Resolución 324/2006
Establécese que las
empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de
hidrocarburos deberán presentar en forma anual la información sobre las
Reservas Comprobadas, No Comprobadas y Recursos de hidrocarburos líquidos y
gaseosos correspondientes a las áreas de las cuales sean titulares, la que
deberá estar certificada por auditores externos a dichas empresas. Créase el
Registro de Profesionales, Empresas y Entidades Certificadoras de Reservas y
Recursos de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos, que funcionará en el ámbito de
la Subsecretaría de Combustibles.
Bs. As., 16/3/2006
VISTO el Expediente Nº
S01:0048614/2006, del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y
SERVICIOS, y
CONSIDERANDO:
Que mediante la Resolución
Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del
MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, se reglamentó la
presentación por parte de los permisionarios de exploración y concesionarios de
explotación de hidrocarburos de las reservas de petróleo crudo y gas existentes
en los yacimientos que operan por sí o por terceros.
Que la correcta y oportuna
información de los datos relativos a las reservas y recursos de los
hidrocarburos existentes en el país, constituyen un elemento básico y
primordial para el cumplimiento de las funciones de contralor y fiscalización a
cargo de la SECRETARIA DE ENERGIA, facilitando las evaluaciones y estudios
necesarios a fin de verificar la explotación eficaz y racional de los
yacimientos.
Que la referida
información resulta también de fundamental importancia para las provincias en
cuyos territorios se encuentran tales reservas y recursos, en función de lo
establecido en el Artículo 124 de la CONSTITUCION NACIONAL.
Que la experiencia
recogida desde el dictado de la citada resolución, aconseja incorporar en las
respectivas declaraciones, a las Reservas Posibles y a los Recursos de
hidrocarburos líquidos y gaseosos, a efectos de contar con la información
integral de todos los datos disponibles en la materia, con miras a que dicha
riqueza potencial pueda ser clasificada en un futuro tanto por el actual
permisionario o concesionario, como por quienes eventualmente lo sucedan en el
futuro.
Que asimismo, corresponde
revisar las definiciones y términos contenidos en el Anexo I de la Resolución
Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, con la finalidad
de incorporar los nuevos conceptos existentes en materia de reservas
hidrocarburíferas aceptados internacionalmente.
Que en atención a las diferencias
observadas entre las reservas declaradas directamente por las compañías del
sector y las certificadas por auditores externos, se estima procedente
incorporar a esta última modalidad de información con carácter permanente,
reduciendo su periodicidad de DOS (2) años a UN (1) año.
Que a tales efectos, se
hace necesario crear un registro de profesionales, entidades y empresas
auditoras externas, de las reservas y recursos de los hidrocarburos existentes
en las distintas áreas del país.
Que las facultades de
inspección y fiscalización que detenta la SECRETARIA DE ENERGIA en su carácter
de Autoridad de Aplicación de la Ley Nº 17.319, la habilitan a efectuar por sí
o a través de entidades idóneas, la certificación de las reservas y recursos
correspondientes.
Que la DIRECCION GENERAL
DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION ha tomado la
intervención que le compete, de conformidad con lo establecido en el Artículo
9º del Decreto Nº 1142 del 26 de noviembre de 2003.
Que el presente acto se
dicta en uso de las facultades emergentes de lo dispuesto en los Artículos 70,
75, 78 y 97 de la Ley Nº 17.319.
Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1º — Las empresas
permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos
deberán presentar en forma anual, la información correspondiente a las RESERVAS
COMPROBADAS, NO COMPROBADAS y RECURSOS de hidrocarburos líquidos y gaseosos
correspondientes a las áreas de las cuales sean titulares, la que deberá estar
certificada por auditores externos a dichas empresas.
