en Tarija Gas A.

El objetivo de la intervención es efectuar una reterminación, evaluando las reservas probables de gas de la formación Tarija en el reservorio Tarija Gas.

Se considera que este reservorio probablemente contenga saturación comercial de hidrocarburos, en función a la hipótesis de que al ser sedimentariamente un depósito de canal, este se encuentre aislado hidraúlicamente de los reservorios suprayacentes Tarija Gas A y B, los que se encuentran en producción o acuatizados en pozos buzamiento arriba así como en el mismo pozo Clp-3. En caso de ser positivo, se instalará arreglo de producción simple para producir el nivel del reservorio Tarija Gas.

c) Descripción de las operaciones Montar equipo. Sacar arreglo actual Limpiar pozo hasta 2800 m. (Fondo de pozo). Correr registro CBL-Neutrón Compensado-GR .Si realizar cementación

correctiva en 2760.0 m Según evaluación de registro Neutrón, balear reservorio Tarija Gas. De acuerdo a resultados bajar arreglo final.

d) Obras civilesPara la adecuación de la planchada del pozo CLP 3 se ejecutaran las siguientes tareas:

Construcción de un acceso con una variante ya que el pozo no tiene acceso, además que el Gasoducto de YPFB Transporte pasa por su limite Oeste superficialmente con derecho de vía

Perfilado y compactación del acceso y del área de planchada Colocación de piedra Colocación de ripio bruto Provisión, colocación y compactación de capa base Construcción de antepozo y colocación de tubo guía Construcción de cunetas de drenaje naturales

e) Programa de intervenciónEn el anexo-10 se presenta el programa de intervención del pozo. g) Resumen de costosEl costo de las operaciones de intervención expresado en dólares americanos es:

Equipo de intervención 292.816

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Materiales 131.892 Servicios 168.288 Líneas de conducción 104.400 Obras civiles 48.525 Campamento base 5.873 Supervisión 7.830 Total 759.624

El anexo-10 contiene toda la información técnica y económica de este pozo, tales como: mapas de los reservorios de interés, propuesta de intervención, historiales de producción, diagramas de estados subsuperficial y superficial actual y programada, además de otros datos técnicos adicionales inherentes al pozo.

3.3 Líneas de recolección y equipos de campo

3.3.1 Objetivo y justificación de las líneas de recolecciónEl objetivo del proyecto consiste en la instalación de líneas de recolección para los pozos CLP-3 y CLP-1004 durante la gestión 2012.

3.3.2 Características y trazos de las líneas de recolección

a) Línea pozo CLP-1004El pozo será perforado en la parte noreste del campo, cercano a los pozos CLP-51 y CLP-4. La línea será de 2” SCH-40 API5L Acero al Carbono A106 GB, presión de diseño 2,723 PSI, soldada y enterrada, siguiendo parte del derecho de vía existente e incorporar la producción en el colector de planta.

b) Línea pozo CLP-3El pozo se encuentra en la zona sur del campo, cercano al almacén Colpa. La línea será de 2” SCH-40 API5L Acero al Carbono A106 GB, presión de diseño 2,723 PSI, soldada y enterrada, siguiendo el camino de acceso al almacén y campamento para ingresar al colector de media presión de planta.

3.3.3 Resumen de costosLos costos de las líneas de conducción se encuentran contenidos dentro de los costos de los capítulos referentes a Terminación e Intervención de los pozos.

3.4 Infraestructura de plantas y facilidades de producciónLos proyectos a ejecutarse en infraestructura son: Adecuación del sistema de separación y compresión Planta Colpa (Fase II), Modernización del sistema de control DCS de Planta Caranda e Instalación de bomba de recuperación de hidrocarburos livianos planta Caranda.

3.4.1 Mejora de instalaciones en las plantas de Gas

a) Adecuación del sistema de separación y compresión Planta Colpa (Fase II)

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Actualmente los pozos en producción en el campo Colpa cuentan con una presión de fluencia muy baja, con este proyecto se pretende bajar la presión de separación de la planta a una sola presión de 80 psi, disminuyendo la contrapresión y logrando incrementos de producción de los pozos gasíferos.

El proyecto contempla las siguientes tareas: Modificación de las líneas de flujo de gas dentro de planta para el incremento de su

capacidad a menor presión. Modificación de las acometidas de succión y descarga de los compresores hacia los

cabezales, para permitir su operación dispuestos en serie, para el incremento de presión de 80 psi a 1000 psi.

Adecuación del colector de media presión para su conversión a colector de baja presión.

