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TALLER PLAN DE EXPLOTACIÓN – PLEX 2016 INFORME EJECUTIVO SEMESTRAL – IES 2015 II Bogotá, Enero 28 de 2016

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TALLER

PLAN DE EXPLOTACIÓN – PLEX 2016

INFORME EJECUTIVO SEMESTRAL – IES 2015 II

Bogotá, Enero 28 de 2016

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Una vez revisadas la observaciones allegadas, se

procede a la publicación de las tablas definitivas para

el Plan de Explotación 2016 e

Informe Ejecutivo Semestral IES 2015 II

Si requieren aclaración al respecto enviarlas a correo:

[email protected]

Nota: Al Plan de Explotación 2016 e

Informe Ejecutivo Semestral IES 2015 II

Favor anexar las tablas en formato digital.

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Plazos para actualización

Plan de Explotación – PLEX

Plan de Desarrollo - PD

Informe Ejecutivo semestral

IES 2015 II

TALLER PLEX/PD 2016 e IES 2015 II

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1. Contratos E&P, E&E (2004-2008)

Plan de Explotación - PLEX:

“Actualización del Plan de Explotación: EL CONTRATISTA ajustará y presentará anualmente,

durante el Mes de febrero de cada Año Calendario y con sujeción al procedimiento descrito en el

numeral 9.2 de esta cláusula, el Plan de Explotación para cada una de las Áreas de Explotación

existentes en el contrato. Cuando la producción real de Hidrocarburos del Año Calendario

inmediatamente anterior difiera en más de un quince por ciento (15%) con respecto al pronóstico de

producción anual señalado en el Plan de Explotación para algún Área de Explotación, EL

CONTRATISTA presentará las explicaciones del caso”. (subraya fuera de texto)

Plazos para la Actualización del PLEX

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2. Contratos E&P : CPO-, LLA-

Plan de Desarrollo -PD:

“ACTUALIZACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO: Cuando EL CONTRATISTA requiera modificar el

Plan de Desarrollo, ajustará y presentará, con sujeción al procedimiento descrito en la cláusula 19, el

Plan de Desarrollo modificado para cada una de las Áreas de Producción existentes en el contrato.

Cuando la producción real de Hidrocarburos del Año Calendario inmediatamente anterior difiera en más

de un quince por ciento (15%) con respecto al pronóstico de producción anual señalado en el Plan de

Desarrollo para algún Área de Producción, EL CONTRATISTA presentará las explicaciones del caso”.

(subraya fuera de texto).

Plazos para la Actualización del PD

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CONTENIDO

PLEX/PD 2016

Contratos E&P E&E

PLEX PD

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Contenido Plan de Explotación – PLEX (Contratos 2004-2008)

a) El mapa con las coordenadas del Área de Explotación.

b) El cálculo de reservas y de la producción acumulada de Hidrocarburos, diferenciada por tipo deHidrocarburo.

c) El esquema general proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial, que incluya una descripcióndel programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos de extracción, de las facilidadesrespectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos antes del Punto deEntrega.

d) El pronóstico de producción anual de Hidrocarburos y sus sensibilidades, utilizando la tasa óptima deproducción que permita lograr la máxima recuperación económica de las reservas.

e) La Identificación de los factores críticos para la ejecución del Plan de Explotación, tales comoaspectos ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo.

f) Una propuesta de Punto de Entrega para consideración de la ANH.

g) Una propuesta de canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad similar para efectos delcálculo de los Derechos por Precios Altos descritos en la Cláusula 16.

h) Un programa de Abandono para efectos de la Cláusula 31.

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Valor del Fondo de Abandono:

El valor del Fondo de Abandono al final de cada Año Calendario será el que resulte de aplicar lafórmula siguiente:

AMA = (PAH RIH)2 x CAB

donde:

AMA es el valor del Fondo de Abandono que EL CONTRATISTA debe registrar para cada Áreade Explotación, al finalizar cada Año Calendario.

PAH es el volumen acumulado de Hidrocarburos producidos de cada Área de Explotación, desdeel inicio de su producción hasta el 31 de diciembre del Año para el cual se realiza el presentecálculo.