Las presentaciones se
efectuarán, conforme con lo establecido en la Resolución Nº 319 del 18 de
octubre de 1993 de la SECRETARIA DE ENERGIA dependiente del MINISTERIO DE
ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, en las planillas 8 y 9 con las
modificaciones obrantes en el Anexo II de la presente resolución, acompañando a
esa presentación el Informe suscripto por el profesional, empresa o entidad
certificadora, el que incluirá las metodologías de cálculo empleadas.
Art. 2º — Apruébase la
clasificación, definiciones, metodologías de cálculo y demás requisitos que
deberán observarse con motivo de la presentación de las reservas y recursos de
hidrocarburos líquidos y gaseosos a que se refiere el artículo anterior, que se
adjuntan como Anexo I-A de la presente resolución.
Art. 3º — Créase el
REGISTRO DE PROFESIONALES, EMPRESAS Y ENTIDADES CERTIFICADORAS DE RESERVAS Y
RECURSOS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS, el que funcionará en el ámbito
de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES de la SECRETARIA DE ENERGIA, de acuerdo con
lo dispuesto en el Anexo I-B de la presente resolución.
Art. 4º — Facúltase a la
SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES de la SECRETARIA DE ENERGIA, a dictar las normas
complementarias y aclaratorias que resultaran necesarias para el efectivo
cumplimiento de la presente resolución, como asimismo para incorporar los
cambios que se registren en las tecnologías, definiciones y demás criterios
propios correspondientes a la evaluación de las reservas y recursos de
hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Art. 5º — Derógase la
Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA,
dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS.
Art. 6º — La presente
resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín
Oficial.
Art. 7º — Comuníquese,
publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. —
Daniel Cameron.
ANEXO I-A
I) DEFINICIONES Y
CLASIFICACION DE RESERVAS Y RECURSOS:
Las definiciones que se
detallan a continuación son el resultado de la unificación de criterios
aprobados en marzo de 1997 por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC
(World Petroleum Congress), y a partir de febrero de 2000 se agrega la
definición de Recursos, de acuerdo con la AAPG (American Association of
Petroleum Geologists) y las entidades mencionadas anteriormente, y que han sido
aceptadas internacionalmente.
1. RESERVAS:
Son aquellos volúmenes
estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o
gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y
sustancias asociadas), que se anticipa podrán ser comercialmente recuperados en
un futuro definido de reservorios conocidos, bajo las condiciones económicas,
el régimen legal y las prácticas de producción imperantes a la fecha de esa
estimación.
En relación a las
prácticas de producción, sólo serán considerados en las definiciones y posterior
clasificación, aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos normalmente
producidos a través de pozos y con viscosidad no superior a DIEZ MIL (10.000)
centipoises en las condiciones de presión y temperatura originales del
yacimiento.
Todas las estimaciones de
reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que depende principalmente
de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería disponibles al
momento de efectuar la estimación, y de la interpretación de esos datos.
El grado de incertidumbre
relativo puede ser acotado clasificando las reservas como COMPROBADAS y NO
COMPROBADAS.
Las reservas NO
COMPROBADAS tienen menor certeza en la recuperación que las RESERVAS
COMPROBADAS y pueden además clasificarse en RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES,
denotando progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la
recuperación de las mismas.
Las reservas no incluyen
los volúmenes de hidrocarburos líquidos o gaseosos mantenidos en inventarios, y
si fuera necesario pueden reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para
los informes financieros.
Las reservas pueden ser
producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de
recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos
los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran
las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final.
Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de
agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de
desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada
pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la
industria del petróleo evolucione.
2. RESERVAS COMPROBADAS:
Las RESERVAS COMPROBADAS o
PROBADAS son aquellas reservas de hidrocarburos que de acuerdo al análisis de
datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza
sobre la base de ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a
partir de una fecha dada.
La estimación de las
reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre.
El método de estimación es
llamado determinístico si se obtiene un solo valor de reservas basado en el
conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos.
Con el término
"razonable certeza", se intenta expresar el alto grado de
confiabilidad que tienen los volúmenes a ser recuperados si se usa el método
determinístico.
