plan anual de inversiones

Plan Operativo y Presupuesto Elaboración: Período: Enero 01 – Diciembre 31 del 2011 Gerencia de Planificación y Control de Gestión

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PETROAMAZONAS EP PLAN OPERATIVO Y PRESUPUESTO

PERIODO: ENERO 01 – DICIEMBRE 31 DE 2011

a.) BASE LEGAL: CONSTITUCIÓN PETROAMAZONAS Mediante Decreto Ejecutivo No. 314 del 06 de abril de 2010, publicado en el Registro Oficial Suplemento No. 171 de 14 de abril de 2010, y al amparo de la Ley Orgánica de Empresas Públicas, se creó la Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos PETROAMAZONAS EP, dedicada a la gestión de las actividades asumidas por el Estado en el sector estratégico de los hidrocarburos y sustancias que los acompañan, en las fases de exploración y explotación; con patrimonio propio, autonomía presupuestaria, financiera, económica, administrativa y de gestión. PETROAMAZONAS EP asume la gestión y operación de exploración y explotación de las áreas y campos: Bloque 15, Edén – Yuturi y Limoncocha, Pacay, Quilla, Aguajal, Pañacocha, Paka Norte, Paka Sur, así como los bloques, áreas o/y campos que le sean asignados por el Ministerio del Ramo. Posteriormente, el Ministro de Recursos Naturales No Renovables declara la caducidad del contrato y convenios suscritos con Perenco Ecuador y Burlington el 20 de julio de 2010 y encarga a EP PEC y PAM EP la operación de los Bloque 7-21.

Con fecha 16 de agosto del 2010, el Secretario de Hidrocarburos asignó la gestión directa de los Bloques 7-21 a Petroamazonas EP. Finalmente, mediante la resolución N° 285, emitida el 25 de noviembre del 2010, se da por terminado el contrato de participación para la exploración y explotación de hidrocarburos del Bloque 18 que existía entre Ecuador TLC S.A. y el Estado Ecuatoriano. Así mismo, en este documento se designa a Petroamazonas EP como la empresa encargada de asumir las responsabilidades derivadas de la operación sobre las áreas revertidas, iniciándose un periodo de transición operacional con una duración de 120 días. b.) GESTIÓN ESTRATÉGICA Petroamazonas EP ha asumido el desafío de posicionarse como compañía líder de la industria hidrocarburífera y referente entre las empresas estatales. Para ello inició un proceso de “gestión estratégica” que implicó la definición de un plan a corto, mediano y largo plazo, monitoreado por objetivos, alineando así el esfuerzo de cada una de las áreas hacia los objetivos corporativos. MISIÓN: Operar los campos petroleros de manera eficiente, sustentable y segura, con responsabilidad social y ambiental, con el aporte del mejor talento humano para contribuir al desarrollo energético del Ecuador. VISIÓN: Ser la Empresa referente del Estado ecuatoriano y líder de la industria nacional de hidrocarburos por nuestra eficiencia, integridad y confiabilidad, a la vanguardia de la responsabilidad social y ambiental, enfocada a la expansión local y regional.


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VALORES: Integridad y Transparencia Promovemos los más altos estándares de ética de negocios e integridad empresarial y humana, lo cual asegura la transparencia en todas nuestras operaciones brindando información adecuada y fiel a nuestro accionar. Solidaridad Estamos comprometidos con el desarrollo del país y la sociedad llevando a cabo nuestro mejor esfuerzo para lograr su mayor impulso. Valoramos y respetamos la singularidad de todos los que conformamos la organización, nuestras aspiraciones y el talento que aportamos.

Conciencia Social y Ambiental Priorizamos la seguridad y la salud de nuestros empleados, el respeto a las comunidades y la conservación del ambiente, en pos de una armoniosa relación entre Petroamazonas y la comunidad. Calidad Profesional y Trabajo en Equipo Consideramos a nuestro personal como el factor crítico de éxito, procurando el máximo nivel de competencia profesional, con una sólida cultura de trabajo en equipo, estrecha colaboración y superación permanente. Somos proactivos en la gestión, oportunos y precisos en los análisis, y orientados a la consecución de resultados. Innovación Somos reconocidos como líderes en el Ecuador en innovación de procesos, tecnología y gestión, aplicada a optimizar la operación de los activos y proveer el soporte técnico necesario. ESTRATEGIA CORPORATIVA: Incrementar el nivel de reservas y producción de hidrocarburos y optimizar la gestión operativa en forma eficaz, ética y socialmente responsable mediante la adopción de las mejores prácticas de la industria, una política de inversión en infraestructura, tecnología y desarrollo organizacional eficiente, un plan de expansión y renovación de reservas que permitan la sustentabilidad en el tiempo con un estricta política de respeto ambiental y social. c.) GESTIÓN DE OPERACIONES MISIÓN Mantiene una relación entre reservas y producción que permita una operación sustentable en el tiempo, innovando tecnológicamente con el fin de minimizar la afectación a los yacimientos y al ambiente, con elevados estándares de seguridad y en equilibrio con las comunidades del área de influencia, respetando las políticas y normas establecidas. ESTRATEGIAS

� Incrementar el perfil de producción y el nivel de reservas mediante la identificación e implementación de alternativas técnicas y tecnológicas de producción, el desarrollo de nuevas oportunidades en campos no productivos, el gerenciamiento de los programas de exploración y la gestión ante organismos y entidades externas en pos de incrementar las áreas a cargo de Petroamazonas EP.

