Gerencial REPORTE 2017€¦ · Presentación4 1. Evolución del presupuesto Operativo 7 2....

INFORME DE GESTIÓN 2017

1

REPORTEGerencial 2017

INFORME DE GESTIÓN 2017 INFORME DE GESTIÓN 2017

32

ÍndicePresentación 41. Evolución del presupuesto Operativo 72. Desarrollo del ITT 113. Ronda de Campos Menores 194. Optimización Energética 225. Renegociación Contratos 266. Fortalecimiento Amazonía Viva 297. Gestión social 338. Optimización de costos 379. Talento Humano 4410. Seguridad Industrial Salud Ocupacional y Control Ambiental 47


4 5

Nuevamente presentamos resulta-dos positivos para el país desde

la actividad de Petroamazonas EP en el año 2017. Estos resultados se evi-dencian en el sostenimiento de los vo-lúmenes de producción, la reducción de costos y la optimización en el ma-nejo de los recursos asignados.

Este año tuvimos la grata noticia de que el Gobierno Nacional, liderado por el Presidente Lenín Moreno, tomó la decisión de entregar a Petroamazonas EP la operación del Campo Sacha, Bloque 60, ubicado en la Provincia de Orellana, que en el año 2017 generó USD 1.024 millones en renta petrolera. Esta decisión reconoce la capacidad de nuestra empresa para llevar a cabo esta operación en favor del país.

Otro mérito, obtenido en el 2017, es el impulso que Petroamazonas EP da

a los emprendimientos locales con la contratación de más de USD 39 millones en servicios de alimentación, limpieza, transporte, y en compras de uniformes y herramientas e insumos de ferretería. En este año esta cifra aumentará hasta USD 50 millones.

En cuanto al manejo de deuda, la empresa ha demostrado una vez más su proactividad y con un trabajo coordinado con las autoridades de los ramos de Hidrocarburos y Finanzas logramos volver nuestras obligaciones a cifras manejables, lo que restituye la confianza en Petroamazonas EP y permite, sobre todo, articular impactos positivos en la economía nacional.

De esta manera, los trabajadores de Petroamazonas EP demuestran nuevamente estar a la altura de los desafíos de la industria, respondiendo de manera inmejorable a las estrategias y planes trazados.

Presentación

Ing. Alex GalárragaGerente General de Petroamazonas EP

Desempeño de Petroamazonas

443

431

441

425

300

320

340

360

380

400

420

440

460

2014 2015 2016 2017

MB

PEPD

29.28

17.26

0

5

10

15

20

25

30

35

2014 2017

USD

/BEP

2014

WTI 93.2

2017

WTI 50.9

Acuerdos dentro de la OPEP implicaron la reducción del

4% de la producción petrolera en 2017

Costo total por barril – 41 %

Producción petrolera (MBPEPD)

Costo total por barril (US$/bep)

Precio del crudo (US$/bbl)

Desempeño de Petroamazonas EP

Eficiencia

Gráfico No. 1 Desempeño de Petroamazonas EP 2017, incluye: precio promedio del petróleo; producción petrolera de la empresa, y; costo total.

Gráfico No. 2 Indicadores de eficiencia 2017. Incluye: reducción en la ejecución presupuestaria; evolución interanual de costo operativo, y; evolución interanual de la inversión.

*Valores provisionales al 31 de diciembre de 2017.


Eficiencia

4,735

2,672

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

2014 2017

MM

USD

1,257

1,065

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2014 2017

MM

USD

3,478

1,607

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2014 2017

MM

USD

Presupuesto Ejecutado Costo operativo (-15%)

Inversiones (-53%)

-2,063 MM USD

2,673


6

Evolución del presupuesto operativo 1Renta Petrolera

8,735

2,255

4,083

9,936

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

2014 2014 2017 2017

MM

USD

2014

WTI 93.2

2017

WTI 50.9

2017

WTI 50.9

2014

WTI 93.2

Renta petrolera +81%

+1,828 MM USD

Renta Petrolera

Renta petrolera por bloque en 2017

Renta por barril

678

371

1,024

523

350 393

252 306

88 131 114

72,942

68,450 67,165

49,171

44,231

31,105

24,273

23,021

14,983 11,039

10,314

0

200

400

600

800

1,000

1,200

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

MM U

SD

BPPD

25

15

42

29

22

35

28

36

16

3230

-

10

20

30

40

50

60

US$

/bbl

WTI: 50.9

Renta petrolera por Activo en 2017

Gráfico No. 3 Renta Petrolera: Simulación de escenarios comparativos 2014 y 2017 de los ingresos que se percibirían en ambos años de acuerdo con los precios internacionales del petróleo promedio registrados.

Gráfico No. 4 Renta 2017 por Activo, donde se demuestra que el Activo Sacha, Bloque 60, es el más rentable en Petroamazonas EP, con una producción promedio de 67.165 barriles diarios de petróleo e ingresos de USD 1.024 millones.


7


8 9

Evolución de costos ejecutados 2017 y planificación 2018

Gráfico No. 5 Evolución de costos ejecutados 2017 y planificación 2018

Evolución del Presupuesto Operativo Ejecutado + Proyección 2017 y Planificación 2018

446 688

859 960 1.200

1.654

4.282

4.735

3.395 3.208

2,673 2,879

88 95 99 129 157 148 406 443 431 441 423 450

13,86

19,79

23,74 20,47 20,97

30,46 28,91 29,28

21,56 19,87

17.26 17.50

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

COST

O TO

TAL

POR

BARR

IL U

SD/B

OE

EJEC

UCIÓ

N PR

ESUP

UEST

ARIA

USD

$ MM

PRESUPUESTO OPERATIVO EJECUTADO PRODUCCIÓN TOTAL COSTO DE PRODUCCIÓN SIN FINANCIAMIENTO

1340

1527

2062

1856

COSTO TOTAL POR BARRIL

El año 2017 estuvo marcado por la obtención de resultados operacionales positivos para la empresa dentro de su política de optimización de la operación, con reducción de costos y el sostenimiento de la producción en volúmenes adecuados a las necesidades del país.

Petroamazonas EP tuvo un promedio de producción 423.000 Bopd con un costo to-tal de USD 17,26/bbl y la ejecución de USD 2.673 millones, un valor menor a los USD 2.904 millones aprobados por el Ministerio de Finanzas para el 2017 y que, a su vez, presenta una disminución de USD 2.062

millones en relación a la ejecución del 2014.

Este resultado significa la consolidación de las mejoras en costos con mayor producción que inició en el año 2016 y que dan cumplimiento a los objetivos empresariales de incrementar la eficiencia de la empresa ante cualquier escenario de precios internacionales del crudo.

El objetivo de la empresa para el año 2018 es obtener una producción promedio de 450.701 barriles diarios de petróleo con un costo de USD 17,50/bbl y ejecutando el pre-supuesto asignado de USD 2.879 millones.

Evolución de costos de Petroamazonas EP

Gráfico No. 6 Costo Total USD/BOE (incluye pago de deuda BIESS e intereses)

Gráfico No. 7 Costo Total USD/BO (incluye pago de deuda BIESS e intereses)

*Se incluye IVA en la ejecución presupuestaria a partir de diciembre del 2011.