RIH son las reservas probadas de Hidrocarburos de cada Área de Explotación, expresadas enBarriles de Hidrocarburos Líquidos, de acuerdo con el Plan del Explotación y sus actualizaciones.Este valor incluye la producción acumulada (PAH ) más las reservas probadas remanentes.

CAB es el costo estimado actualizado de las operaciones de Abandono de cada Área deExplotación. Cuando se trate de reajustes anuales, el CAB se reducirá en el valor de los costos deAbandono ya ejecutados.

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Tabla 1. Facilidades

Contrato:

Área de Explotación:

Operador:

ETAPA Propias -P Alquiladas-A

1. Antes de la separación

Equipo TipoUnidad

medidaCantidad P A

Separadores

Separador prueba

Intercambiador de calor

Calderas

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c) Esquema general de desarrollo

Facilidades

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2. Después de la separación

Tipo Fluido: Crudo

Equipo TipoUnidad

medidaCantidad P A

Tanques de fiscalización horizontales

Tanques de fiscalización verticales

Gun Barrel

Otros tanques

Bombas

Unidad LACT

cargadero

Tipo Fluido: Agua

Equipo TipoUnidad

medidaCantidad P A

Skimmming tank

filtros

bombas

decantador

Tanques almacenamiento

Lechos de secado

otros tanques

piscinas

Tipo Fluido: Gas

Equipo TipoUnidad

medidaCantidad P A

Compresor

Unidad deshidratadas

Knock-out

Scrubber

Sistema Tea

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c) Esquema general de desarrollo

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c) Esquema general de desarrollo

3. Sistemas de Generación de Energía y sus Equipos

Equipo TipoUnidad

medidaCantidad P A

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c) Esquema general de desarrollo

Plano As Built con el Layout de equipos, facilidades y plataformas, así como un diagramade los procesos de las baterías del área de Explotación, en formato pdf.

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Allegar la Resolución de Inicio de Explotación del Área de Explotación.

Se han realizado Inventarios, a que inventario corresponden las facilidades informadas,fecha último inventario.

Con respecto al proyecto para la Utilización del Gas Natural asociado, sobre el que versa elContrato, para los descubrimientos de Campos Comerciales con Gas Natural asociado, elcual se debe presentar a la ANH dentro de los tres (3) años siguientes al inicio de laexplotación de cada Campo Comercial, se solicita la presentación del respectivo proyectopara el Área de Explotación.

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d) La Identificación de los factores críticos

Tabla 2. Factores críticos

Factores críticos Riesgo Plan de Manejo

Ambiental

Social

Económico

Logístico

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g) Propuesta Canasta Crudos

Tabla. Propuesta Canasta Petróleos Crudos

CRUDO API°% Azufre

(S)Medio de

Publicación

Producido en el Área de Explotación

Crudo Propuesto 1

Crudo Propuesto 2

Crudo Propuesto 3

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h) Fondo de AbandonoCONTRATO:

AREA:

Número de plataformas

Área de plataformas en metros cuadrados

Número de piscinas

Volumen de la piscina en metros cúbicos

Método de Abandono

Tipo de equipo requerido para el abandono

Distancia en Km a ciudad base

Distancia en Km entre pozos

Distancia en Km a cantera para material de relleno

Distancia en Km a relleno para disponer escombros y material no

contaminado

Distancia en Km a planta de tratamiento y disposición material contaminado

Análisis Costo Operaciones de Abandono- CAB a 31-dic-15

ITEM Unidad Cantidad

Valor unitario

USD $

y/o Pesos

Costo

Operaciones

(USD$ y/o

Pesos $)

Observaciones

1. Ingenieria y planeación Glo

2. Gestión social para el abandono Glo

3. Taponamiento y abandono de cada pozo

3.1 Movilización de equipo base a pozo Glo

3.2 Movilización de equipo entre pozos Glo

3.3 Desmovilización de equipo pozo a base Glo

3.4 Tarifa diaria de equipo activo (incluido personal, coman, patio) Día

3.5 Costos operación (cementación, tapones, wireline, slickline) Día

3.6 Logística (comunicaciones, transportes, alimentación) Día

3.7 Flange ciego, pedestal y placa de abandono Glo

Valor por pozo

Número de pozos

Total

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h) Fondo de Abandono

ITEM Unidad Cantidad

Valor

unitario

USD $

Costo Operaciones (USD$)