� Optimizar los recursos operativos de Petroamazonas mediante una gestión compartida de los mismos entre los Activos, una evaluación y gestión eficiente de los contratos y contratistas, y el cumplimiento del plan de inversión y el presupuesto de la gerencia en tiempo y costos.


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� Reducir los costos operacionales mediante el cumplimiento del Plan de Operaciones, una gestión eficiente de los inventarios de las bodegas y la identificación de alternativas de mejoras operativas en la explotación de los activos.

� Asegurar el equilibrio en la relación entre Petroamazonas EP, las Comunidades en su área de influencia y el personal propio o de terceros mediante una adecuada coordinación entre las áreas de Quito y las Gerencias de Activos y Gerencias de Campo, un plan de desarrollo del personal propio y una estrategia de colaboración e incorporación de nuevo personal técnicamente capacitado.

� Garantizar una operación segura y ambientalmente responsable mediante una efectiva coordinación de las áreas a su cargo, la búsqueda constante de nuevas iniciativas que minimicen el impacto de la operación en el medio ambiente, un estricto cumplimiento de las acciones tendientes a mantener las certificaciones ISO y OHSAS obtenidas y un plan de difusión de los estándares de SSA alcanzados.

� Garantizar el cumplimiento de las normas de la DNH mediante un seguimiento constante de los requisitos establecidos por ley y la actualización permanente de las pautas operativas y los criterios utilizados en los planes de inversión considerando las modificaciones del marco regulatorio.

Definición de Indicadores OBJETIVO El objetivo fundamental de producción de Petroamazonas EP es incrementar los volúmenes de producción de petróleo, tan alto como técnicamente sea factible, sin afectar la vida útil de los campos, perforando nuevos pozos sin descuidar el mantenimiento de los actuales. METAS Para cumplir con los objetivos propuestos Petroamazonas contratará ocho (8) torres para perforar 5 pozos exploratorios, 73 pozos de desarrollo y 2 pozos inyectores. Adicionalmente, se realizarán 25 cambios de zona, 6 completaciones duales, 4 conversiones a pozo inyector y una conversión de pozo inyector a pozo productor.

CAMPOPOZOS DE

DESARROLLOPOZOS

INYECTORES

POZOS EXPLORATO

RIOS

Total Pozos

Financiado 73 2 5 80TOTAL 73 2 5 80

RESUMEN PERFORACION DESARROLLO Y EXPLORATORIAPRESUPUESTO 2011

La producción estimada para el período enero 1 al 31 diciembre del 2011 de Petroamazonas EP asciende a 58’890,190 barriles. La producción tiene la siguiente descomposición:


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BLOQUE CAMPOS Barriles BPPD BPPD

Edén Yuturi 16,318,940 44,709 27.7%

Indillana 1,707,511 4,678 2.9%

Limoncocha 3,959,533 10,848 6.7%

Paka Norte 1,332,834 3,652 2.3%

Paka Sur 2,385,345 6,535 4.1%

Palmar Oeste 919,342 2,519 1.6%

Palmeras Norte 411,657 1,128 0.7%

Pañayacu 47,026 129 0.1%

Yanaquincha 2,772,461 7,596 4.7%

Pañacocha 6,752,500 18,500 11.5%

Cedros 1,009,643 2,766 1.7%

Dumbique Sur 48,180 132 0.1%

Tumali 375,069 1,028 0.6%

Tuich 907,069 2,485 1.5%

Yanahurco 271,021 743 0.5%

Total BLOQUE 15 39,218,131 107,447 66.6%

BLOQUE 21 Yuralpa 3,222,083 8,828 5.5%

Total BLOQUE 21 3,222,083 8,828 5.5%

Coca Payamino 1,112,085 3,047 1.9%

Gacela 157,048 430 0.3%

Lobo 247,889 679 0.4%

Oso 7,401,351 20,278 12.6%

Mono 208,969 573 0.4%

Total BLOQUE 7 9,127,342 25,006 15.5%

Pata 433,119 1,187 0.7%

Palo Azul 6,889,515 18,875 11.7%

Total BLOQUE 18 7,322,633 20,062 12.4%

TOTAL PAM EP 58,890,190 161,343 100.0%

BLOQUE 15

BLOQUE 7

BLOQUE 18

INDICADORES

• Producir 58.89 millones de barriles durante el 2011 o 161.343 BPPD. • Retener la contratación de las 8 torres de perforación. • Perforar 73 Pozos de desarrollo, para incrementar la producción. • Perforar 5 Pozos Exploratorios, con el fin de incrementar las Reservas Probadas. • Perforar 2 Pozos Inyectores. • Realizar 6 completaciones duales a pozos existentes. • Realizar 25 cambios de zona para optimizar y mantener la producción. • Realizar 4 conversiones a pozo inyector (considerado dentro de completaciones duales) • Realizar 1 conversión de inyector a productor (considerado dentro de completaciones duales) • Actualizar los Planes de Desarrollo de los campos de Petroamazonas. • Planificar la puesta en producción de campos aledaños. • Realizar 63 Reacondicionamentos.