*Se incluye IVA en la ejecución presupuestaria a partir de diciembre del 2011.

Costo Total USD/BO (incluye pagos de deuda e intereses)

Costo de operación USD/BO (incluye pagos de deuda e intereses)

*Se incluye IVA en la ejecución presupuestaria a partir de diciembre del 2011, los valores a diciembre 2017 son estimados.

6,36

7,67 7,20

6,47 6,55

8,91 9,04 8,81

7,82

6,76 6.88

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

13,86

19,79 23,74

20,47 20,97

30,46 28,91 29,28

21,56 19,87 17.26

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

Costos de Petroamazonas EP

Costo Total USD/BO (incluye pagos de deuda e intereses)


*Se incluye IVA en la ejecución presupuestaria a partir de diciembre del 2011, los valores a diciembre 2017 son estimados.

6,36

7,67 7,20

6,47 6,55

8,91 9,04 8,81

7,82

6,76 6.88

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

13,86

19,79 23,74

20,47 20,97

30,46 28,91 29,28

21,56 19,87 17.26

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

Costos de Petroamazonas EP

Costo Total USD/BOE (incluye pagos de deuda e intereses)


Petroamazonas EP consolidó, en 2017, la mejoría en costos que inició en el año 2016 y que fue una estrategia para adecuar la operación a las condiciones de precios internacionales del crudo.

El costo total del año fue de USD 17,26 por barril, valor que incluye el costo de

operación, inversiones y pago de deu-da BIESS. El costo de operación alcan-zó los USD 6,88/bbl sosteniendo una actividad eficiente y con mejores resul-tados para el país en el contexto de las condiciones de precios que se presen-taron en el año.


10

Petroamazonas EP, en cumplimiento a los lineamientos del Gobierno Nacional, gene-ra indicadores de eficiencia que permiten evidenciar su correcto accionar. Un ejerci-cio para esto es medir la renta petrolera de su operación, que en 2017 alcanzó USD

4.082,93 millones considerando costos de la operación y precios del crudo. Petroamazonas EP no genera facturación y entrega su producción a la empresa pública encargada de transporte, refinación y co-mercialización de hidrocarburos.

Renta petrolera estimada vs. Producción por activo 2017

Gráfico No. 8 Cuadro Renta Petrolera Estimada vs. Producción por Activo 2017

Operación de Petroamazonas EP en el Campo Sacha, Bloque 60, provincia de Orellana.

2Desarrollodel ITT

11

Nota: (i) Para el cálculo del Costo por Barril se considera el rubro de Otros Proyectos y Overhead (ii) No se consideran las inversiones, costos, gastos y producción, relacionadas a la actividad de Gas Natural

$ 522.86 M

$ 678.40 M

$ 350.46 M$ 393.26 M

$ 306.22 M$ 251.86 M

$ 371.39 M

$ 130.77 M $ 113.68 M$ 87.74 M

67.165 Bppd

49.171 Bppd

72.942 Bppd

44.231 Bppd

31.105 Bppd23.021 Bppd

24.273 Bppd

68.450 Bppd

11.039 Bppd 10.314 Bppd14.983 Bppd

(100)

(50)

-

50

(100.0)

100.0

300.0

500.0

700.0

900.0

SACH

A EY

SHU

SHU

FIN

DI

ITT

OY

CUYA

BEN

O

ILYP

AUCA

LAG

O A

GRI

O

PALO

AZU

L

LIBE

RTAD

OR

ProducciónTotal PAM crudo 416,695

LAG

O A

GRI

O

Rent

a Pe

trol

era

USD

$

Prod

ucci

ón d

e Cr

udo

(Bar

riles

)

Renta PetroleraTotal PAM en $ MM 4,082.9

1.024 Bppd


12

Desarrollo del Bloque 43 ITT

Gráfico No. 9 Condición actual de Producción Bloque 43

Facilidades de procesamiento ubicadas en la Central de Procesamiento Tiputini.

Agosto 2016: Inicio de pruebas de producción.

Septiembre 2016: Inicio de bombeo por el ducto hasta EPF.

Promedio anual de producción 2017: 44.231 BPPD.

Reservas estimadas: 1,674 MMBO.

Costo operativo actual (Dic 2017): US$ 2.42/bbl.

Condición actual de Producción Bloque 43

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

Qo,

BPP

D

Qo, bppd

PRODUCCION MAXIMA: 51,208 BPPD

Condición actual de Producción Bloque 43El Bloque 43 ITT, ubicado en la provincia de Orellana, es el mayor proyecto de desarrollo del país. En el año 2017 se continuó desarrollando el área Tiputini, fuera del parque Nacio-nal Yasuní, con las actividades de perforación y la segunda fase de la Central de Procesos Tiputini, cuya capacidad de procesamiento actualmente es de 250.000 barriles diarios de fluido. Se estima que la CPT alcance una capacidad de un millón de barriles de fluido por día cuando se complete su desarrollo.

Cifras del ITT 2017:

• Promedio de producción 2017: 44.231 Bppd.• Reservas estimadas: 1.674 MMBO.• Costo operativo a diciembre de 2017: US$ 2,85/bbl.• Pico de producción (5/julio/2017): 51,208 BPPD

Gráfico No. 10 Pronóstico de producción B43

Gráfico No. 11 Actualización del plan de desarrollo del Bloque 43

Pronóstico de producción B43

Actualización del plan de desarrollo del Bloque 43

ESTIMACIÓN DE DESARROLLO

REALIZADA AÑO 2013

ESTIMACIÓN DE DESARROLLO REALIZADA AÑO 2013 - CON WTI USD

50

ESTIMACIÓN DE DESARROLLO REALIZADA

AÑO 2017 - CON WTI PROYECTADO USD 50

RESERVAS RECUPERADAS (millones) 838 838 1,674

PRODUCCIÓN PICO (BPPD) 200,000 200,000 253,899

POZOS A PERFORAR 360 360 651

IINVERSIONES TOTALES (millones) $ 5,587 $ 5,587 $ 4,832

PRECIO WTI - PROMEDIO $ 80 $ 50.00 $ 50

PRECIO DE EXPORTACIÓN - PROMEDIO $ 70.00 $ 39.89 $ 42.88

FLUJO VALOR CORRIENTE ESTADO (millones) $ 41,769 $ 16,548 $ 48,770

VPN (millones) $ 18,293 $ 7,138 $ 10,765

TIR 193% 72% 114%

COSTO DE PRODUCCIÓN $ 20.13 $ 20.13 $ 11.28

ESTIMACIÓN DE DESARROLLO ITT(Cifras Expresadas en Millones de Dólares)

INDICADORES

-‐

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

Qo, BPP

D

TIPUTINI TAMBOCOCHA ISHPINGO

Pronóstico de producción B43

Inversión US$ 275 MM





Inversión US$ 366MM

44,231

87,145

132,165

176,590

195,827 209,750

228

351


14 15

Gráfico No. 12 Actualización del plan de desarrollo del Bloque 43 Tabla 1 proyectos en ejecución

Tabla 2 proyectos en ejecuciónGráfico No. 13 Producción de petróleo Bloque 43 - ITT

Renta petrolera Bloque 43

Proyectos en ejecución

Proyectos en ejecución

Incorporación de Reservas:

Producción de petróleo Bloque 43 - ITT

$(47) $(102) $(160)

$350

$597

$1,166

$1,815

$2,036 $2,186

$2,398 $2,477 $2,546 $2,504

$2,739 $2,766 $2,840

$2,617

$82

$39$32

$42

$93

$49 $43 $50

$(50.00)

$-

$50.00

$100.00

$150.00

$200.00

$250.00

$(500)

$-

$500

$1,000

$1,500

$2,000

$2,500

$3,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

RENTA PETROLERA PRECIO DE EXPORTACIÓN WTI

• En diciembre de 2016 Ryder Scott ac-tualiza la certificación de reservas y re-cursos con la información obtenida de los pozos perforados en el segundo se-mestre del año 2016.