Cuando son empleados
métodos de estimación probabilísticos, donde el conocimiento geológico y de
ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de
estimaciones de reservas y sus probabilidades asociadas, debe haber por lo
menos un NOVENTA POR CIENTO (90%) de probabilidades de que las cantidades a ser
recuperadas igualarán o excederán la estimación.
En general, las reservas
son consideradas comprobadas cuando la productividad comercial del reservorio
se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación. En este
contexto, el término "comprobadas" se refiere a las cantidades reales
de reservas de hidrocarburos y no sólo a la productividad del pozo o del
reservorio.
En ciertos casos, el
número correspondiente a RESERVAS COMPROBADAS puede asignarse sobre la base de
estudios de pozos y/o análisis que indican que el reservorio es análogo a otros
reservorios en la misma área que están produciendo, o han probado la
posibilidad de producir, en las pruebas de formación.
Las reservas pueden ser
clasificadas como comprobadas si los medios para procesar y transportar las
reservas para ser comercializadas están en operación a la fecha de evaluación,
o si existe una razonable expectativa que dichos medios serán instalados en un
futuro inmediato.
El establecimiento de
condiciones económicas actuales debe incluir precios históricos del petróleo y
los costos asociados, y pueden involucrar un promedio para determinado período
que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas,
obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones
existentes a la fecha de certificación de las reservas.
Las RESERVAS COMPROBADAS
pueden ser clasificadas en: DESARROLLADAS y NO DESARROLLADAS.
3. RESERVAS COMPROBADAS
DESARROLLADAS:
Son las reservas
comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante la existencia a la
fecha de su evaluación de:
a) Pozos perforados.
b) Instalaciones y métodos
de operación en funcionamiento.
c) Métodos de recuperación
mejorada, siempre que el correspondiente proyecto de recuperación mejorada esté
instalado y en operación.
4. RESERVAS COMPROBADAS NO
DESARROLLADAS:
Son las reservas
comprobadas que se estima podrán ser producidas, mediante:
a) Pozos a ser perforados
en el futuro en áreas comprobadas.
b) Profundización de pozos
existentes a otros reservorios comprobados.
c) Intervención de pozos
existentes o la instalación de medios de transporte, que impliquen grandes
costos o inversiones.
d) Apertura de niveles
colaterales comprobados en pozos ya existentes.
e) Un proyecto de
recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza, o que esté
operando favorablemente en un área cercana con similares propiedades
petrofísicas y de fluidos, que proporcionen soporte para el análisis sobre el
cual está basado el proyecto y es razonablemente cierto que el mismo será
ejecutado.
5. RESERVAS NO
COMPROBADAS:
LAS RESERVAS NO
COMPROBADAS son aquellas basadas en datos geológicos y de ingeniería
disponibles, similares a los usados en la estimación de las reservas comprobadas,
pero las mayores incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de
regulación, hacen que estas reservas no sean clasificadas como comprobadas.
LAS RESERVAS NO
COMPROBADAS pueden estimarse asumiendo condiciones económicas futuras diferentes
de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. El efecto de
posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y los desarrollos
tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a
las categorías "PROBABLES" y "POSIBLES".
Las RESERVAS NO
COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES.
En virtud de los
diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO COMPROBADAS no deberían
ser sumadas directamente a las RESERVAS COMPROBADAS. El agregado de diferentes
clases de reservas es sólo aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido
apropiadamente descontada para los diferentes niveles de incertidumbre.
6. RESERVAS PROBABLES:
Las RESERVAS PROBABLES son
aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que sobre la base del análisis de los datos
geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las RESERVAS
COMPROBADAS, y que es más probable que sean producidas a que no lo sean.
En este contexto, cuando
se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término
"probable" implica que debe haber por lo menos el CINCUENTA POR
CIENTO (50%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la
suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES.
Por lo tanto, se entiende
que las RESERVAS PROBABLES están comprendidas dentro del rango de
probabilidades del CINCUENTA POR CIENTO (50%) al NOVENTA POR CIENTO (90%).