PRINCIPALES SUPUESTOS 2011

Vamos a establecer cuales son los principales supuestos, sobre los cuales se ha elaborado este presupuesto para el año 2011:


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1. Desarrollo del Campo Edén Yuturi Para el año 2011, se espera continuar con el desarrollo del campo Edén Yuturi. Para esto se espera realizar la perforación de 12 pozos de desarrollo. Se considera así mismo, incorporar 2 completaciones duales a pozos existentes, 9 cambios de zona, y realizar 23 reacondicionamientos.

2. Desarrollo de área ILYP El área de ILYP, está conformada por Indillana, Limoncocha, Yanaquincha y Paka, la cual continuará en desarrollo. Para esto se espera realizar la perforación de 16 pozos de desarrollo, junto con 10 cambios de zona, incorporar 1 completación dual a pozos existentes, 1 conversión a inyector y 22 reacondicionamientos.

3. Desarrollo del área Yankunt

El área de Yankunt, está conformada por Palmeras Norte, Palmar Oeste, Tuntiak, y Tuich. Se considera perforar 5 pozos de desarrollo.

4. Pañacocha

En el 2011 se considera perforar en Pañacocha 8 pozos de desarrollo.

5. Yanahurco y Tumali Estos son prospectos exploratorios que se perforarán en el año 2010, y que se espera desarrollar 3 pozos adicionales, 1 en Tumali y 2 en Yanahurco durante el 2011.

6. Oso

Para el año 2011 se considera perforar en Oso 17 pozos de desarrollo, perforar 1 pozo inyector, realizar 1 cambio de zona, y 10 reacondicionamientos.

7. Yuralpa Para el año 2011 se considera perforar en Yuralpa 9 pozos de desarrollo y 2 reacondicionamientos.

8. Mono Para el año 2011 se considera realizar 2 cambios de zona en Mono.

9. Exploratorios Para el año 2011 se considera perforar 5 pozos Exploratorios: Tumali Este, Yanahurco, Yanahurco Norte, Balzayacu y Tangay Este.

10. Palo Azul

Durante el 2011 se planea realizar 2 pozos de desarrollo, 1 pozo inyector, 3 cambios de zona y 3 completaciones duales. Así mismo se llevará a cabo 6 reacondicionamientos,

11. Pata

Para el 2011 se perforará un pozo de desarrollo en Pata.


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AREA

POLITICA:

OBJETIVO ESPECIFICO:

ESTRATEGIAS

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Cumplimiento

Producción de crudo

(Millones de barriles)58.89

millones

de barriles5.03 4.59 5.06 4.87 5.06 4.87 5.06 5.00 4.82 4.94 4.74 4.86 100%

Contratación de torres de

perforación 8

Número

Torres8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Perforación Pozos de

Desarrollo / Inyectores75 Pozos 6 5 5 6 6 6 7 7 7 7 7 6 100%

Completaciones Duales 11 No. 0 0 1 2 2 2 2 1 0 1 0 0 100%

Cambios de zona 25 No. 0 2 3 2 2 2 3 3 3 3 2 0 100%

Reacondicionamientos 63 No. Pozos 2 6 6 6 6 6 5 6 5 5 5 5 100%

PRODUCCION , PERFORACIÓN Y DESARROLLO

Incrementar y mantener un nivel de producción de los campos operados por Petroamazonas tan alto como

técnicamente sea factible, con relación a lo producido en el año 2010, sin afectar la vida útil de dichos campos.

Incrementar y optimizar la producción de crudo, mediante la perforación de pozos de desarrollo de las diferentes

áreas operadas por PAM, completaciones duales y los respectivos reacondicionamientos, así como la construcción y

adecuación de las facilidades

a) Contratación de Torres de perforación.

f) Cumplir el programa de inversiones del área Perforación, completaciones duales y cambios de zona.

METAS

e) Cumplir con el programa de inversiones de desarrollo, construcción y adecuación de las facilidades.

c) Realizar Completaciones duales y cambios de zonas en los pozos seleccionados, y que sean los más viables

tecnicamente.

d) Realizar el Reacondicionamiento de pozos en los diferentes pozos seleccionados de los campos de

Petroamazonas.

EVALUACION DEL PLAN OPERATIVO ANUAL

PETROAMAZONASENERO - DICIEMBRE 2011

b) Realizar la perforación de 73 pozos de desarrollo (verticales, direccionales y horizontales) y dos pozos inyectores.