• El desarrollo de las áreas del Bloque 43-ITT, permitirá la incorporación de nueva

información, misma que servirá para la re categorización de recursos a reser-vas.

• Los volúmenes técnicos 3P prelimina-res reportados a la Secretaria de Hidro-carburos en Diciembre de 2017 son: 625,857 MBls.

El desarrollo del Bloque 43 optimiza los re-cursos para inversión, en especial al generar ahorros en procesos de compra que inclu-so superan el 57%en relación a sus valores originales. Estos resultados corresponden a la incorporación en la cadena de valor del proyecto a la capacidad industrial ecuato-

riana, que ha venido aportando con equipos de primera construidos en el país de ma-nera paquetizada, lo cual, al mismo tiempo, disminuye la carga de personal en la zona, pues estos equipos se arman y prueban en el punto de construcción.

PRODUCCIÓN E INCORPORACIÓN DE RESERVAS BLOQUE 43-ITT

Producción:

El Bloque 43, Campo ITT, está formado por las Áreas Ishpingo, Tiputini, Tiputini Norte y Tambococha, localizadas en gran parte dentro del Parque Nacional Yasuní, actualmente solo el área Tiputini está en producción.

Inicio de producción en julio 2016. Máximo pico de producción (5/julio/2017): 51,208 BPPD Producción Promedio y Acumulado @ Diciembre 2017: 42,949 BPPD

19,203 MBls, respectivamente.

Incorporación de Reservas: En diciembre de 2016 Ryder Scott actualiza la certificación de reservas y

recursos con la información obtenida de los pozos perforados en el segundo semestre del año 2016.

El desarrollo de las áreas del Bloque 43-ITT, permitirá la incorporación de nueva información, misma que servirá para la re categorización de recursos a reservas.

Los volúmenes técnicos 3P preliminares reportados a la Secretaria de Hidrocarburos en Diciembre de 2017 son: 625,857 MBls.

FUENTE: PETROAMAZONAS EP

Facilidades Bloque 43 (Tiputini – Tambococha)

PROYECTOS EN EJECUCIÓN

FACILIDAD COSTO 2015 COSTO 2016 COSTO 2017

Plataformas de producción para inicio de perforación $ 4,132,635.60 $ 4,149,231.24 $ 3,528,437.54

Accesos (costo por km) $ 1,347,129.78 $ 1,161,748.30 $ 617,713.33

Facilidades electromecánicas en Plataformas de producción (8 pozos en modo manual) $ 4,381,638.34 $ 3,628,052.65

Línea de flujo 24" (costo por km) $ 1,071,659.52 $ - $ 565,633.47

PROYECTOS EN EJECUCIÓN

PROCESOS DE COMPRA PRECIO HISTÓRICO TOTAL PRECIO TOTAL EN LA OC AHORRO ($) % AHORRO

43B002-TPTD-60-MR-007-1 - CONTROL PANELS PLATAFORM TPTD-E AFP 4607003-46077004 $390,000.00 $251,850.56 $138,149.44 35.42%

43B002-CPT-20-MR-140-0 - TRAMPA RECIBIDORA TAMBOCOCHA (TMB) A CPT $1,017,635.00 $652,443.22 $365,191.78 35.89%

43B002-TPTC-20-MR-155-0 - BOMBAS DE REINYECCIÓN DE AGUA TPTC $3,788,505.75 $2,345,484.05 $1,443,021.70 38.09%

43B002-TMB-20-MR-152-0 - SKIDS INYECCIÓN DE QUÍMICOS TMBA-D B43 AFP 4407101-4707102 $1,568,377.12 $956,632.50 $611,744.62 39.00%

43B002-TMBD-71-MR-028-0 - TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN TMBD AFP 4707102 $243,685.36 $145,800.00 $97,885.36 40.17%

43B002-TPTD-60-MR-1002-0 - CABLES DE COMUNICACIONES PLATAFORMAS TPTD-E AFP 4607003-4607004

$135,668.85 $76,505.17 $59,163.68 43.61%

43B002-TPTC-20-MR-161-0 - BOMBAS DE REINYECCIÓN FASE II CPT C-STK20915-50556 AFP 4507001

$3,788,505.75 $1,900,574.65 $1,887,931.10 49.83%

43B002-TMB-71-MR-030-1 - SWITCHGEARS 13.8kV OUTDOOR - TMBD-A AFP 4407101-4707102 $2,777,600.00 $1,265,600.00 $1,512,000.00 54.44%

43B002-CPT-50-MR-135-0 - ACCESORIOS PARA LÍNEA DE FLUJO DESDE TPTE HASTA TPTA AFP 4307002

$14,493.08 $6,196.78 $8,296.30 57.24%


16 17

Perforación

Proyección de Perforación en Tambococha:

Inicio de perforación en el Campo Tambococha

• El 10 de diciembre de 2017 inició la movilización vía fluvial de la torre CCDC 36 para perforar en la plataforma D del campo Tambococha.

• El 7 de enero de 2018 inició la perforación del primer pozo de este proyecto: TMBD-02, el cual servirá como pozo reinyector de los cortes de perforación que se generen en la campaña de perforación .

• El 22 de enero terminó la perforación de dicho pozo, con 14 días de ejecución • Actualmente está en etapa Completación para reinyección de cortes en la arena T.

• Se tiene un contrato previsto para per-forar en el campo Tambococha 37 po-zos durante el año 2018 y continuar con la campaña de perforación el año 2019 en las plataformas D, A, B.

• La segunda torre está previsto que inicie su movilización fluvial en marzo 2018, una vez que termine la construcción de la plataforma A

INICIO DE PERFORACION EN CAMPO TAMBOCOCHA


Perforación

El 10 de diciembre de 2017 inició la movilización vía fluvial de la torre CCDC 36 para perforar en la plataforma D del campo Tambococha.

El 7 de enero de 2018 inició la perforación del primer pozo de este proyecto: TMBD-02, el cual servirá como pozo reinyector de los cortes de perforación que se generen en la campaña de perforación .

El 22 de enero terminó la perforación de dicho pozo, con 14 días de ejecución

Actualmente está en etapa Completación para reinyección de cortes en la arena T.

Proyección de Perforación en Tambococha: Se tiene un contrato previsto para

perforar en el campo Tambococha 37 pozos durante el año 2018 y continuar con la campaña de perforación el año 2019 en las plataformas D, A, B.