Este proyecto se viene desarrollando desde la gestión 2011, en dos fases.

b) Modernización del sistema de control DCS Planta CarandaLos sistemas de control operativo (DCS) de las plantas de Colpa y Caranda fueron instalados los años 2005 y 2006 respectivamente. Este sistema fue desarrollado por Rockwell a finales de los años 90, la versión instalada en las plantas fue la disponible en esos años. Rockwell y Microsoft migraron a nuevos sistemas, descontinuando la versión instalada en las plantas, situación que imposibilita las reparaciones (hardware) y actualizaciones de software, por lo que la única alternativa para poder mantener nuestro sistema de control en operación, es la adquisición de nuevos equipos y sistemas.

Actualmente los servidores de Planta Caranda presentan degradación de sus componentes electrónicos, tarjeta madre, disco duro, fuente, debido al tiempo de uso, generando una disminución del performance del sistema, lentitud en el desplegado de pantallas de control, colgado del sistema y otros; adicionalmente; al ser descontinuado el sistema Process Logix R510.0 nos veremos cada vez más limitados en componentes de repuesto y asistencia técnica, puesto que Rockwell se concentra en su nuevo sistema.

El objetivo del presente proyecto es el de migrar el actual sistema Process Logix a una arquitectura del sistema de procesos Plant PAX, diseñado para que se integrase fácilmente con los sistemas existentes, es por eso que solo se reemplazarán los controladores, es decir que lo racks, comunicaciones, entradas y salidas se mantendrán. El HMI cliente/servidor será totalmente integrado y con las redundancias previstas en el proyecto original, de manera que se garantice la normal operación de la planta ante fallas imprevistas.

El proyecto contempla la compra de los nuevos procesadores y servidores con sus respectivos software de control, compra e instalación de UPS para mejora la disponibilidad de la energía regulada que alimenta el sistema, programación de todas las señales en el nuevo sistema, instalación de los equipos en línea dentro de las plantas, pruebas FAT y puesta en marcha.c) Instalación bomba de recuperación de hidrocarburos livianos Planta CarandaEl gas que se produce en el campo Caranda tiene un alto contenido de hidrocarburos pesados (GLP y gasolina) y dentro del yacimiento no contamos con una planta de procesamiento de

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los mismos, contamos tan sólo con una planta de compresión que envía el gas a la planta de tratamiento de Colpa para su procesamiento.

El gas producido, al ingresar al sistema de compresión y enfriamiento, produce una condensación de licuables en los depuradores de los diferentes sistemas que son recuperados en los tanques de almacenamiento de condensado. Estos licuables por efecto de la temperatura, la presión atmosférica y agitación de los tanques se evaporan dentro de los mismos, son recuperados por la Unidad Recuperadora de Vapores y devueltos nuevamente al sistema de compresión. Todo este circuito genera una recirculación de gases pesados dentro del sistema que ocupan mayor potencia de compresión, y genera una pérdida económica al no poder procesar dichos licuables.

El proyecto contempla la instalación de una bomba para la recuperación de dichos licuables, de los depuradores de los diferentes sistemas y su inyección al gasoducto Caranda-Colpa.

El resumen de estas inversiones expresado en dólares es el siguiente:

Adecuación del sistema de separación y compresión PTG Colpa 410.000 Instalación Bomba para recuperación de condensado Caranda 140.000 Modernización sistema de control Planta Caranda 110.000

Total 660.000

3.5 Otras inversiones

3.5.1 Comunicación e InformáticaLas inversiones en este rubro, expresadas en dólares, corresponden a la adquisición de los siguientes ítems:

Recambio de computadoras y monitores 7.500 Notebooks 7.600 Impresora a color 5.000 Handies y Radios VHF 7.000

Total 27.100

El monto presupuestado contempla el cambio de computadoras y notebooks que tienen más de 4 años de antigüedad, algunas presentan problemas técnicos y también problemas de performance, por el continuo avance del software actual. La impresora a color es para la reposición de un equipo dañado, en tanto que la compra de handies y radios VHF es para reponer aquellos equipos que se encuentran con desperfectos.

3.5.2 Estudios Reservorios y SoftwarePresupuesto que ha sido considerado para poder dar continuidad a los estudios de los reservorios de los campos Colpa y Caranda, iniciados el 2011, los que posibilitarán la definición de las perforaciones e intervenciones de pozos y otras actividades.

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Dentro de los estudios reservoriles, se ha planificado la ejecución de análisis de laboratorio en cuanto a petrofísica, fluidos y de mecánica de rocas en la corona a tomar en el reservorio Iquiri, Ar.”B” en el pozo CAR-1013.