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d.) GESTION DE EXPLORACIÓN: MISIÓN Descubrir nuevos campos que contengan reservas de hidrocarburos, proponer planes de perforación exploratoria, buscar alternativas innovadoras de exploración a través de investigaciones geológicas y geofísicas, y apoyar en actividades de geología de desarrollo y petrofísica a la Gerencia de Operaciones, para lograr la sustentabilidad y crecimiento de las reservas. INTRODUCCIÓN El Plan Exploratorio del año 2011 propone un programa de perforación de 5 pozos exploratorios con el fin de descubrir una media de reservas sin riesgo de 30.9 MMBP (con riesgo 14.17 MMBP), la adquisición de 874 Km2 de sísmica 3D en los campos Oso y Coca-Payamino del Bloques 7 y al Norte y al Este del campo Pañacocha. El total de lo registrado será procesado e interpretado, adicionando 212 Km2 del Bloque 18. Además, se planifica registrar, aproximadamente, 300 Km2 de microsísmica pasiva de baja frecuencia. PERFORACIÓN EXPLORATORIA 2011 Los objetivos principales de los 5 pozos exploratorios son las areniscas M1, M2, U y T de la Formación Napo y los reservorios de la Formación Hollín en trampas estructurales y/o combinadas, identificadas en la sísmica 3D registradas en el área de operación de PAM EP y son: Yanahurco–01 Yanahurco Norte–01 Tangay Este –01 Tumali Este–02 Balsayacu-1 Estos pozos exploratorios evaluarán cinco trampas estructurales y se encuentran repartidos en el área de operación de PAM de la siguiente forma: Yanahurco, ubicado al norte del campo en producción Edén-Yuturi y al Este del campo Dumbique, Yanahurco Norte–1 localizado al Norte de Yanahurco, cercano a la línea entre Pañacocha y el EPF. Tumali Este–02, para probar la presencia de hidrocarburos en U y T al Sur del pozo Tumali Este–01 (M1), Tangay Este–01 localizado al Este de Tangay–01 y al Sur de Tumali Este y Balsayacu al Oeste del Bloque 18. Los prospectos se encuentran cercanos a la infraestructura existente y/o que estará construida a la fecha de perforación, lo que representa ventajas operativas que los


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vuelven atractivos y permitirán la comercialización de las nuevas reservas a descubrir en forma inmediata. El mayor riesgo geológico común para todas las estructuras está asociado al bajo relieve estructural y la conversión tiempo – profundidad. Adicionalmente, el riesgo por la actividad de las comunidades vecinas podría causar retrasos o la no ejecución de parte del Plan Exploratorio. RESERVAS MEDIAS PROBABILISTICAS 2011-2012

Año Prospecto Media sin

Riesgo COS Media con

Riesgo

(MMBP) (Dec) (MMBP)

Yanahurco 4.00 0.65 2.60

Yanahurco Norte 1.60 0.65 1.04

Tumali Este 2.20 0.65 1.43

Tangay Este 4.60 0.65 2.99

Balsayacu-1 18.50 0.33 6.11

2011

Total 2011 30.90 14.17 Tabla 1.- Tabla resumen de los recursos exploratorios (reservas) estimados para

cada prospecto. El valor presentado es la media probabilística de Swanson. El cronograma de perforación exploratoria está sujeto a las necesidades y prioridades de la perforación de desarrollo y posteriormente se lo definirá, además depende de que todos los permisos ambientales y comunitarios estén listos para la ejecución de los proyectos. SISMICA En el 2011 y 2012 se continuará el proyecto iniciado a fines del 2010, para el registro y procesamiento de los 2,409 Km2 de sísmica 3D para los Bloques 7 y 21 (703 Km2), Bloque 15 (620 Km2) y Bloque 31 (688 Km2), Pañacocha Norte (75 Km2) y Pañacocha Este (323 Km2). En noviembre del 2010 comenzó la etapa inicial de adquisición de la sísmica en el Bloque 7 y tendrá una duración de, aproximadamente, 12 meses. El proyecto sísmico consta de tres actividades: registro, procesamiento e interpretación.


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Fig. 1.- Mapa de localización de adquisición sísmica 3D METAS La perforación de los pozos exploratorios Yanahurco Norte-1, Yanahurco-1, Tangay Este -1 Tumali Este-2 y Balsayacu-1 y la incorporación a la producción, de realizarse los descubrimientos, de las reservas de dichos prospectos en forma adelantada, gracias a la cercanía de infraestructura del EPF y Facilidades de Pañacocha. DESCRIPCIÓN DE LOS PROSPECTOS 2011