La segunda torre está previsto que inicie su movilización fluvial en marzo 2018, una vez que termine la construcción de la plataforma A

Gráfico No. 14 Proyección de Perforación en Tambococha

Desarrollo de ingeniería básica y detalle para el Bloque 43

Procura de materiales y equipos de larga entrega

Desarrollo del Bloque 43

Tiputini:

• Ingeniería de detalle complementaria de facilidades electromecánicas para pro-ducción temprana del Bloque 43.

• Ingeniería de detalle para instalación de la línea de flujo de 18” desde TPTD ha-cia TPTA y TPTE hacia TPTA, fuera del Parque Nacional Yasuní.

• Desarrollo de la ingeniería de detalle para instalación de facilidades de pro-ducción para ocho (8) pozos en las pla-taformas TPTD, TPTE.

Tambococha:

• Ingeniería de detalle civil para accesos y plataformas en Tambococha

• Ingeniería de detalle para instalación de facilidades de producción para ocho (8) pozos en la plataforma TMBD.

• Ingeniería de detalle para instalación de la línea de flujo de 24” desde Tamboco-cha hacia CPT

• Bombas de transferencia para CPT y ECB• Separador de producción para Fase II de

producción temprana• Skids de químicos para Tiputini y Tambo-

cocha• Manifolds de producción para Tiputini y

Tambococha • Equipos eléctricos• Equipos de comunicaciones, entre otros.


18

Construcción de facilidades

Tiputini:

• Montaje electromecánico en TPTA• Montaje de bomba de transferencia de

40,000BLS en ECB• Completación mecánica de línea de flujo

de 18” entre TPTD – TPTA y entre TPTE y TPTA

• Obras civiles y electromecánicas en pla-taforma TPTE

• Montaje de bomba de transferencia de 40,000 BLS en CPT

• Obras electromecánicas para ocho (8) pozos en la plataforma TPTD

• Provisión y montaje de separador de producción temprana (Fase II) en CPT.

• Acondicionamiento de plataforma CPT para facilidades de producción definiti-vas.

• Ampliación de 9 nuevos pozos adicio-nales en TPTC

• Instalación de línea para inyección de agua desde CPT hacia Tiputini C

• La capacidad actual de procesamiento en la Central de Procesos Tiputini es de 240,000 BFPD.

Tambococha:

• Acceso CPT – Tambococha A• Obras civiles y electromecánicas en

Tambococha D• Instalación de línea de flujo de 24” des-

de Tambococha D y A hacia CPT

3

19


21

Ronda de Campos Menores

En 2017, Petroamazonas EP culminó con éxito las negociaciones de la Ronda de Campos Menores, es decir, aquellos cuya producción es inferior a los 5.000 barriles de petróleo por día. En diciembre se alcan-zó acuerdos de negociación para campos ubicados en las provincias amazónicas de Orellana y Sucumbíos.

Con estos acuerdos, Petroamazonas EP y las empresas oferentes cumplieron todas

las fases contempladas en esta ronda y se encaminaron hacia la firma de contratos con vigencia de 10 años.

Las actividades que realizarán las empresas en los campos menores permitirán aumentar su producción con inversiones a riesgo de la contratista y con una metodología de tarifas indexadas al marcador WTI.

Así, en este ejercicio, Petroamazonas EP pagará una tarifa promedio de USD 14,7 cuando el precio WTI marque USD 55/barril.

Se espera que la producción de los Cam-pos Menores alcence un valor acumulado de 90,8 millones de barriles durante los 10 años de vigencia de los contratos.

Petroamazonas EP continuará operando estos campos petroleros, dando continui-dad a sus políticas de Responsabilidad So-cial y Ambiental y con políticas de seguridad industrial. Al finalizar el 2017, la comisión de negocia-ción llevó a cabo la etapa de evaluación de las mesas de negociaciones técnicas, eco-nómicas y legales, para lo cual se tomó en cuenta los siguientes aspectos:

• Propuesta técnica para el desarrollo del campo.

• Acumulado de producción propuesto (en base al plan de actividades).

• Plan de Actividades e Inversiones.• Tarifas: máxima y mínima.• Variables económicas de la Contratista

y el Estado.• Modelo de negocio

Este proceso, que inició en junio de 2017, se caracterizó por su transparencia, con activi-dades que se hicieron de manera pública en su lanzamiento, ronda de preguntas, visitas a campo, apertura de ofertas y negociación.

Gráfico No. 14 Campos Menores

Petroamazonas EP acuerda USD 804 millones de inversiónprivada en siete Campos Menores


23

OPTIMIZACIÓN ENERGÉTICA4

Las empresas públicas Petroamazonas EP y CELEC EP concretaron en la ciudad de Cuenca, en el mes de noviembre de 2017, un Convenio Macro que permite la ejecu-ción de proyectos conjuntos para optimizar la energía eléctrica de la industria petrolera.

A inicios de este 2018 esta acción se com-plementó con la firma de dos convenios específicos para proyectos de generación eléctrica dentro de la operación petrolera y para la interconexión de varios campos al Sistema Nacional Interconectado. (SNI).

Petroamazonas EP y CELEC EP firman dos convenios para optimización energética en la operación petrolera

Estos proyectos, una vez implementados, permitirán un ahorro superior a USD 456 millones por año y la sustitución anual de aproximadamente 216 millones de galones de diésel. La potencia que estos proyectos aportarán al Sistema Petrolero es de 200 MW aproximadamente.

Los convenios viabilizan la ejecución de los siguientes proyectos:• Desmontaje, movilización, instalación,

comisionado y puesta en marcha de tres turbinas TM 2500, con una poten-cia acumulada de 33 MW, en las loca-ciones petroleras EPF y Shushufindi.

• Realización de los estudios para tres proyectos de interconexión de las loca-ciones petroleras de Petroamazonas EP al Sistema Nacional Interconectado:

• Shushufindi- EPF-Tiputini• Shushufindi- Tarapoa- Cuyabeno• Oso-Loreto

Ambas empresas preparan la firma de con-venios adicionales, los cuales permitirán el desmontaje, movilización y reubicación de unidades de generación eléctrica a crudo con una potencia acumulada de 74 MW ha-cia los campos Tiputini, Auca y Cuyabeno.Se estima que los convenios de reubicación

22


24 25

de capacidad de generación de CELEC EP entreguen sus proyectos en dos fases: en el cuarto trimestre de 2018 y en el primer trimestre de 2019. En tanto, los proyectos de interconexión con el SNI se prevé su eje-cución durante el cuarto trimestre del 2020.

Los acuerdos entre Petroamazonas EP y CELEC EP son parte de un convenio marco firmado por ambas empresas públicas en septiembre de 2017, en el que se estable-cen mecanismos que permiten optimizar la operación petrolera en beneficio del país.