4. Desmantelamiento Civil

4.1 Movilización y desmovilización Glo

4.2 Demoliciones concreto (contrapozo, anclajes, cunetas, placa taladro, placa

equipos de superficie, skimmer etc) m3

4.3 Escarificación o arado de la plataforma m2

4.4 Tapado (contrapozos, skimmer, etc) y retiro de geomembranas m3

4.5 Consecución y transporte material de relleno m3

4.6 Retiro, transporte y disposición de escombros m3

4.7 Empradización de locaciones y taludes m2

4.8 Estabilización de taludes en las plataformas Glo

4.9 Retiro, transporte y disposición de casetas y cubiertas Glo

4.10 Retiro, transporte y disposición de cerramiento Glo

4.11 Retiro, transporte y disposición de postes eléctricos y apantallamiento Glo

4.12 Desmantelamiento de vías Glo

4.13 Recolección, transporte, tratamiento y disposición de material contaminado Glo

4.14 Tapado de la piscina m3

4.15 Recolección, transporte, tratamiento, disposición del material contenido en

la piscina m3

Total

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h) Fondo de Abandono

ITEM Unidad Cantidad

Valor

unitario

USD $

Costo Operaciones (USD$)

5. Desmantelamiento mecánico de facilidades de superficie y líneas de flujo

5.1 Movilización y desmovilización (PH, grúas, camión de vacío, carrotanques,

brazo, retroexcavadora, etc.) Glo

5.2 Desmantelamiento mecánico de equipos Glo

5.3 Desmantelamiento eléctrico de equipos Glo

5.4 Desmantelamiento facilidades de superficie Glo

5.5 Desmantelamiento de líneas de flujo en la facilidad de superficie ml

5.6 Desmantelamiento de líneas de flujo aéreas entre pozo y estación ml

5.7 Desmantelamiento de líneas de flujo enterradas entre pozo y estación ml

5.8 Desmantelamiento de oleoductos, gasoductos ml

5.9 Limpieza de facilidades de superficie Glo

5.10Transporte y disposición de facilidades de superficie y líneas de flujo Glo

5.11 Recolección, transporte, tratamiento y disposición de material contaminado Glo

5.12 Recolección, transporte, tratamiento y disposición de líquidos contaminados Glo

6. Desmantelamiento base Militar

6.1 Desmantelamiento base Militar Glo

Total

Total Costo Operaciones de Abandono-CAB

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h) Fondo de Abandono

Tabla . Listado de pozos

(incluir todos los pozos)

Área de Explotación Nombre del pozo Tipo de pozo Estado al 31-dic-15 Estado Actual

Productor Gas

Productor Petróleo

Inyector

Dispositor

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Contenido Plan de Desarrollo - PD

a) el mapa con las coordenadas del Área de Producción,

b) el cálculo de reservas y de la producción acumulada de Hidrocarburos, diferenciada por tipo de

hidrocarburo,

c) el esquema general proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial, que incluya una descripción del

programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos de extracción, de las facilidades

respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos antes del Punto de

Entrega,

d) el pronóstico de producción anual de Hidrocarburos y sus sensibilidades, utilizando la tasa óptima de

producción que permita lograr la máxima recuperación económica de las reservas,

e) la identificación de los factores críticos para la ejecución del Plan de Desarrollo, tales como aspectos

ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo,

f) los términos y condiciones conforme a los cuales desarrollará los programas en beneficio de las

comunidades en las áreas de influencia del Área de Producción,

g) una propuesta de Punto de Entrega para consideración de LA ANH, y

h) un programa de Abandono para efectos de la cláusula 71.

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Valor del Fondo de Abandono:

El valor del Fondo de Abandono al final de cada Año Calendario será el que resulte de aplicar la fórmula

siguiente:

AMA = (PAH RIH) x CAB

donde:

AMA es el valor del Fondo de Abandono que EL CONTRATISTA debe registrar para cada Área de

Producción, al finalizar cada Año Calendario.