Fig 2.- Mapa de localización de los Prospectos Exploratorios para el año 2011


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Prospecto Yanahurco El prospecto Yanahurco está constituido por un anticlinal cerrado por los cuatro flancos, con una orientación N – S. El flanco occidental en la parte sur está parcialmente sobrepuesto contra una falla en el lado levantado. El área del prospecto está totalmente cubierta con sísmica 3D. En la sección sísmica Oeste – Este se puede observar la estructura de Yanahurco ubicada al Este de Dumbique, en una posición estructural más alta y ubicada en el lado levantado de la falla. En la misma sección se puede observar que los reflectores correspondientes a la sección de la Formación Napo (objetivos exploratorios) forman una estructura pronunciada en el prospecto. En la sección correspondiente a los reflectores del Terciario entre los cuales se aprecian las formaciones Tena y Tiyuyacu, se puede observar que la deformación continúa, pero es menos pronunciada, lo que puede sugerir que la estructura siguió creciendo en este tiempo. Según el mapa de adelgazamiento entre Tiyuyacu y la Caliza M2, la paleoestructura se habría formado en el intervalo Cretáceo Superior – Oligoceno Los objetivos para esta perforación exploratoria son los reservorios que se esperan encontrar en siguientes niveles: M1 (secundario), M2 (secundario), U Superior (primario), U Media, U Inferior, T Superior, T Inferior (primarios/secundarios), y Hollín en el caso de encontrarse. Al ser un pozo exploratorio se perforará hasta una sección del pre–Cretáceo. Las principales incertidumbres que podrían aumentar el riesgo exploratorio están relacionadas con la ausencia de roca reservorio, ausencia de sello, y/o un efecto de derrame (liqueo), en los posibles reservorios, especialmente en las unidades inferiores (mayor continuidad lateral de reservorios y mejores condiciones de porosidad y permeabilidad) causado por movimientos verticales posteriores a la formación de la paleoestructura. Otra incertidumbre inherente a la información está relacionada con la transformación tiempo-profundidad. Según las interpretaciones geológico – geofísicas, el prospecto puede tener una media probabilística de reservas del orden de 4 MMBP sin riesgo geológico y 2.6 MMBP con riesgo.


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Fig 3.- Prospecto Yanahurco: Mapa Estructural al tope de U superior y Sección

Sísmica Oeste - Este. En los reservorios U Superior y U Inferior, en el pozo Dumbique–1 se produce crudo de 31° API y 23.5° API, respectivamente. Adem ás, se probó hidrocarburos de 10.6 ° API en la Arenisca M–1 y petróleo pesado en el reservorio T. El API esperado en Yanahurco–01 es de 10 – 14° API para M 1, de 27 – 30° API en U Superior, 21 – 24° API para U Inferior, 18 – 23° AP I para T Superior y de 14 – 17° API para T Inferior. Prospecto Yanahurco Norte El prospecto Yanahurco Norte está constituido por un anticlinal cerrado por los cuatro flancos. Se encuentra ubicado al Norte del Prospecto Yanahurco que se perforará primero en el 2011, en el mapa se puede observar claramente que la estructura de Yanahurco Norte es menos pronunciada que Yanahurco. El área del prospecto está totalmente cubierta con sísmica 3D. Según el mapa de adelgazamiento entre Tiyuyacu y la Caliza M2, la paleoestructura se habría formado en el intervalo Cretáceo Superior – Oligoceno. Los objetivos para esta perforación exploratoria son los reservorios que se esperan encontrar en los siguientes niveles: M1 (primario), M2 (secundario), U Superior, U Media, U Inferior, T Superior, T Media, T Inferior (primarios/secundarios). Las principales incertidumbres que podrían aumentar el riesgo exploratorio están relacionadas con la presencia de sellos efectivos, otra incertidumbre inherente a la información está relacionada con la transformación de los mapas en tiempo a profundidad. Este prospecto está en función de los resultados del pozo exploratorio Yanahurco– 01.


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Según las interpretaciones geológico – geofísicas, el prospecto puede tener una media probabilística de reservas del orden de 1.6 MMBP sin riesgo geológico y 1.04 MMBP con riesgo; y un grado API que puede variar de 10 – 14° API para M1 y M2, de 26 – 29° API para U Media y U Superior, 21 – 24° API para U Inferior, 18 – 23° API para T Superior y de 14 – 17° API para T Infer ior.

Fig 4.- Prospecto Yanahurco Norte: Mapa Estructural al Tope de U superior.

Prospecto Tangay Este El prospecto Tangay Este está localizado al Este del Bloque 15, hacia el Sur del descubrimiento Tumali Este (M1), y hacia el Este del pozo Tangay–01. Para la perforación del pozo exploratorio se necesita una nueva plataforma, puesto que no es posible alcanzar los objetivos desde la plataforma existente. En caso de ser exitoso utilizará la infraestructura existente en el campo Tumali Este y el campo Pañacocha. El prospecto Tangay Este consiste de una estructura cerrada por tres lados y su lado occidental está controlado por la falla Tumali – Tangay, el prospecto está localizado en el bloque levantado de dicha falla, ha sido identificado en la sísmica 3D, con posibilidades de contener hidrocarburos comerciales en los reservorios M–1, U y T. Según las interpretaciones geológico – geofísicas, el prospecto puede tener una media probabilística de reservas del orden de 4.6 MMBP sin riesgo geológico y 2.99 MMBP con riesgo. El grado API esperado en el prospecto es 10 – 13 ° API para M1,


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de 24 – 30° API para U Media y U Superior, 22 – 26° API para U Inferior, 22 – 26° API para T Superior y de 12 – 16° API para T Infer ior.

Fig 5.- Prospecto Tangay Este: Mapa Estructural al tope de U superior

Prospecto Tumali Este El prospecto Tumali Este –02, está localizado al Este del Bloque 15, hacia el Sur del descubrimiento Tumali Este–01. El pozo Tumali Este–01, es un pozo desviado que inicia en la plataforma Tumali 2A. Este pozo probó la existencia de crudo en el reservorio M1, dentro de una anomalía de amplitudes para M1. No está en la parte alta de la estructura, lo cual indica la presencia de un componente estratigráfico en la trampa. Tumali Este–01, no atravesó el resto de reservorios de la Formación Napo, llegando a una profundidad total (PT) solamente hasta la Caliza M1 (-9495’ MD). Con esos antecedentes, el pozo Tumali Este–02, lo hemos propuesto para explorar el resto de reservorios de edad Cretácica. La trampa está formada por un anticlinal cerrado por los tres flancos y el flanco Oeste controlado por la falla Tumali – Tangay con dirección N – S.