Para el control y seguimiento de las actividades de perforación y terminación, intervenciones de pozos, actualizaciones de estudios geológicos de los reservorios de Colpa Caranda, se requiere del apoyo permanente de un geólogo especializado.

En lo que respecta al sector de Geología, Ingeniería de reservorios, Ingeniería de producción y Perforación de pozos, se tiene planificado contar con el apoyo temporal de especialistas para soporte y capacitación para estudios de reservorio, sobre todo en lo referente a reservorios fisurados de alta presión y alta temperatura.

En el sector de perforación y geología se ha programado la adquisición de software especializado para el diseño de pozos, dentro del programa Petrel

A continuación el resumen de costos para la gestión 2012, expresado en dólares:

Soporte permanente Geólogo: 78,000 Estudios reservorios y capacitación Especialistas: 95,000 Programas computación (Software): 50,500

Total 223,500

3.6 Cronograma de ejecución de las operacionesEl cronograma de ejecución integral de las actividades de perforación e intervención de pozos, construcción y adecuación de planchadas, mejoras en el sistema de compresión en las plantas, así como de instalación de líneas de conducción y otras actividades a desarrollarse durante la gestión 2012, se presenta en el anexo-11

3.7 SísmicaNo se tiene planificado para la gestión.

4.0 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX)

4.1 IntroducciónLos gastos contemplados en el Presupuesto, corresponden principalmente a la mano de obra para las operaciones y los insumos necesarios para el mantenimiento de las instalaciones de los pozos, de las líneas de recolección y colectores de campo, de las plantas de tratamiento y compresión de gas, de las plantas de inyección de agua, la seguridad, el medio ambiente, los campamentos y otros. 4.2 Costos operativos directosLos costos operativos del área Colpa-Caranda, corresponden al rubro de producción, monto que asciende a $us 9.743.639, según se detalla en la planilla del anexo-12. Este monto incluye el costo asociado a la adecuación del sistema de turnos en las actividades de campo y planta.

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4.3 Costos indirectosCorresponden a los costos de administración y representan un monto de $us 964.074 el mismo que se consigna en la planilla del anexo-12.

4.4 Descripción de las actividades operativasEn las diferentes instalaciones de los campos de Colpa y Caranda, están previstas realizar las siguientes actividades:

4.4.1 Instalaciones superficiales de pozos El mantenimiento de las válvulas de los arbolitos de navidad, reemplazo de las

válvulas del puente de producción en boca pozo, pintado general, limpieza y mantenimiento de la planchada y los caminos de acceso, utilizando para ello, materiales y mano de obra tercerizada.

Tratamiento anticorrosivo de la tubería de producción en el pozo CAR-1003, mediante un bacheo de una mezcla de anticorrosivo con diesel, utilizando para su desplazamiento el servicio de un equipo bombeador.

Servicio de alquiler de compresores para recuperar las emanaciones de gas de las planchadas y en pozos de muy baja presión que, con las presiones de captación actual la producción es muy baja o nula.

Retiro de arena empetrolada de la cámara de drenaje de los desarenadores y posterior tratamiento de los suelos empetrolados.

Mantenimiento del enmallado y corralito.

4.4.2 Líneas de recolección y colectores de campo Mantenimiento y reparación de las líneas de captación de gas y petróleo, gas lift y

agua de inyección a pozo disposal, con materiales y personal tercerizado. Mantenimiento, limpieza y pintado del área y las instalaciones de los colectores. Personal para la limpieza del derecho de vía (DDV) Tratamiento anticorrosivo y monitoreo de la línea de producción del pozo CAR-1003

4.4.3 Plantas de Gas Compra de repuestos para la operación de los motores, compresores, generadores,

tratamiento de gas, agua de producción y efluentes, y otras instalaciones. Compra de productos químicos para la deshidratación del gas, tratamiento del agua

de refrigeración y lubricantes para la operación de los motores, compresores, generadores y otros.

Contratación de servicios para el mantenimiento de los equipos auxiliares de los motores, compresores, reparación de válvulas de compresión, válvulas de bloqueo y de retención y otros.

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Servicios de talleres mecánicos especializados para el overhaul de los motocompresores y motogeneradores y reparación de equipos auxiliares con provisión de materiales y mano de obra.

Mantenimiento de instrumentación del control operativo y el Centro de Control de Maquinas (CCM) en las plantas de gas.

4.4.4 Plantas de Inyección de Agua Compra de productos químicos para el tratamiento del agua de producción y

efluentes de las plantas y lubricantes para la operación de la electro bomba de inyección de agua y bombas de recirculación de tratamiento en la planta.