Beneficios

Logros obtenidos:

PROYECTOS A SER DESARROLLADOS EN CONJUNTO CON CELEC EP 2018 -‐ 20

TRIM 4

2018 2019

TITPUTINI FASE 1 A CRUDO

CUYABENO 1 Y 2 CRUDO Y DIESEL

TITPUTINI FASE 2 A CRUDO

20 MW 12 MW

40 MW

AUCA A CRUDO

APROX 20 MW

TURBINAS EPF Y SHUSHUFINDI

33 MW

TRIM 1 TRIM 2 TRIM 3 TRIM 4

2020

TRIM 1 TRIM 2 TRIM 3 TRIM 4 TRIM 1 TRIM 2 TRIM 3

FIRMA CONVENIOS ESPECÍFICOS

SSFD – EPF -‐ TIPUTINI

SSFD – TARAPOA -‐ CUYABENO

OSO -‐ LORETO

REDUCCIÓN DIESEL

AHORRO MENSUAL

2,000,000

7,000,000

1,985,000

3,971,200

14,417,500

28,835,000

237 MW

Gráfico No. 15 PROYECTOS A SER DESARROLLADOS EN CONJUNTOCON CELEC EP 2018 - 2020

Gráfico No. 16 Consumo de combustible por mes en galones y USD $

• Reducir el impacto ambiental por barril de petróleo extraído.• Eliminar el uso de Diésel y reducir el uso de Crudo para la Generación Eléctrica.• Desarrollardeunsistemadedistribución/transmisiónrobusto,conelfindepoder

llevar energía de menor costo e impacto al ambiente a los diferentes usuarios.• Interconectar el Sistema Eléctrico Petrolero al SNI (abastecido en su mayoría por

centraleshidroeléctricas);afindesuministrarenergíaeléctricaaoperadoraspetro-lerasycomunidadeseneláreadeinfluenciadirecta.

• Entre el 2009 y 2017 se han reducido 1´099.937,65 toneladas de CO2 lo que equi-vale a retirar de circulación 234.166 vehículos. En 2017 se ha evitado la emisión de 162,425 toneladas de CO2

• Permitió al país ahorrar US$ 724,2 millones.CONSUMO DE COMBUSTIBLE 2017

7.019

6.342

6.770

6.056 6.358 6.256 6.193 6.068

5.818 5.760

5.072 5.350

$11,83 $11,09

$12,31

$10,60 $10,88 $10,49

$9,91 $9,78 $9,65 $9,87 $9,58 $10,26

$-‐

$2

$4

$6

$8

$10

$12

$14

$16

$18

$20

-‐

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

Jan-‐17 Feb-‐17 Mar-‐17 Apr-‐17 May-‐17 Jun-‐17 Jul-‐17 Aug-‐17 Sep-‐17 Oct-‐17 Nov-‐17 Dec-‐17

Mill

ones

Mile

s de

galo

nes m

es

CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR MES EN GALONES Y USD $

GALONES MES COSTO MES


27

RENEGOCIACIÓN CONTRATOS

5 Renegociación Contrato de Servicios Específicos Integrados con Consorcio Shushufindi• Se redujo la tarifa de $29.85 USD a $19.50 USD para entre octubre de 2017 y 31

de marzo de 2018. A partir de dicha fecha, se aplica el siguiente esquema de tarifa variable:

• Se obtiene un valor presente neto para el Estado de $1,068 MM USD, a la vez que se obtienen ahorros por $750 MM USD en pago de tarifas.

• Se comprometen nuevas actividades de inversión, valoradas en $ 773.49 MM USD para el periodo 2018 – 2022, que permitirán recuperar 45.52 MMBBS adicionales en producción incremental en el campo Shushufindi Aguarico.


RENEGOCIACIÓN CONTRATO DE SERVICIOS ESPECÍFICOS INTEGRADOS CON CONSORCIO SHUSHUFINDI

Beneficios : Se redujo la tarifa de $29.85 USD a $19.50 USD

para entre octubre de 2017 y 31 de marzo de 2018. A partir de dicha fecha, se aplica el siguiente esquema de tarifa variable:

Se obtiene un valor presente neto para el Estado de $1,068 MM USD, a la vez que se obtienen ahorros por $750 MM USD en pago de tarifas.

Se comprometen nuevas actividades de inversión, valoradas en $ 773.49 MM USD para el periodo 2018 – 2022, que permitirán recuperar 45.52 MMBBS adicionales en producción incremental en el campo Shushufindi Aguarico.

Gráfico No. 17 Renegociación Contrato de Servicios Específicos Integrados con Consorcio Shushufindi

26


28

Renegociación Contrato de Servicios Específicos Integrados con Consorcio Pardaliservices• Se redujo la tarifa de $29.85 USD a $19.50 USD para entre octubre de 2017 y 31

de marzo de 2018. A partir de dicha fecha, se aplica el siguiente esquema de tarifa variable:

• Se obtiene un valor presente neto para el Estado de $1,068 MM USD, a la vez que se obtienen ahorros por $750 MM USD en pago de tarifas.

• Se comprometen nuevas actividades de inversión, valoradas en $ 773.49 MM USD para el periodo 2018 – 2022, que permitirán recuperar 45.52 MMBBS adicionales en producción incremental en el campo Shushufindi Aguarico.


RENEGOCIACIÓN CONTRATO DE SERVICIOS ESPECÍFICOS INTEGRADOS CON CONSORCIO PARDALISERVICES

Beneficios : Se redujo la tarifa de US$ 38.54 a US$ 25.50

para entre octubre de 2017 y 31 de marzo de 2018. A partir del 1ero de abril en adelante, se aplica el siguiente esquema de tarifa variable:

Se obtiene un valor presente neto para el Estado

de $246.04 MM USD y una Renta Petrolera mayor del 90%.

Se comprometen nuevas actividades de inversión, valoradas en $157.6 MM USD para el periodo 2018 – 2030, que permitirán recuperar 8.01 MMBBS adicionales en producción incremental en el campo Atacapi – Libertador.

Gráfico No. 18 Renegociación Contrato de Servicios Específicos Integrados con Consorcio Pardaliservices

Fortalecimiento Amazonía Viva 6

29


30 31

El Proyecto Amazonía Viva cumplió un hito histórico de remediación ambiental en el Ecuador al alcanzar el volumen de un millón de metros cúbicos de suelo remediado, lo cual constituye un récord en beneficio de las comunidades amazónicas.

Amazonía Viva es un proyecto de Petroama-zonas EP encargado de la limpieza y reme-diación de pasivos ambientales preexisten-tes a la operación de la empresa estatal en la región amazónica, lo cual restituye, para las comunidades, el derecho a vivir en un territorio libre de contaminación e interviene

en áreas para su uso agrícola, industrial y reconformación de la naturaleza.

Autoridades nacionales y locales de la región amazónica recorrieron los frentes de trabajo del proyecto ambiental y efectuaron un acto de reconocimiento del logro alcanzado. el Ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez; el Presidente de la Empresa Coordinadora de Empresas Públicas, Edisson Garzón, la Go-bernadora de Sucumbíos, Yessenia Rojas, junto con los representantes de las comuni-dades beneficiarias, participaron en el acto en el Campamento Guarumo, del Bloque 57

Facilidades del Bloque 43, provincia de Orellana.