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El objetivo está ~60 pies (TVDSS) por encima del primer pozo ubicado en el flanco de la estructura. Saldrá de la plataforma Tumali 2A, con un desplazamiento horizontal aproximado de 1650 m en dirección SE. Las reservas estimadas como media probabilística son de 2.2 MMBP sin riesgo y de 1.43 MMBP, aplicando riesgo.

Fig 6.- Prospecto Tumali Este–02: Mapa Estructural al tope de U Superior Prospecto Balsayacu El Prospecto Balsayacu está definido como una estructura anticlinal somera de dirección Norte – Sur limitada al Oeste por una falla inversa de pequeño rechazo. Esta estructura determinada con la interpretación de 139.5 Km de Sísmica 2D abarca un área de 7.25 Km2, con un cierre vertical de aproximadamente 277 pies, se encuentra ubicada en la parte Sur - Oeste del Bloque 18 . El espesor promedio del reservorio Hollín, considerado el yacimiento principal de interés en esta zona de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, fluctúa entre 80 (265 pies) y 100 mts (328 pies). Los datos de estimación del petróleo original en sitio (POES) y las reservas que podrían encontrarse en este prospecto, fueron analizados desde el punto de vista de probabilidades a través de la aplicación del Programa de Sensibilidades de


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Montecarlo, lo que arrojó los siguientes resultados: POES = 58,3 MMBLs y RESERVAS = 18,5.MMBls sin riesgo geológico y 6,11 MMBls con riesgo geológico. La densidad promedia esperada encontrar en el crudo de este prospecto exploratorio varía entre 27 y 34 grados API correspondientes a los de los de los campos cercanos Palo Azul y Bermejo respectivamente. Las incertidumbres principales que encierra este prospecto son: La profundidad somera del prospecto y el afloramiento de Hollín cercano a las áreas aledañas podrían haber generado degradación del petróleo presente posiblemente en la trampa y el riesgo de remigración del petróleo por eventos tectónicos posteriores.

ADQUISICIÓN SÍSMICA Se planificó para el período 2011-2012 la adquisición de, aproximadamente, 2,409 km2 de Sísmica 3D en superficie en: Bloques 7-21, Bloque 15 y Bloque 31 y Pañacocha Norte y Pañacocha Este. En el 2011 se adquirirá 874 Km2 de sísmica 3D en Oso, Coca-Payamino y Pañacocha Norte y Pañacocha Este. El Servicio de Adquisición de la Sísmica 3D en las áreas señaladas anteriormente es requerido con el fin de obtener la información sísmica necesaria, que permita evaluar geofísica y geológicamente la configuración estructural y estratigráfica de las áreas propuestas, orientar el desarrollo de los campos Oso, Coca–Payamino, Pañacocha y localizar pozos en prospectos exploratorios en las áreas Waponi, Guatzayacu, Cedros–Garzacocha y Kuwatai, Pimare y Minta Sur al norte del Bloque 31 y al este del campo Pañacocha.


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Durante el 2011 se efectuará la adquisición en dos frentes con dos brigadas de la contratista Drilling Overseas Inc., la primer brigada operará en el Bloques 7 y la segunda en la zona del campo Pañacocha. Se planifica en el 2011 adquirir 874 Km2 de sísmica 3D, de los cuales 476 corresponden al Bloque 7 (Oso y Coca-Payamino) y 398 Km2 en la vecindad del campo Pañacocha. El procesamiento de rutina de la sísmica se realizará a medida de obtención de la información de campo, además, con el fin de disponer de un volumen único de sísmica 3D, se ejecutará la unión en un volumen único de los programas 3D Pañacocha Norte y Pañacocha Sur junto con el de Pañacocha Este (664 Km2). De igual manera, se unirá los proyectos Waponi con el ya existente del campo Yuralpa (295 Km2). El 2011 se reprocesará 212 Km2 de sísmica 3D de los campos Pata-Palo Azul del Bloque 18, con el fin de optimizar su desarrollo y producción. Además del procesamiento de rutina, se prevé realizar procesamientos especiales con miras a identificar trampas estratigráficas, cuyo potencial no ha sido suficientemente evaluado. La interpretación la ejecutará el personal de la Gerencia de Exploración, pero con el fin de garantizar los resultados de esta tarea exploratoria, se prevé la compra de software orientado a interpretación de atributos sísmicos y la contratación de expertos nacionales o extranjeros que colaboren a maximizar los resultados de la sísmica 3D. Adicionalmente, se planifica para el 2011 la ejecución de adquisición del método directo de identificación de hidrocarburos -microsísmica pasiva de baja frecuencia en zonas que al momento no han sido definidas y abarcarán un área de, aproximadamente, 300 Km2. El objetivo de este trabajo es reducir el riesgo exploratorio, mediante la identificación o no de anomalías de saturación de hidrocarburos en los prospectos existentes.