Compra de materiales para mantenimiento las bombas e instalaciones de superficie. Servicio de limpieza química y mecánica de las instalaciones y asistencia técnica de

una empresa especializada en tratamiento de agua.

4.4.5 Seguridad y Medio ambiente Servicio de inspección y mantenimiento de la red contra incendios Mantenimiento del Sistema de Paro de Emergencia (ESD) de las plantas de gas Mantenimiento y calibración de las válvulas de alivio Tratamiento de suelo contaminado con petróleo Fiscalización, entrenamiento y auditorias a las empresas contratistas Monitoreo Ambiental y de seguridad de las instalaciones con laboratorios locales Elaboración de informes técnico legales de medio ambiente y de seguridad para su

presentación ante Autoridades Ambientales y de seguridad Realización de simulacros con el uso de equipos del kit de emergencias Mantenimiento de extintores contra incendio Gestión de residuos (orgánicos, plásticos, vidrios, metálicos, etc.)

4.4.6 Campamentos Contratación del servicio de catering, hotelería, jardinería y mantenimiento de

infraestructura de los campamentos en general. Mantenimiento de las plantas potabilizadoras de agua de ambos campamentos Fumigación y limpieza de cámaras sépticas Mantenimiento del sistema de comunicación y aire acondicionado.

4.5 Pozos

4.5.1 Operaciones con equipo de Coiled tubing.Se consideran 11 operaciones en pozos productores/inyectores, las cuales se distribuyen de la siguiente manera:

Cinco limpiezas de relleno; 3 con salmuera y 2 con espuma. Un bombeo de ácido para estimulación de formación. Una cementación para sellar tramos acuíferos. Una instalación de sarta de velocidad de gas lift. Un alivianamiento con nitrógeno. Alquiler de tanque desgasificador para dos pozos.

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4.5.2 Operaciones con equipo de Slickline.Se consideran 47 operaciones en pozos, con equipo de Slickline para realizar los siguientes trabajos:

Once gradientes de presión y temperatura. Siete transitorios de presión. Una prueba de potencial. Seis operaciones de asentamiento de tapones y pistoneo. Seis operaciones de apertura/cierre de camisas. Tres asentamientos de válvulas de gas lift. Doce operaciones de calibración y constatación de fondo de pozo. Una operación de pesca.

4.5.3 Operación de tratamiento químico.Se consideran las siguientes operaciones en pozos:

Ocho estimulaciones ácidas. Tres tratamientos de control de producción de agua.

4.5.4 Operaciones de Wireline.Comprende las siguientes operaciones:

Un registro de corrosión de la tubería del pozo CAR-1003. Una operación de baleo.

4.5.5 Materiales.Se considera la adquisición de los siguientes materiales:

Cinco válvulas de gas lift. Una anilla para brida. Tres tapones de asentamiento. Diez copas de pistoneo. Un equipo de plunger lift. Un equipo para colgar un arreglo de velocity string. Una sarta de coiled tubing para instalar arreglo de velocity string. También se han considerado el mantenimiento de dos válvulas de gas lift.

4.5.6 Análisis de laboratorio.Se consideran los siguientes tipos de análisis:

Diez análisis fisicoquímicos de agua. Dos análisis granulométrico. Un análisis cromatográfico.

4.5.7 Equipo de testing.Se considera el alquiler de un equipo de testing.

4.5.8 Mantenimiento de licencias de software.Se considera el mantenimiento de licencias de los siguientes softwares:

PanSystem WellFlo

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Matbal ReO Forecast OFM Powerlog Petrel Open Well

Un detalle de las actividades operativas de OPEX en pozos se muestra en el anexo 13Este Anexo es una tabla resumen de actividades a efectuar como gastos operativos en pozos en la gestión 2012, en la cual se presenta en detalle la actividad descrita por pozos. Cabe aclarar que esta descripción de pozos es estimada, por lo tanto es posible de acuerdo al comportamiento real a observarse, que parte de dichas actividades puedan efectuarse en otros pozos y no necesariamente en todos los indicados.

4.6 Comunicación e informática

Esta actividad se refiere a los siguientes ítems: Mantenimientos de contratos de servicios (Voz/datos, VHF y TV Satelital) Mantenimiento de licencias de software Mantenimiento de telefonía Colpa y Caranda Cambio de baterías UPS Santa Cruz, Colpa y Caranda Mantenimiento de equipos Mantenimiento de TV Satelital Mantenimiento de licencias de Frecuencias (Voz/datos y VHF) Cintas de backup Partes para equipos

Este presupuesto es para cubrir los requerimientos de mantenimiento de los equipos en general y asegurar su operatividad, así mismo para cumplir con los compromisos contractuales por servicios.