Proyecto Amazonía Viva, de Petroamazonas EP, alcanza un millón de metros cúbicos de suelo remediado

Amazonía refleja sus logros con los siguien-tes resultados:

• 1´000.000 metros cúbicos de suelo re-mediado

• 709 Fuentes de Contaminación elimina-das en Orellana y Sucumbíos

• 35. 914 barriles de crudo recuperados

Amazonía Viva trabaja en siete áreas ubica-das en las provincias de Orellana y Sucum-bíos en beneficio a 89 comunidades ubica-das en su zona de intervención. Su nómina incluye a 1.565 trabajadores de la localidad, que constituyen más del 90% de los traba-jadores del proyecto, con una influencia po-sitiva en la economía familiar de la región.

La inversión social de Amazonía Viva supera los USD 15,6 millones, en aspectos como la vinculación de mano de obra local, adquisi-ción de servicios y compra de insumos en las localidades de trabajo del proyecto.

Petroamazonas EP tiene en su operación 21 bloques ubicados en la Amazonía y el

Litoral ecuatoriano. Trabaja mediante su Programa de Relaciones Comunitarias con 346 comunidades ubicadas en su zona de influencia en actividades de Salud Comuni-taria, Infraestructura, Derechos Humanos, Proyectos Productivos y Educación.

La política empresarial de adquirir servicios y bienes locales, se refleja en la evolución de estos indicadores desde 2016, como la contratación de alimentación, limpieza, transporte, confección de ropa de trabajo y bienes e insumos, que totalizan en 2017 la inversión de USD 39,91 millones y que pro-yecta para 2018 una inversión directa en la región amazónica USD 49,5 millones.En el rubro de servicios de alimentación la empresa invierte en 2017 un total de USD 9,4 millones a empresas formadas de las asociaciones comunitarias de la zonas de influencia; en cuanto a transporte terrestre y fluvial, se invierten en este año USD 4,4 millones a empresas comunitarias y en la confección de ropa de trabajo, la estatal ha invertido USD 4,8 millones en este año.

Inversión Social año 2017

FORTALECIMIENTO DEL PROYECTO AMAZONÍA VIVA


EJECUTADO Indicadores de

Gestión 2014 2015 2016 2017 TOTAL

Número de fuentes de contaminación eliminadas

181 148 191 189 709

m3 de suelo remediado 207.506,71 161.209,51 364.240,60 267.043,18 1.000.000

Barriles de crudo recuperados

20.152.39* (*incluye 2013)

8.251,53 4.959,43 2.551,60 35.914.95


1565 personas contratadas de las provincias de Sucumbíos y Orellana y 89 comunidades beneficiadas a través de la entrega de territorios libres de contaminación.

% Ejecución eliminación fuentes de contaminación: 100 % % Ejecución remediación de suelo contaminado: 100 %

Costo Total: US$ 226,06 MM Inversión Social: US$ 23,98 MM Ejecutado al 2017: US$ 99,18 MM (CAPEX + OPEX)

69.35%

30.65% SUCUMBIOS

ORELLANA

Gráfico No. 19 Inversión Social año 2017



32

Indicadores de Gestión FORTALECIMIENTO DEL PROYECTO AMAZONÍA VIVA


EJECUTADO Indicadores de

Gestión 2014 2015 2016 2017 TOTAL

Número de fuentes de contaminación eliminadas

181 148 191 189 709

m3 de suelo remediado 207.506,71 161.209,51 364.240,60 267.043,18 1.000.000

Barriles de crudo recuperados

20.152.39* (*incluye 2013)

8.251,53 4.959,43 2.551,60 35.914.95



% Ejecución eliminación fuentes de contaminación: 100 % % Ejecución remediación de suelo contaminado: 100 %

Costo Total: US$ 226,06 MM Inversión Social: US$ 23,98 MM Ejecutado al 2017: US$ 99,18 MM (CAPEX + OPEX)

69.35%

30.65% SUCUMBIOS

ORELLANA

Gráfico No. 20 Indicadores de Gestión

Costo Total: US$ 226,06 MMInversión Social: US$ 23,98 MMEjecutado al 2017: US$ 95,080 MM (CAPEX + OPEX)

Gestión social 7

33


34 35

Obras de compensación socialPetroamazonas EP destina recursos de compensación social en obras que benefi-cian a las comunidades de la zona de in-fluencia, cuya planificación y ejecución son resultado de un trabajo conjunto y participa-

tivo. El enfoque de estas obras es la restitu-ción de derechos, impulsando el desarrollo local y potenciando las capacidades de las comunidades con obras que mantendrán sus beneficios a largo plazo.

51 PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA COMUNITARIA5,4 MILLONES DE INVERSIÓN

100% EJECUTADO CON PROVEEDORES Y MANO DE OBRA

Brigadas médicas Petroamazonas por ti y Petroamazonas te acompaña

35

En conjunto con el Ministerio de Salud Pública, Petroamazonas EP presenta un proyecto de salud comunitaria que lleva a comunidades de difícil acceso geográfico brigadas de salud primaria, donde se atien-

de a los ciudadanos en medicina general, odontología, farmacia, vacunación y charlas de prevención de enfermedades tropicales.Durante el 2017 se atendieron 24.901 per-sonas en 51 brigadas médicas.

En el 2017 se ha realizado el levanta-miento de información de 250 perso-nas con discapacidad.Desde enero 2018 a se han entrega-do ayudas técnicas, como sillas de ruedas, colchones, bastones, entre otros, a 26 personas

PETROAMAZONAS POR TI

PETROAMAZONAS TE ACOMPAÑA

GESTIÓN SOCIAL - BRIGADAS MÉDICAS PETROAMAZONAS POR TI Y PETROAMAZONAS TE ACOMPAÑA


51 BRIGADAS MÉDICAS “PETROAMAZONAS POR TI”

24,901 PERSONAS ATENDIDAS BRIGADAS MÉDICAS

En el 2017 se ha realizado el levantamiento de información de 250 personas con discapacidad. Desde enero 2018 a se han entregado ayudas técnicas a 26 personas

PETROAMAZONAS TE ACOMPAÑA

PETROAMAZONAS POR TI

Gráfico No. 21 Brigadas médicas


36

Convenios suscritos con comunidadesGESTIÓN SOCIAL – CONVENIOS SUSCRITOS CON COMUNIDADES


115 Convenios de indemnización; monto invertido USD 749,285 porcentaje de cumplimiento 100%

13 Convenios de compensación social; monto comprometido superior USD 4,465.000

Acuerdos Provincia

Indemnización Compensación Total USD Monto

USD No. acuerdos Monto USD No. acuerdos

Orellana 576,070 74 2,868,424 5 3,444,494 Sucumbíos 173,215 41 1,597,260 8 1,770,475

Total 749,285 115 4,465,684 13 5,214,969

Gráfico No. 22 Convenios suscritos con comunidades

Petroamazonas EP mantiene una opera-ción responsable con las comunidades de lazonadeinfluenciayresponsableconelambiente.

En el 2017 se concretaron 115 convenios

de indemnización por un total de USD 749.205 y se firmaron 13 convenios decompensación social por un monto supe-rior a los USD 4,46 millones. Este accionar da cumplimiento a las normas y leyes vi-gentes en el país.