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AREA

POLITICA:

OBJETIVO ESPECIFICO:

ESTRATEGIAS

b) Procesamiento de Sísmica 3D

c) Cumplir con el programa de microsismica pasiva 300 Km2

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Cumplimiento

Registrar km2 de líneas

sísmicas 3D874 km2 0 0 33 175 100 100 100 200 170 100%

Procesamiento de Sísmica

3D874 km2 0 0 0 75 233 100 143 323 100%

Ejecución de proyectos de

microsísmica pasiva300 Km2 0 0 50 100 0 0 50 100 0 0 100%

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Cumplimiento

EVALUACION DEL PLAN OPERATIVO ANUAL

PETROAMAZONASENERO - DICIEMBRE 2009

SISMICA Y GEOLOGÍA

Incrementar el potencial de descubrimientos de zonas productivas, para realizar la exploración y el desarrollo de las

mismas.

Uilizar tecnologías moderna para evaluar las zonas no desarrolladas dentro de los límites del Bloque 15, y que nos

permitan el descubrimiento de nuevos prospectos productivos de bajo y mediado riesgo.

METAS

INDICADOR DE GESTION

a) Ejecutar el Cronograma de la Sísmica 3D de 874 Km2.


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e.) GESTIÓN DE PLANIFICACIÓN Y CONTROL DE GESTIÓN: MISIÓN Provee las herramientas analíticas, estratégicas, funcionales y de control para reducir la incertidumbre en la toma de decisiones, define, coordina e implementa los procesos de planificación estratégica, presupuesto anual y evaluación de proyectos de inversión; identifica, prioriza y lidera proyectos de alto impacto para la empresa. ESTRATEGIAS

� Proponer la mejor alternativa económica a los proyectos de inversión mediante una planificación estratégica, el análisis oportuno, la priorización y el seguimiento de los mismos.

� Optimizar el proceso presupuestario de Petroamazonas EP mediante el diseño de un modelo eficiente y efectivo, un sistema de control oportuno que permita la detección temprana de desvíos, una pronta corrección y un plan de seguimiento de los mismos.

� Contribuir al aumento de la productividad y a la reducción de costos mediante la identificación de oportunidades de mejora en procesos, la implementación de mejores prácticas, la identificación y liderazgo de proyectos de reducción de costos y de sinergias operativas.

� Contribuir al desarrollo de los integrantes del área mediante una constante actualización en las tendencias del negocio y el cumplimiento del plan de capacitación. Maximizar el compromiso de la organización con el modelo de gestión adoptado mediante un efectivo plan de difusión al personal y un adecuado establecimiento de objetivos y metas.

� Garantizar el cumplimiento de las políticas de SSA, por parte del personal del área mediante la concienciación y capacitación permanente, y el cumplimiento de las normativas ISO y OHSAS.

� Garantizar la entrega oportuna de los reportes e informes requeridos por parte de la DNH mediante una adecuada planificación y control de calidad de los entregables.

METAS

� Automatización del proceso de presupuestación, desde el ingreso de los datos, justificación, ejecución y el debido control y ajustes.

� Implementar un proyecto que nos permita evaluar la ejecución física de los proyectos de inversión como una herramienta adecuada para nuestra realidad.

� Lograr la ejecución del presupuesto de inversión y costos y gastos de Petroamazonas en un 95% de lo presupuestado.

PRESUPUESTO 2011:

Presupuesto Económico de Gastos Comprende todos los Costos y Gastos de Petroamazonas EP, como Gastos de Personal, Servicios Generales, Servicios de Operación y Mantenimiento, Materiales, Impuestos y Transferencias, Gastos Financieros, e incluyendo depreciaciones y amortizaciones.


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PRESUPUESTO ECONÓMICO DE COSTOS Y GASTOS 2011

ITEM CONCEPTO PRESUPUESTO2011 Sin IVA

PARTIC.