7. RESERVAS POSIBLES:
Las RESERVAS POSIBLES son
aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que del análisis de los datos geológicos y de
ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables
que las RESERVAS PROBABLES.
En este contexto, cuando
se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "posible"
implica que debe haber por lo menos el DIEZ POR CIENTO (10%) de probabilidad
que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS
COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES más las RESERVAS POSIBLES.
Por lo tanto, se entiende
que las RESERVAS POSIBLES están comprendidas dentro del rango de probabilidades
del DIEZ POR CIENTO (10%) al CINCUENTA POR CIENTO (50%)
8. RECURSOS:
RECURSOS son todas las
cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos o de ambos,
contenidos naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y
utilizados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la
evaluación.
Por lo tanto, para ser
considerados, es un requisito que no exista en el momento del análisis
viabilidad económica o comercialidad de la explotación. De tal forma, los
hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción antieconómica
o por falta de mercado, son RECURSOS.
En el futuro, estos
RECURSOS pueden volverse recuperables si las circunstancias económicas y/ o
comerciales cambian, o si se producen desarrollos tecnológicos apropiados, o
son adquiridos datos adicionales.
9. OBSERVACIONES:
La intención de la SPE, el
WPC y la AAPG en contar con una clasificación suplementaria a la de RESERVAS
COMPROBADAS, es la de facilitar la consistencia y coherencia entre los
profesionales que utilizan dichos términos.
Las definiciones y
términos aquí vertidos podrán reverse y adecuarse en el futuro, de acuerdo con
los nuevos conceptos y circunstancias imperantes, y que sean reconocidos
internacionalmente por las entidades mencionadas en el párrafo anterior.
II) METODOLOGIAS DE
CALCULO:
1. La información sobre
RESERVAS y RECURSOS debe ser estimada a partir de métodos geológicos y de
ingeniería que sean técnica y científicamente aceptables. Al realizar esta
tarea, el auditor deberá determinar el o los métodos que correspondan, teniendo
en cuenta:
a) La suficiencia y
confiabilidad de los datos.
b) La etapa de desarrollo
del yacimiento.
c) La tendencia histórica
de la producción, si existe.
d) La experiencia
existente con respecto al área en cuestión u otras áreas vecinas o de
características semejantes.
2. Las empresas deberán
incluir además de los resultados obtenidos por el auditor, las premisas que se
tomaron en cuenta en su elaboración, la metodología empleada en el cálculo de
las reservas y recursos de hidrocarburos como mejor estimación de los mismos y
las fuentes de dónde se adquirieron los datos utilizados. A tal fin, la Autoridad
de Aplicación acepta el empleo de una o varias metodologías reconocidas
internacionalmente y que se detallan a continuación:
a) Cálculo Volumétrico.
b) Balance de Materiales.
c) Análisis de las Curvas
de Declinación.
d) Simulación Numérica de
Reservorios.
Resulta importante dejar
aclarado que no obstante lo expresado, los certificadores podrán adoptar otras
metodologías que pudieran adaptarse mejor, técnica y económicamente, a las
características de cada yacimiento o reservorio de que se trate, para lo cual
deberá contar con el consentimiento escrito de la Autoridad de Aplicación.
3. El término "mejor
estimación" se usa como una expresión genérica para la evaluación que se
considera más certera del volumen de hidrocarburos que será recuperado del
yacimiento entre la fecha de la estimación y hasta el fin de la concesión y de
la vida útil del yacimiento.
4. Las reservas y los
recursos de gas certificados comprenderán al gas no asociado y al gas asociado,
incluyendo el disuelto en el petróleo y no deberán ser disminuidos por los
volúmenes de condensados o gasolinas naturales a recuperar mediante
instalaciones convencionales de separación en el yacimiento, como tampoco por
los volúmenes de condensados, gases licuados del petróleo (GLP) y los gases
naturales licuados (GNL) extraídos mediante plantas de procesamiento.