PAH es el volumen acumulado de Hidrocarburos producidos de cada Área de Producción, desde el

inicio de su producción hasta el 31 de diciembre del Año para el cual se realiza el presente cálculo.

RIH son las reservas probadas de Hidrocarburos de cada Área de Producción, expresadas en barriles

de Hidrocarburos Líquidos, de acuerdo con el Plan de Desarrollo y sus actualizaciones. Este valor incluye la

producción acumulada (PAH) más las reservas probadas remanentes.

CAB es el costo estimado actualizado de las operaciones de Abandono de cada Área de Producción.

Cuando se trate de reajustes anuales, el CAB se reducirá en el valor de los costos de Abandono ya

ejecutados.

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TALLER PLEX/PD 2016 e IES 2015 II

Entrega del Plan de Explotación: La ANH dará por recibido el Plan de Explotacióncuando EL CONTRATISTA entregue toda la información antes descrita. Si la ANH norecibe el Plan de Explotación con la totalidad de la información anteriormente indicada,dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a su presentación podrá requerir elenvío de la información faltante y EL CONTRATISTA dispondrá de treinta (30) Díascalendario contados desde el recibo del requerimiento para entregarla. Si la ANH no sepronuncia dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a la presentación del Plande Explotación por parte de EL CONTRATISTA, se entenderá que ha sido aceptado. SiEL CONTRATISTA no entrega el Plan de Explotación en la fecha establecida en elnumeral anterior o si la ANH no recibe la documentación faltante dentro del plazo detreinta (30) Días señalado en este numeral, se configurará un incumplimiento que darálugar a la aplicación de la Cláusula 28.

Entrega Información PLEX

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CONTENIDO

IES 2015 II

Contratos E&P E&E

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4. Contratos: Contratos E&P, E&E, Convenios

Informe Ejecutivo Semestral – IES 2015 II:

“ (…) se entregarán dentro de los sesenta (60) Días calendario siguientes al final de cada semestre

calendario”. (subraya fuera de texto).

Plazos para la Actualización del IES 2015 II

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Contenido Informe Ejecutivo Semestral IES 2015 II

Contratos E&P (2004-2008)

Informe Ejecutivo Semestral: “(…) EL CONTRATISTA entregará a la ANH lainformación básica y resumida de temas tales como: prospectividad, reservas, producciónactual y pronostico, Operaciones de Exploración, Evaluación o Explotación, ejecutadas yproyectadas para el Año Calendario siguiente, personal, seguridad industrial, ambiente ycomunidades, contenido nacional en la contratación, entre otros (…)”.

“(…) EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, para cada semestre calendario, lainformación básica y resumida de todos los asuntos de interés, tales como, pero no limitadasa: prospectividad; Operaciones de Exploración, Evaluación o Producción; reservas -producción actual y pronostico; ejecución y proyecciones para el Año Calendario siguiente;personal y seguridad industrial; ambiente y comunidades; y contenido nacional en lacontratación, entre otros (…)”.

Contratos CPO-, LLA-

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Tabla 2. Producción

Área de Explotación y/o Área en Evaluación

MESPRODUCCIÓN DE CRUDO 2015 (bopd) PRODUCCIÓN DE GAS 2015 (kpcd) Observaciones

Pronóstico Real Diferencia Pronóstico Real Diferencia

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Nota: los pronósticos de producción deberán ser concordantes con el presentado en el Programa de Trabajos de

Explotación-PTE 2015, Programa Anual de Operaciones PAO 2015 y/o Programa de Evaluación según corresponda.

1. Producción y pronósticos

Área de Explotación

Producción real año 2015 (bbl/año – kpc/año)

Pronóstico total año 2015 (bbl/año – kpc/año)

% Variación

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a) Para Áreas en Explotación

Tabla 3. Operaciones de Explotación ejecutadas en 2015

Área de

Explotación

Actividad

programada según

PTE/ PAO*- 2015

Fecha programada

según

PTE/ PAO*-2015

Fecha de

ejecuciónComentarios

*PTE: Programa Trabajos de Explotación*PAO: Programa Anual de operaciones

Nota: las actividades ejecutadas deberán ser concordantes con las

actividades presentadas en el Programa de Trabajos de

Explotación-PTE 2015, Programa Anual de Operaciones PAO 2015

según aplique.