Anualmente se cumple con el pago por legalización de Licencias de software, tanto de Microsoft, Autocad, Veritas, Lotus y otros, mantenimiento de las licencias del uso de frecuencias de transmisión de voz/datos y VHF.

5.0 PRESUPUESTO DE INVERSIONES Y COSTOS RECUPERABLESCada una de las actividades programadas para la gestión 2012 fueron descritas en los capítulos correspondientes de este texto, en tanto que el detalle correspondiente al presupuesto de inversiones, al presupuesto de costos de administración, al de producción, así como los costos recuperables correspondientes a dichas actividades, están contenidas en las planillas del anexo-12.

Los montos totales de cada uno de los rubros presupuestados para la gestión 2012 expresado en dólares, son los siguientes:

Presupuesto de Inversiones 4.040.813

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Presupuesto de gastos 10.707.713

6.0 PRODUCCION

6.1 Producción actualLa producción de hidrocarburos al 31 de agosto de 2011 fue:

Gas Natural (Separador) 25 MMpcdPetróleo/condensado 430 bpdGasolina natural 248 bpdTotal petróleo +gasolina 678 bpdGLP 27 Tn/d

6.2 Pronóstico de producción

El anexo 14, contiene en planillas y gráficos los pronósticos de producción y entrega de gas e hidrocarburos líquidos por campo para dos situaciones, una sin inversiones y la otra con inversiones. La primera que constituye la proyección de la tendencia actual (Agosto/2011) de la producción de gas, petróleo, gasolina natural y GLP a la cual se suma la proyección de la producción esperada de la perforación del pozo CAR-1013 y de los pozos CAR-16 y CAR-75 que deben ser intervenidos el último trimestre del presente año.

La segunda proyección considera la producción esperada como resultado de las inversiones que están consignadas en este PTP y por consiguiente la integración de ambas proyecciones, constituye la producción total esperada para cada uno de los hidrocarburos durante el periodo 2012. Este pronóstico incluye igualmente la producción del agua de formación.

Cabe aclarar que en este pronóstico, al igual que en el de anteriores gestiones, están consideradas las reservas probadas y probables.

6.3 Plan quinquenal de actividades e inversionesEn anexo-15, se presenta la Proyección Quinquenal de actividades e inversiones.

6.4 Historiales de producción de los camposEn el anexo-16, se presenta tres gráficos que contienen el historial de producción de hidrocarburos, desde el inicio de la explotación de los campos hasta la fecha, destacándose en el gráfico que integra la producción de ambos campos, los hitos mas importantes registrados a lo largo de mas de 45 años de explotación.

7.0 OTRAS ACTIVIDADES

7.1 Medio Ambiente y SeguridadEn cumplimiento a los tres principales Reglamentos contenidos en DS 24176 que son:

Reglamento de Prevención y Control Ambiental Reglamento de Materia de Contaminación Atmosférica (Art. 28, 52) Reglamento de Materia de Contaminación Hídrica (Art. 17)

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PESA cuenta con un programa anual de Monitoreo Ambiental, a través del cual, se verifica la calidad de las emisiones gaseosas, ruido, agua de consumo de la planta de inyección de agua y de los cuerpos de agua de los campos Colpa- Caranda, conforme establece la Ley y en forma anual, emite el respectivo informe.

Para las actividades de perforación e intervención de pozos, es necesario contar con la respectiva Licencia Ambiental, para cuyo efecto se elaboran los estudios establecidos por Ley. Actualmente se cuenta con 36 Licencias Ambientales de categorías 2 y 3, se elaborarán estudios adicionales de acuerdo a requerimiento.

Al igual que para la gestión anterior, el 75% de los gastos planificados para la gestión 2011, es para cumplir con los requisitos legales, el 25% restante corresponde a gastos referidos a ítems de seguridad industrial, estudios y consultarías complementarias y la certificación internacional de las Normas ISO 14001:2004 y OHSAS 18001 2007.