Optimización de costos 8

37


38 39

Optimización de CostosPetroamazonas EP incorpora a sus políticas de gestión, la optimización de los recur-sos, para lo cual desde el año 2016 viene implementando procesos de mejora en su

ejecución presupuestaria, aumentando de manera importante los niveles de eficiencia de toda la operación con racionalidad de los recursos que van al gasto empresarial.

Reducción de la Ejecución Presupuestaria#¡REF! #¡REF!

Año Valor MM Producción2014 4,735 443,019 2,063 2015 3,392 431,346

2016 3,208 441,047 2017 2,672 425,000

Total:

$4,735

$3,392$3,208

$2,672

(500)

500

1,500

2,500

3,500

4,500

5,500

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

dóla

res

Reducción de 2063

Gráfico No. 23 Reducción de la Ejecución Presupuestaria

Principales Ahorros Capex

Gráfico No. 24 Ahorros perforación

PERFORACIÓN

#¡REF! #¡REF!Año Valor MM #¡REF!

2014 1,211 2015 582

2016 100 2017 149.13 98.49 dpende si ingresa Tambococha y Tiputini 2

CAPEX: PERFORACIÓN

1,210.60

581.96

100.04149.13

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

Reducción de 1.061,47


40 41

Principales Ahorros Opex

Gráfico No. 25 Ahorros facilidades

Gráfico No. 26 Ahorros WO CAPEX

Gráfico No. 27 Ahorros WO OPEX

FACILIDADES

WO OPEX


2014 401 2015 212

2016 17 2017 31.28

CAPEX: Facilidades

400.60

211.69

17.00 31.28

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD


2014 77 2015 32

2016 31 2017 39

CAPEX: Reacondicionamiento Capex

76.58

32.13 31.2538.51

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

Reacondicionamiento Opex01-2017-07-2017 7

Año Valor MM itt sacha Jul-172014 241 proy 20172015 133 itt 5.13

2016 107 0.441 3.833 sacha 14.01 2017 112 2.849 7.78 71.207 total 19.14

OPEX: REACONDICIOMIENTO DE POZOS

241.00

133.00

107.29 111.70

0

50

100

150

200

250

300

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

19 MM de ITT y Sacha

Gráfico No. 28 Ahorros Ingeniería de operaciones

Gráfico No. 29 Ahorros renta campers

Gráfico No. 30 Ahorros renta camionetas

INGENIERÍA DE OPERACIONES

RENTA CAMPERS

RENTA CAMIONETAS

#¡REF! #¡REF!Año Valor MM itt sacha #¡REF!

2014 104 proy 20172015 73 itt #¡REF!

2016 38 0.000 3.490 sacha #¡REF!2017 40 0.235 2.745 23.092 total #¡REF!

OPEX: INGENIERIA DE OPERACIONES40135755.5

103.80

73.09

37.81 40.14

0

20

40

60

80

100

120

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

4.7 MM de ITT y Sacha

ceco subcuenta#¡REF! #¡REF! 5316 8706

Año Valor MM itt sacha #¡REF!2014 6.00 proy 20172015 10.00 itt #¡REF!

2016 2.96 0.000 0.000 sacha #¡REF!2017 1.5 0.012 - 1.650 total #¡REF!

OPEX: RENTA DE CAMPERS

1,507,764.63

6.00

10.00

2.96

1.51

-

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

ceco subcuenta#¡REF! #¡REF! 5316 8701

Año Valor MM itt sacha #¡REF!2014 5.06 2015 6.32

2016 1.34 0.000 0.0002017 0.0 0 0 (0.000)

OPEX: RENTA DE VEHÍCULOS

Ahorros 2015 vs. 2016 US$ 3 MILLONES (125.40)

5.06

6.32

1.34

0.00 -

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

Reducción de 369.32

Reducción de 4.49

Reducción de 38.07

Reducción de 5.06

Reducción de 129,30

Reducción de 63,66


42 43

Gráfico No. 31 Ahorros horas extras

Gráfico No. 32 Ahorros seguridad

HORAS EXTRAS

SEGURIDAD

8.14

6.84

4.13 3.63

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

Año GASTO 5314 25,536,912.45 43,094,550.252014 $ 33,349,731.94 90162015 $ 32,310,242.44 2016 $ 24,121,151.71 2017 $ 9,250,320.36

Año Gasto2014 33,349,731.942015 32,310,242.442016 24,121,151.712017 20,067,053.27

2017 *Junio 20,636,705.00

33 32

24

20

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2014 2015 2016 2017

Mill

ones

de

USD

Gasto de Seguridad(MM USD)

Gráfico No. 33 Ahorros capacitación

CAPACITACIÓN

PROCESOS MEJORARON LOS NIVELES DE EFICIENCIA DE PETROAMAZONAS EP

FUENTE: PETROAMAZONAS EP Nota: Valor proyectado al cierre del 2017

Principales Ahorros Opex HORAS EXTRAS

SEGURIDAD

VIÁTICOS

CAPACITACIÓN

8.14 6.84

4.13 3.90

0.00

5.00

10.00

2014 2015 2016 Proy. 2017

Mill

ones

de

USD

33 32 24 23

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

2014 2015 2016 Proy. 2017

Mill

ones

de

USD

277

90 52 34

0.00

100.00

200.00

300.00

2014 2015 2016 Proy. 2017

Mile

s de

USD

2,410

723

133 0 0.00

1,000.00

2,000.00

2014 2015 2016 Proy. 2017

Mile

s de

USD

$793.66

$248.83

$45.64 $98.98

$-

$100.00

$200.00

$300.00

$400.00

$500.00

$600.00

$700.00

$800.00

$900.00

2014 2015 2016 2017

MIL

LON

ES

REDUCCIÓN DEL 82% 2016 vs.

2015

Gráfico No. 34 Histórico compra de bienes

HISTÓRICO COMPRA DE BIENES

CERTIFICACIONESEn 2017 PETROAMAZONAS EP obtuvo recertificacionesISO9001enprocesosdeIngeniería, Construcción y Mantenimiento. ISO 14001 y OHSAS 18001 en Explora-ción, Producción y Transporte de hidro-

carburos en los Bloques 12, 15, 18, 21, 31, 43, Plataformas Oso A, B y G del Bloque 7, Oleoducto Edén Yuturi – Lago Agrio y soportedelasoficinasadministrativasdeQuito.

• Compra de bienes sin considerar la compra de Combustible a Petroecuador.• Año 2017 se ha realizado adquisiciones por 14MM para proyectos en el ITT y 15 MM en Tubing para la Operación.

Reducción de 4.51

Reducción de 13

Reducción de 2,410

2017


45

9 TALENTO HUMANO Inclusión laboral en las empresas de hidrocarburos de

trabajadores con discapacidad (Petroamazonas EP).

Número de funcionarios con discapacidad que laboran en el sector hidrocarburos

INCLUSIÓN LABORAL EN LAS EMPRESAS DE HIDROCARBUROS DE TRABAJADORES CON DISCAPACIDAD (PETROAMAZONAS EP).