2. Operaciones Ejecutadas

Si presentó DC pero no PTE/PAO, incluir las actividades

desarrolladas dentro del periodo de explotación.

Incluir las actividades adicionales ejecutadas.

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b) Para Áreas en Evaluación

*PEV: Programa de Evaluación

Tabla 4. Actividades ejecutadas en evaluación – 2015

Área de

Evaluación

Actividad

programada

según PEV*

Fecha

programada

según PEV*

Fecha de

ejecuciónComentarios

Nota: las actividades programadas deberán ser concordantes con

las actividades presentadas en el Programa de Evaluación para el

año 2015.

Incluir las actividades adicionales ejecutadas.

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a) Para Áreas en Explotación

Tabla 5. Operaciones de Explotación planeadas en Semestre I 2016

Área de

Explotación

Actividad programada

según

PTE/ PAO*- 2016

Fecha programada

según

PTE/ PAO*-2016

*PTE: Programa Trabajos de Explotación*PAO: Programa Anual de operaciones*PEV: Programa de Evaluación

Nota: las actividades planeadas deberán ser concordantes con las actividades

presentadas en el Programa de Trabajos de Explotación-PTE 2016, Programa

Anual de Operaciones PAO 2016 y/o Programa de Evaluación según aplique.

3. Operaciones Planeadas

b) Para Áreas en Evaluación

Área de

Evaluación

Actividad

programada según

PEV*

Fecha programada

según PEV*

Tabla 6. Actividades planeadas en evaluación – Semestre I 2016

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Presupuesto Planeado vs Ejecutado año 2015

Para Áreas en Explotación

Tabla 5. Presupuesto Costos por trimestre presentado en el PTE / PAO* 2015 vs Ejecutado en el año 2015

PeriodoINVERSIONES (US$)

ComentariosPlaneado Real Diferencia

1 Trimestre

2 Trimestre

3 Trimestre

4 Trimestre

TOTAL

PeriodoGASTOS (US$)

ComentariosPlaneado Real Diferencia

1 Trimestre

2 Trimestre

3 Trimestre

4 Trimestre

TOTAL

*PTE: Programa Trabajos de Explotación*PAO: Programa Anual de operaciones

Nota: El presupuesto planeado será tomado según los Programas

de Trabajos de Explotación 2015 allegados a esta entidad.

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Presupuesto Planeado vs Ejecutado año 2015

Para Áreas en Explotación

*PTE: Programa Trabajos de Explotación*PAO: Programa Anual de operaciones

Tabla 6. Presupuesto desagregado por actividades - presentado PTE / PAO* 2015 vs Ejecutado en el año - 2015

CategoríaINVERSIONES (US$)

ObservacionesPlaneado Real Diferencia

Geología & Geofísica de

desarrollo

Facilidades de producción

Pozos de desarrollo

Pozos de inyección

Pozo dispositor

Intervención a pozo

Ambientales

Otros

TOTAL

CategoríaGASTOS (US$)

ObservacionesPlaneado Real Diferencia

Costos de producción

Mantenimiento

Transporte de Hidrocarburos

Logística

Obras civiles

Ambientales

Otros

TOTAL

Nota: El presupuesto planeado será tomado según los Programas

de Trabajos de Explotación 2015 allegados a esta entidad.

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Presupuesto Planeado vs Ejecutado año 2015

Para Áreas en Evaluación

*PEV: Programa de Evaluación

Tabla 7. Presupuesto Áreas en Evaluación ejecutado para el año - 2015

PeriodoInversiones (US$)

Planeado según PEV* Real Diferencia Observaciones

1 Año

2 Año

3 Año

Total

Nota: El presupuesto planeado será tomado según los Programas

de Evaluación para el año 2015 allegados a esta entidad.

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Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos

Gracias!

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