7.2 Responsabilidad social y empresarialConsideramos como los aspectos más importantes, los enunciados a continuación:

7.2.1 Gestión en Salud

a) Chequeo médico Anualmente se realizan los “Exámenes Médicos Periódicos” con el fin de detectar en forma temprana cualquier enfermedad ocupacional y tratarla. También se los utiliza para detectar otras enfermedades no laborales y determinar temas de capacitación en tópicos específicos para prevenir problemas de salud de la fuerza laboral, además de programar y facilitar la realización de actividad física.

b) Vacunación Anualmente se realizan campañas de vacunación, principalmente contra la gripe estacional llegando a la totalidad de la fuerza laboral.c) Capacitación en salud, seguridad y medio ambienteAnualmente se elabora el “Plan de Capacitación” considerando temas en Salud, Seguridad y Medio Ambiente”, los mismos son detectados considerando la necesidad de la fuerza laboral. En el anexo-17 se adjunta el plan actualizado.

7.2.2 Otras

a) Prácticas profesionales Anualmente recibimos estudiantes para que realicen sus prácticas y/o trabajos dirigidos.7.3 Relacionamiento con las comunidades

Los superficiarios tanto en el área de influencia de Caranda como en el de Colpa, son considerados permanentemente en nuestras actividades, a efectos de obtener los acuerdos de permisos y/o suscripción de contratos de servidumbre e indemnización, por el uso de suelos para la reconstrucción de caminos, derechos de vía, habilitación de planchadas y otras necesidades relacionadas con instalaciones superficiales.

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Al momento se tiene en la localidad de Caranda, 48 contratos de servidumbre, firmados de manera voluntaria para 76 pozos y otras instalaciones petroleras superficiales. En la localidad de Colpa se tiene 16 contratos de servidumbre, firmados igualmente de manera voluntaria para 21 pozos y otras instalaciones superficiales.

El monto presupuestado permitirá el pago de indemnizaciones a través de nuevos contratos de servidumbre, en la medida que se vayan presentando las necesidades.

En lo relativo a las acciones en beneficio de las comunidades, se tiene previsto continuar con el apoyo que hasta ahora se ha venido brindando. En Caranda con el apoyo a la educación y en salud con el apoyo al Micro Hospital mediante una profesional enfermera, servicio de ambulancia durante las emergencias y en la donación esporádica de medicamentos.Con relación a las Ferias con mensaje en Salud y Medio ambiente, se las realiza en forma conjunta con la Universidad Gabriel René Moreno y la Alcaldía de Buena Vista.

7.4 Programa anual de capacitaciónEl programa de capacitación actualizado para la gestión 2012, se presenta en el anexo-17 y comprende temas relacionados con gestión, seguridad, medio ambiente y salud.

Con relación a otros cursos, principalmente técnicos, no se están considerando dentro de un cronograma, debido a que los mismos surgen de acuerdo a las necesidades de cada sector, en cualquier periodo de la gestión respectiva.

8.0 ABANDONO DE CAMPOSCon relación a este tema debemos indicar que la propuesta presentada en el PTP-2011 Modificado que inicialmente fue puesta en consideración de YPFB, mediante cartas PESA 0133/2011 y PESA 0534/2011 de fechas 3 de febrero de 2011 y 20 de abril de 2011 respectivamente, se mantiene en este PTP a la espera de la aprobación por parte de YPFB.

8.1 Aspectos contractualesEl Contrato de Operación vigente, en su cláusula 24.6 expresa que “Una vez que fueran producidas el setenta y cinco por ciento (75%) de las reservas de un Campo, el Titular transferirá los fondos provisionados a la Cuenta de Abandono... “ en tanto que la cláusula 24.1 de este contrato a diferencia de los otros 43 Contratos de Operación vigentes desde mayo del 2007, establece que “El Titular es responsable de realizar todas las Operaciones de Abandono relacionadas con las Operaciones Petroleras efectuadas por el titular en cualquier tiempo en el Área de Contrato……..” esto basado en el hecho de que Colpa y Caranda, son campos que fueron operados anteriormente por Bolivian Gulf Oil Co e YPFB, por lo que el grado de responsabilidad de PESA en el abandono de los campos es parcial, tomando en cuenta además que PESA, inició operaciones en los campos Colpa y Caranda cuando ya se había recuperado el 93.5% de las reservas en términos de barriles equivalentes.

8.2 Responsabilidad de PESA en el abandono de los camposEn consideración a lo expresado y al hecho de que Petrobras Energía S.A Sucursal Bolivia (PESA), antes Pérez Companc S.A, entró a operar los campos Colpa y Caranda cuando estos

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se encontraban en su última etapa de explotación, es que las operadoras que participaron de la explotación de estos campos, tienen su cuota parte de responsabilidad en la medida de su participación en la producción de los campos y en función a los pasivos generados por las mismas.En este sentido y a efectos de aplicar lo establecido en el Contrato de Operación, es que PESA mediante carta PESA 0133/2011 de fecha 3 de febrero del presente año dirigida a la VPNACF, presentó un trabajo pormenorizado y metodológico para establecer el grado de responsabilidad contractual de PESA, tanto físico como económico en el abandono de los campos Colpa y Caranda, como la opción más viable, equitativa y sustentable.