5. Los volúmenes estimados
de condensados o gasolinas naturales recuperables mediante instalaciones
convencionales de separación en el yacimiento no deberán ser sumados a las
reservas comprobadas de petróleo.
III) NORMAS
COMPLEMENTARIAS
1. En su presentación
anual, a efectuarse hasta el 31 de marzo del año siguiente al que se certifica,
los permisionarios y concesionarios deberán incluir las RESERVAS COMPROBADAS,
PROBABLES Y POSIBLES y los RECURSOS de petróleo crudo y gas natural, según
corresponda, tanto hasta el final del período de cada concesión, como hasta el
final de la vida útil de cada yacimiento.
Las presentaciones de
reservas y recursos correspondientes al año 2005 se ajustarán a lo dispuesto en
el párrafo anterior, disponiendo de un plazo adicional de NOVENTA (90) días
corridos, a contar del 1º de abril de 2006, para presentar la certificación
correspondiente por auditor externo.
2. Dichas presentaciones
deberán incluir las evaluaciones económicas que respaldan a las cifras de las
RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES que se certifiquen, figurando en
tablas las siguientes estimaciones: producción de hidrocarburos; ingresos;
inversiones y costos asociados tales como los operativos, por transporte,
regalías y retenciones si los hubiera, antes de impuestos; los correspondientes
flujos de cajas anuales y acumulados. Deberá indicarse además, el precio del
hidrocarburo cuya reserva se estima, que ha sido considerado en los cálculos
respectivos.
3. Las certificaciones
siempre estarán referidas al total del área a evaluar, no importando los
porcentajes de participación de las distintas compañías que puedan ser
titulares de un permiso o concesión, en cuyo caso dichas certificaciones
deberán estar firmadas por todos los titulares del permiso o concesión
correspondiente.
De tratarse de UNIONES
TRANSITORIAS DE EMPRESAS (UTE), las presentaciones podrán estar firmadas por el
Representante Legal de dicha UTE, acompañando el contrato respectivo, en caso
de que no se lo hubiera hecho con anterioridad.
4. Los permisionarios y
concesionarios estarán a cargo de los costos que demande la certificación por
auditores externos, de las reservas y recursos existentes en las áreas de las
cuales sean titulares, y no podrán contratar al mismo auditor externo para realizar
la certificación de reservas y recursos durante DOS (2) años consecutivos, a
partir de las certificaciones de reservas y recursos correspondientes al año
2006.
5. La presentación deberá
efectuarse en el formato de las planillas números 8 y 9 de la Resolución Nº 319
del 21 de octubre de 1993 de la SECRETARIA DE ENERGIA, con las modificaciones
que constan en el Anexo II de la presente resolución, debiéndose acompañar el
Informe elaborado por el auditor externo firmado en todas sus hojas, y en soporte
magnético, donde conste la o las metodologías empleadas para los cálculos y la
evaluación económica de cada categoría de reservas y recursos (exceptuando para
estos últimos la evaluación económica).
6. La Autoridad de
Aplicación podrá por sí o a través de Universidades Nacionales con carreras en
Ingeniería de Petróleos o afines, efectuar certificaciones de reservas y
recursos de cualquier área bajo permiso o concesión cuando lo considere de su
interés, notificando antes del 31 de octubre de cada año al titular del área
respectiva.
Aquellos concesionarios de
explotación que exporten hidrocarburos deberán certificar anualmente las
reservas y recursos de las áreas que exportan, únicamente por Universidades
Nacionales con carreras en Ingeniería de Petróleos o afines. En el caso que la
SECRETARIA DE ENERGIA decidiera auditar alguna de dichas áreas en forma
directa, lo comunicará al titular del área de que se trate antes del 31 de
octubre de cada año.
La SUBSECRETARIA DE
COMBUSTIBLES informará oportunamente a los concesionarios respectivos, la
nómina de las Universidades Nacionales habilitadas a tales efectos.
