TALLER
PLAN DE EXPLOTACIÓN – PLEX 2016
INFORME EJECUTIVO SEMESTRAL – IES 2015 II
Bogotá, Enero 29 de 2016
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:
Nota: Al Plan de Explotación 2016 e
Informe Ejecutivo Semestral IES 2015 II
Favor anexar las tablas en formato digital.
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
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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3. Convenios de Explotación: El Dificil, Rio Meta, Morpho, Entrerríos, Sirirí
Plan de Explotación :
“Actualización del Plan de Explotación: EL TITULAR ajustará y presentará anualmente, durante el
Mes de marzo de cada Año Calendario y con sujeción al procedimiento descrito en el numeral 6.2 de
esta cláusula, el Plan de Explotación para el Área de Operación. 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 el Área
de Operación EL TITULAR presentará las explicaciones del caso.”. (subraya fuera de texto).
Plazos para la Actualización del PLEX
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CONTENIDO
PLEX/PD 2016
Contratos E&P E&E
PLEX PD
Convenios de Explotación
PLEX
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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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c) Esquema general de desarrollo
Facilidades
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
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
c) Esquema general de desarrollo
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3. Sistemas de Generación de Energía y sus Equipos
Equipo TipoUnidad
medidaCantidad P A
c) Esquema general de desarrollo
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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.
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.
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 $
y/o Pesos
Costo Operaciones
(USD$ y/o Pesos $)Observaciones
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 $
y/o Pesos
Costo Operaciones
(USD$ y/o Pesos $)Observaciones
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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Contenido Plan de Explotación-PLEX Convenios de Explotación
a) El mapa con las coordenadas del Área de Operación.
b) El cálculo de reservas y de la producción acumulada de Hidrocarburos, diferenciada por tipo deHidrocarburo.
c) Para Descubrimientos nuevos, el esquema general proyectado para el Desarrollo del Área de Operación,que incluya una descripción del programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos deextracción, de las facilidades respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidosextraídos antes del Punto de Fiscalización.
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 como aspectosambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo.
f) Para Descubrimientos nuevos, una propuesta de Punto de Fiscalización para consideración de la ANH.
g) Una síntesis del programa, métodos y prácticas de Abandono de pozos y el retiro de las instalaciones desuperficie y alternativas consideradas para la provisión de fondos para el Abandono del Área deOperación y la restauración de la misma.
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Cláusula - 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:
A = [P/R] x C
donde:
A es el valor del Fondo de Abandono que EL TITULAR debe registrar para cada Área de Operación al finalizar cada
Año Calendario;
P es la producción acumulada de Hidrocarburos del Área de Operación, desde el inicio de su producción hasta el 31
de diciembre del Año para el cual se realiza el presente cálculo;
R es el volumen de las reservas probadas desarrolladas de Hidrocarburos del Área de Operación, expresadas en
barriles de Hidrocarburos Líquidos, de acuerdo con el Plan de Explotación y sus actualizaciones, hasta el 31 de
diciembre del Año para el cual se realiza el presente cálculo. Este valor incluye la producción acumulada (P) más las
reservas probadas desarrolladas; y
C es el costo estimado actualizado, en valor de moneda a la fecha del cálculo, de las operaciones de Abandono del
Área de Operación. Cuando se trate de reajustes anuales, el valor de C se reducirá en el valor de los costos de
Abandono ya invertidos en el Fondo de Abandono.
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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
CONTENIDO
IES 2015 II
Contratos E&P E&E, Convenios de Explotación
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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 Observaciones
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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4. 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$)
ComentariosPlaneado Real Diferencia
1 Trimestre
2 Trimestre
3 Trimestre
4 Trimestre
TOTAL
*PTE: Programa Trabajos de Explotación*PAO: Programa Anual de operaciones
Nota: El presupuesto planeado será tomado según los Programas
de Trabajos de Explotación 2015 allegados a esta entidad.
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4. Presupuesto Planeado vs Ejecutado año 2015
Para Áreas en Explotación
*PTE: Programa Trabajos de Explotación*PAO: Programa Anual de operaciones
Tabla 6. Presupuesto desagregado por actividades - presentado PTE / PAO* 2015 vs Ejecutado en el año - 2015
CategoríaINVERSIONES (US$)
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$)
ObservacionesPlaneado Real Diferencia
Costos de producción
Mantenimiento
Transporte de Hidrocarburos
Logística
Obras civiles
Ambientales
Otros
TOTAL
Nota: El presupuesto planeado será tomado según los Programas
de Trabajos de Explotación 2015 allegados a esta entidad.
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4. Presupuesto Planeado vs Ejecutado año 2015
Para Áreas en Evaluación
*PEV: Programa de Evaluación
Tabla 7. Presupuesto Áreas en Evaluación ejecutado para el año - 2015
PeriodoInversiones (US$)
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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