ACTIVIDADES 2009 A 2017

1. Inserción laboral de personas con algún grado de discapacidad, en empresas públicas y privadas, en las provincias de operación del proyecto SIL

14,917

2. Realización de ferias laborales para promover el encuentro de empresas y trabajadores con algún tipo de discapacidad

683

3. Personas orientadas sobre los servicios y beneficios del Proyecto SIL 43,964

4. Realización de charlas de sensibilización en empresas 3,663

5. Personas capacitadas (beneficiarios del SIL) para mejorar su perfil profesional 78,108

6. Terapias psicológicas a beneficiarios del Proyecto SIL y sus familiares 6,649

Áreas administrativas / Operativas117 Sustitutos 62 Proyecto SIL 111 Total personal con discapacidad290

117

62

111

290

-‐

50

100

150

200

250

300

350

Áreas administra5vas / Opera5vas

Sus5tutos Proyecto SIL Total personal con discapacidad

Tabla No. 3 Inclusión laboral

Gráfico No. 35 Inclusión Laboral

44


46

Convenios marco de cooperación con universidades y escuelas politécnicas:

CONVENIOS MARCO DE COOPERACIÓN CON UNIVERSIDADES Y ESCUELAS POLITÉCNICAS:

94 estudiantes realizaron practicas pre profesionales de las universidades:

ESPE, UTE, EPN, ESPOL, UCE. 93 Trabajos de tesis aprobados 298 servidores capacitados por

universidades


Gráfico No. 36 Convenios

SEGURIDAD INDUSTRIAL SALUD OCUPACIONAL Y CONTROL AMBIENTAL

10

47


48 49

RecertificaciónISO14001Y OHSAS 18001

Larecertificaciónesunprocesocuyavigenciatieneunaduracióndetresaños,con-formadaporunaauditoríainicialderecertificaciónydosverificacionesdeseguimientoanual.Larecertificaciónsellevóacaboentreel9al13demayode2016,despuésdelacualPetroamazonasEPmantuvolascertificacionesISO14001yOHSAS18001desus Sistemas de Gestión.

En enero de 2017 fueron remitidos a Petroamazonas EP los nuevos certificados ISO14001 y OHSAS 18001 de sus Sistemas de Gestión Ambiental, Salud Ocupacional y Seguridad Industrial, con el siguiente alcance: Actividades de Exploración, Producción y Transporte de petróleo en los Bloques 12, 15, 18, 21, 31, 43, las plataformas Oso A, Oso B y Osos G en el Bloque 7, el oleoducto Edén Yuturi – Lago Agrio, y las actividades administrativas localizadas en Quito.

Permisos Ambientales

La gestión realizada por el departamento de SSA, para el cumplimiento de la legislación ambiental y el normal desarrollo de las actividades se circunscribe al plan operativo empre-sarial; entre enero y diciembre de 2017 se registraron las siguientes aprobaciones:

Tabla No. 4 Permisos Ambientales

Informe de Gestión II Trimestre 2017

Período Enero-Diciembre

2017

Página No. 1 de 12

Fecha de Elaboración Enero – 15 - 2018

La información del presente documento es propiedad exclusiva de Petroamazonas EP y no deberá ser usada para otros propósitos distintos a los especificados.

Permisos Ambientales La gestión realizada por el departamento de SSA, para el cumplimiento de la legislación ambiental y el normal desarrollo de las actividades se circunscribe al plan operativo empresarial; entre enero y diciembre de 2017 se registraron las siguientes aprobaciones:

Tabla N° 1: Permisos Ambientales

PERMISO TOTALPozos licenciados 45Licencias obtenidas 1Conversión de pozos 9

Fuente: Aplicación de Permisos Ambientales -‐ Lotus Elaborado por: Jefatura de Salud, Seguridad y Control Ambiental

Capacitación y Entrenamiento en Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Control Ambiental

Anualmente Petroamazonas EP planifica la capacitación en materia de SSA para su personal en función de los riesgos y aspectos ambientales asociados a sus actividades; la matriz anual de capacitación definida se imparte entre los meses de febrero y noviembre. En el periodo enero a diciembre 2017, se impartieron 47,344 horas hombre de capacitación.

Tabla N° 2: Capacitaciones en SSA

TEMÁTICANo. DE

PARTICIPANTES EJECUTADOS

HORAS HOMBRE

Seguridad, Salud y Ambiente 77,097 47,344

Fuente: Jefatura de Salud, Seguridad y Control Ambiental Elaborado por: Jefatura de Salud, Seguridad y Control Ambiental

Entre enero y diciembre del 2017, en la operación se trabajaron un total de 39,326.666 horas – hombre; con este nivel de exposición ocurrieron un total de 66 accidentes registrables, involucrando a PAM EP y sus Contratistas. El índice de accidentabilidad alcanzado fue de 0.34.

Capacitación y Entrenamiento en Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Control Ambiental

Índice de Accidentabilidad

Monitoreo ambiental

Tabla No. 6 Monitoreos Ambientales

Tabla No. 5 Capacitaciones en SSA

TEMÁTICA HORAS-‐HOMBRESeguridad Industrial 75.560Salud Ocupacional 26.551Control Ambiental 18.183TOTAL 120.294

Informe de Gestión II Trimestre 2017

Período Enero-Diciembre

2017

Página No. 6 de 12

Fecha de Elaboración Enero – 15 - 2018

La información del presente documento es propiedad exclusiva de Petroamazonas EP y no deberá ser usada para otros propósitos distintos a los especificados.

Tabla N° 7: Monitoreos Ambientales

NÚMERO DE MONITOREOS AMBIENTALES

EJECUTADOS

Emisiones 1,567

Calidad del aire 141

Ruido 264

Descargas y cuerpos hídricos 5,147

Lodos 356

TOTAL 7,475

Fuente: Jefatura de Salud, Seguridad y Control Ambiental Elaborado por: Jefatura de Salud, Seguridad y Control Ambiental

Los monitoreos previstos para un determinado periodo se determinan en función de la situación de un determinado campo a la fecha de la planificación contractual y los datos históricos. Es importante indicar que la ejecución del monitoreo es variable y dependiente de la condición operativa en campo, como por ejemplo:

-‐ Grupos motor-‐generador que están en stand by o mantenimiento, razón por la cual no se efectúa el monitoreo de emisiones y desafectación de equipos debido a la interconexión de las instalaciones al SEIP.

-‐ Puntos de descarga sin presencia de aguas lluvia o de escorrentía, debido a la variabilidad climática.

-‐ Variación en las actividades de perforación, asociada con el muestreo de lodos. -‐ Atención de requerimientos de la Autoridad Ambiental de Control, respecto de

monitoreos de suelos y agua. -‐ Los monitoreos, según su frecuencia, son contabilizados cuando son revisados,

validados y reportados a la autoridad de control; en el caso de emisiones, varios puntos constarán en el reporte del trimestre siguiente.

-‐ La mayor parte de los monitoreos de calidad de aire y ruido son planificados el segundo semestre del año.

INFORME DE GESTIÓN 2017

52petroamazonas_epPetroamazonas EP Petroamazonas EP@PetroamazonasEP

#DesarrolloResponsable

Gerencial REPORTE 2017€¦ · Presentación4 1. Evolución del presupuesto Operativo 7 2....

Documents

Transcript of Gerencial REPORTE 2017€¦ · Presentación4 1. Evolución del presupuesto Operativo 7 2....