GASTOS DE PERSONAL 39,599,510 4%

10 REMUNERACIONES MENSUALES 29,828,430

12 APORTES Y CARGAS SOCIALES 9,771,080

13 OTROS BENEFICIOS AL PERSONAL -

16 PRESTACIONES PERSONALES -

SERVICIOS GENERALES 78,349,611 9%

20 VIÁTICOS Y GASTOS DE VIAJE 2,125,221

21 SERVICIOS BÁSICOS 858,062

24 SEGUROS 10,125,296

25 PUBLICIDAD Y PROPAGANDA 391,313

26 ARRENDAMIENTOS 63,510,889

27 CAPACITACIÓN 1,338,830

SERVICIOS MANTENIMIENTO 104,408,181 12%

23 FLETES Y TRANSPORTES 9,703,227

28 SERV. CONTR (EXCEPTO MANTENIMIENTO) 45,618,328

29 SERV. CONTR (PARA MANTENIMIENTO) 49,086,626

MATERIALES 117,730,427 13%

40 MATERIAL Y SUMINISTROS (DE OPERACIÓN) 64,209,138

41 MATERIAL Y SUMINISTROS (DE MANTENIMIENTO) 28,451,383

42 COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 25,069,906

IMPUESTOS Y TRANSFERENCIAS 7,202,160 1%

60 IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES 7,202,160

GASTOS FINANCIEROS 21,573,181 2%

70 GASTOS FINANCIEROS 21,573,181

DEPRECIACIONES Y AMORTIZACIONES 512,000,000 58%

70 DEPRECIACIONES Y AMORTIZACIONES 512,000,000 TOTAL PRESUPUESTO ECONÓMICO PETROAMAZONAS

880,863,070 100%

PRODUCCIÓN (MBLS) 58,890,190

COSTO UNITARIO DE PRODUCCIÓN(US$ / BL) (Incluye Dep. y Amortiz.) 14.96

Presupuesto Financiero de Gastos Estima todos los pagos de efectivo que realizará Petroamazonas EP, durante el período Enero 01- Diciembre 31 de 2011, Gastos de Personal, Servicios Generales, Servicios de Operación y Mantenimiento, Materiales, Impuestos y Transferencias, Gastos Financieros, sin tomar en cuenta las amortizaciones y depreciación.


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PRESUPUESTO FINANCIERO COSTOS Y GASTOS 2011

ITEM CONCEPTO PRESUPUESTO2011 Sin IVA

PARTIC.

GASTOS DE PERSONAL 39,599,510 11%

10 REMUNERACIONES MENSUALES 29,828,430

12 APORTES Y CARGAS SOCIALES 9,771,080

13 OTROS BENEFICIOS AL PERSONAL -

16 PRESTACIONES PERSONALES -

SERVICIOS GENERALES 78,349,611 21%

20 VIÁTICOS Y GASTOS DE VIAJE 2,125,221

21 SERVICIOS BÁSICOS 858,062

24 SEGUROS 10,125,296

25 PUBLICIDAD Y PROPAGANDA 391,313

26 ARRENDAMIENTOS 63,510,889

27 CAPACITACIÓN 1,338,830

SERVICIOS MANTENIMIENTO 104,408,181 28%

23 FLETES Y TRANSPORTES 9,703,227

28 SERV. CONTR (EXCEPTO MANTENIMIENTO) 45,618,328

29 SERV. CONTR (PARA MANTENIMIENTO) 49,086,626

MATERIALES 117,730,427 32%

40 MATERIAL Y SUMINISTROS (DE OPERACIÓN) 64,209,138

41 MATERIAL Y SUMINISTROS (DE MANTENIMIENTO) 28,451,383

42 COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 25,069,906

IMPUESTOS Y TRANSFERENCIAS 7,202,160 2%

60 IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES 7,202,160

GASTOS FINANCIEROS 21,573,181 6%

70 GASTOS FINANCIEROS 21,573,181 TOTAL PRESUPUESTO FINANCIERO PETROAMAZONAS

368,863,070 100%

PRODUCCIÓN (MBLS) 58,890,190

COSTO UNITARIO DE PRODUCCIÓN(US$ / BL) (Incluye Dep. y Amortiz.) 6.26

Presupuesto de Inversiones con financiamiento estat al El presupuesto estimado de inversiones de desarrollo, en lo que corresponde a proyectos de Sísmica y Geología, Perforación de Exploración, Perforación de Desarrollo, Facilidades de Desarrollo, y Activos Fijos durante el período Enero 01- Diciembre 31 de 2011 para el Bloque 15, Pañacocha, Bloque 7, Bloque 18, Bloque 21 y Bloque 31, se presenta a continuación.


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CONCEPTO PRESUPUESTO

2011SIN IVA

PARTIC.

SÍSMICA Y GEOLOGÍA 31,958,843 4%

EXPLORACIÓN 42,115,000 5%

PERFORACIÓN DE DESARROLLO 407,824,357 48%

FACILIDADES DE DESARROLLO 294,111,742 35%

ACTIVOS FIJOS 13,168,884 2%BLOQUE 31 55,000,000 7%

TOTAL INVERSIONES 844,178,826 100%

ESTIMADOS DE PRODUCCIÓN 58,890,190

RELACION INVERSIONES vs. PRODUCCION ESTIMADA 14.33

Total Presupuesto Petroamazonas EP 2011

El total del Presupuesto de Petroamazonas EP se compone de todos las Inversiones de capital y de los Costos y Gastos necesarios para el desarrollo y operación de los campos operativos del Bloque 15, Pañacocha, Bloque 31, Bloque 7, Bloque 18 y Bloque 21 y demás campos que constan en el Plan de Inversiones, los cuales ascienden aproximadamente a $1.213 MM.

DETALLE Sin Iva

COSTOS Y GASTOS 368’863.070

INVERSIONES FINANCIAMIENTO ESTATAL 844’178.826

TOTAL 1.213’041.896


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ANEXOS

Anexo 1 Estimado de producción mensual por campos Anexo 2 Presupuesto de inversiones por locaciones Anexo 3 Presupuesto de Inversiones – Descripción de proyectos de inversión

con financiamiento MEF Anexo 4 Resumen Perforación de Pozos por campos Anexo 5 Presupuesto Económico Financiero de Costos y Gastos

plan anual de inversiones

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