En la presentación que acompañó a la citada carta se establecen las bases para la determinación del porcentaje o fracción de la responsabilidad de PESA en el abandono de pozos, plantas de gas, plantas de inyección de agua residual, colectores, líneas de producción e inyección y otras instalaciones superficiales, en base a los activos generados por PESA y los barriles de petróleo equivalente (BOE) producido por PESA, desde el inicio de sus operaciones hasta la fecha utilizando los activos generados por otros con anterioridad.

Del total de 187 pozos perforados hasta la fecha (14 perforados por PESA), 24 se encuentran abandonados, de manera que para estimar el costo de abandono de los 163 pozos restantes, se aplicó las tarifas de equipo, costos de materiales y servicios disponibles, previo a una clasificación en cuatro categorías de pozos tipo, de acuerdo a su estado sub superficial.

El costo de abandono determinado para cada categoría de pozo tipo, se multiplicó por el número de pozos correspondiente a cada una de ellas, obteniéndose el costo por categoría, de modo que el costo operativo de abandono de los 163 pozos resultante de la suma de los costos de las cuatro categorías, fue de $us 21.456.541, a este monto se suma el costo de la movilización y desmovilización del equipo correspondiente a dos campañas, estimado en $us 438.500, con lo que el costo total del abandono de pozos asciende a $us 21.895.041.

En base a una clasificación de pozos por campo, en función del estado en el que se encontraban al inicio de las operaciones de PESA, los trabajos posteriores realizados en pozos y los resultados obtenidos con los mismos, se determinó la fracción de BOE producido por PESA en relación al volumen total producido por cada pozo. Con estas fracciones y los costos de abandono estimados para cada pozo de acuerdo a su categoría, se determinó el monto de participación de PESA en el costo de abandono de pozos que es de $us 5.647.882, que sumado a los costos de movilización y desmovilización del equipo llega a los $us 6.086.382.Para determinar o identificar los pozos que podrían ser abandonados por PESA, según el monto de su responsabilidad, se hizo un ordenamiento de los pozos perforados por PESA y de los productores entre noviembre de 1989 y diciembre de 2011, en función del mayor % de producción acumulada hasta alcanzar el monto equivalente a la responsabilidad de PESA, observándose que el número de pozos a abandonar sería de 40.

Con relación al costo de abandono de las instalaciones de superficie (Total estimado de $us.3.128.185), si bien se estableció el grado de participación de PESA, como una fracción de este costo 27.9 % ($us 1.012.573), se ha identificado los ítems o actividades cuyo

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abandono estarían a cargo de PESA, siguiendo el mismo criterio que el aplicado en la identificación de los pozos. En consecuencia, se procedió a la determinación de los ítems que serían de responsabilidad de PESA partiendo del 100%, hasta cubrir el monto estimado para el abandono en superficie. Como resultado de este análisis, las actividades a realizar por PESA serían las siguientes:

1. Desmontaje de la planta de inyección de agua residual en Colpa.2. Desmontaje de la planta de inyección de agua residual en Caranda.3. Recuperación de ductos en Caranda.4. Adecuación de caminos y planchadas en Colpa.5. Adecuación de caminos y planchadas en Caranda.6. Eliminación de áreas de residuo en Colpa.7. Eliminación de áreas de residuo en Caranda.

La ejecución de estas actividades según la tabla adjunta insumiría $us 974.111, quedando un saldo de $us 38.462 que podrán ser utilizados por quien corresponda, en otros trabajos de abandono.

Con estos valores el costo total de abandono de los campos es de $us. 25.523.230, de los cuales corresponde a PESA $us 7.098.960, equivalente al 27.8 % del total.

Es importante señalar que conforme lo establece el Contrato de Operación, el costo total de abandono puede modificarse con el tiempo por las variaciones propias de tarifas, costos, volúmenes de producción y actividades futuras, razón por la que anualmente se hará los ajustes necesarios; sin embargo, la metodología presentada para la determinación de la fracción de responsabilidad de PESA en el abandono será la misma, ya que se trata de un análisis lógico, equitativo y transparente.

Toda la información detallada relativa a este punto se encuentra en planillas y gráficos del anexo 18

Como se indicó en el PTP de la gestión anterior, la apertura de la cuenta de Fideicomiso será realizada una vez que YPFB haga llegar su aprobación al presente análisis, sin embargo a efectos de disponer del valor de la provisión anual por parte de PESA, se hizo el cálculo respectivo con la aplicación de lo establecido por la cláusula 24.5 del Contrato de Operación, habiéndose obtenido un monto de 810.950 $us que será considerado costo recuperable, una vez hecho efectivo el depósito en la cuenta de fideicomiso.El procedimiento de cálculo del monto anual requerido para el abandono de pozos que tomó como base las reservas estimadas por PESA, se presenta en el anexo 19.

8.3 Plan de abandonoA la fecha no se dispone de un plan de abandono de pozos, oportunamente y cuando sea necesario, será elaborado para su presentación y aprobación por parte de YPFB.

9.0 PLANES DE EMERGENCIA

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El anexo-20 contiene un plan de emergencia en detalle, para una serie de situaciones que pueden suscitarse, tanto en campos como en plantas del área Colpa- Caranda.

10.0 NORMAS PRACTICAS Y PROCEDIMIENTOS APLICADOS DE ACUERDO A LEY Y REGLAMENTOS VIGENTES EN OPERACIÓN DE CAMPOS

Constitución Política del Estado. Ley N° 3058 Ley de Hidrocarburos. Ley N° 1333 Ley de Medio Ambiente. DS 24176 Reglamentos a La Ley de Medio Ambiente. Decreto Supremo Nº 28499 de 10 de Diciembre de 2005, Norma Complementaria,

Modificatoria del Reglamento de Prevención y Control Ambiental, del Reglamento de Gestión Ambiental y Auditorias Ambientales.

Resolución Administrativa VMABCC Nº 006/09 de 23 de Abril de 2009 Integración de Licencias Ambientales.

Decreto Supremo Nº 29033 de 24 de Abril 2007, Reglamento de Consulta y Participación para Actividades Hidrocaburiferas.

Decreto Supremo Nº 29103 de 23 de Abril de 2007 Reglamento Monitoreo Socio-Ambiental En Actividades Hidrocarburiferas dentro El Territorio de Los Pueblos Indígenas Originarios y Comunidades Campesinas.

Decreto Supremo No. 29124 de Fecha 09 de Mayo de 2007 , Complementa El Decreto Supremo No. 29033 de 16 de Febrero de 2007, que Establece Las Disposiciones y Procedimientos para el Proceso de Consulta y Participación a Los Pueblos Indígenas, Originarios - PIOS Comunidades Campesinas - CCS cuando se pretenda desarrollar Actividades Hidrocarburiferas en sus Tierras Comunitarias de Origen, Propiedades Comunitarias y Tierras de Ocupación y Acceso.

Decreto Supremo Nº 28592 de 17 de Enero de 2006, Complementaciones y Modificaciones Reglamentos Ambientales.

Decreto Supremo Nº 29984 de 7 de Febrero de 2009 Organización del Poder Ejecutivo.

Decreto Supremo N° 24335 Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos. Decreto Supremo Nº 28312 de 26 de Agosto de 2005 Se aprueba el "Reglamento de

Quema de Gas Natural". Decreto Supremo Nº 28397 de 6 de Octubre de 2005 Reglamento de Normas

Técnicas y de Seguridad para Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

Decreto Ley 16998 Higiene, Seguridad Ocupacional y Bienestar. Decreto Ley 19172 Protección, Seguridad Radiológica, DS 24483. Ley N° 3058 Ley de Hidrocarburos. DS 24335, DS 26171 Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos. Reglamento del Código Nacional de Tránsito, R.S 187444 Decreto Ley 10135, Normas Generales de Circulación Resolución Administrativa VMABCC Nº031/09 de 9 de noviembre Modificación al

Mecanismo de Integración de Licencias Ambientales. Ley 3425 de 20 de junio de 2006 Ley de Áridos y Agregados. D S 429 de 10 de febrero de 2010 Modificación Estructural de Ministerios.

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DS 29595 de 11 de junio de 2008 Modifica y Complementa el RASH, Aprobado por DS 24335 de 19 de julio de 1996.

D S 108 de 1 de mayo de 2009 Cumplimiento de la Normativa relacionada con Seguridad Ocupacional, Bienestar e Higiene.

Resolución Ministerial 527/2009 de 10 de agosto de 2009. Reglamentación para la Dotación de ropa de Trabajo y Equipo de Trabajo Personal.

Resolución Administrativa VMA Nº029/2011 de 4 de agosto de 2011, Movimientos de Proyectos en una distancia menor a 1 km.

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