Cuando las Universidades
Nacionales por cualquier motivo rehusaran realizar la certificación de las
reservas y recursos, las empresas designadas deberán acreditar dicha negativa
ante la Autoridad de Aplicación, antes del 31 de diciembre de cada año,
acompañando constancia firmada por autoridad competente (Rector, Secretario
Académico o Decano de Ingeniería o de carrera afín). En estos casos, la
Autoridad de Aplicación indicará al titular del área el procedimiento a seguir.
En todos los casos, los
costos de la certificación de reservas y recursos efectuadas por Universidades
Nacionales estarán a cargo de los permisionarios y concesionarios, cuya
retribución deberá corresponderse con los valores corrientes de mercado para
este tipo de estudios.
7. Si como consecuencia de
revisiones internas de reservas y recursos los permisionarios y concesionarios
comprobasen que cualquiera de esos valores presentan una variación igual o
mayor al DIEZ POR CIENTO (10%) en relación con los informados en su última
presentación ante la Autoridad de Aplicación, deberán hacerlo conocer a esta
última dentro del plazo de DIEZ (10) días de detectada dicha variación.
Dicha variación sólo
deberá ser declarada cuando haya una reclasificación de reservas y recursos o
nuevos descubrimientos de hidrocarburos, no debiéndose considerar —además—
producciones acumuladas de petróleo y/o gas.
ANEXO I-B
REGISTRO DE PROFESIONALES,
EMPRESAS Y ENTIDADES CERTIFICADORAS DE RESERVAS Y RECURSOS DE HIDROCARBUROS
LIQUIDOS Y GASEOSOS.
1. Los profesionales,
empresas o entidades que aspiren a ser certificadores de reservas y recursos de
hidrocarburos líquidos y gaseosos, deberán inscribirse en el Registro que
habilitará al efecto la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES. Dicha inscripción será
gratuita y podrá efectuarse en cualquier momento del año.
2. La Autoridad de
Aplicación no aceptará como válidas ni representativas las cifras de reservas y
recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos que no se hallaren certificadas
por auditores externos a las empresas permisionarias y concesionarias,
debidamente inscriptos en el presente registro.
3. Para ser habilitados
como certificadores externos, los interesados deberán dar cumplimiento a los
siguientes requerimientos:
Para el auditor
independiente:
a) Acreditar experiencia y
trayectoria en estudios y/o trabajos de geología de explotación y/o ingeniería
de reservorios, con un mínimo de DIEZ (10) años en la materia, haciendo mención
de los trabajos efectuados y/o publicados.
b) El interesado deberá adjuntar
con su solicitud, currículum vitae, fotocopia certificada del o de los títulos
habilitantes, de su documento de identidad y su número de CUIT/CUIL.
c) Constituir domicilio en
la CIUDAD AUTONOMA DE BUENOS AIRES.
Para las empresas o
entidades auditoras:
a) Acreditar solvencia
técnica en trabajos de auditoría o certificación de reservas de hidrocarburos,
haciendo mención de los trabajos efectuados, tanto de carácter nacional como
internacional.
b) Acreditar experiencia y
trayectoria de su personal profesional en tareas de geología de explotación y/o
ingeniería de reservorios, con un mínimo de DIEZ (10) años en la materia,
adjuntando los currículum vitae respectivos.
c) Acreditar amplios
conocimientos de las características geológicas y de reservorios de las cuencas
sedimentarias existentes en el país.
d) Junto con su
presentación las empresas o entidades adjuntarán copia certificada del estatuto
constitutivo de la entidad y de las inscripciones de ley, y de los instrumentos
que acrediten la representación de quien suscribe la solicitud.
e) Las empresas o
entidades auditoras podrán ser de origen nacional o extranjero.
4. La Autoridad de
Aplicación comunicará mediante nota a los postulantes, si su pedido de
inscripción ha sido aceptado o no, sobre la base del análisis de la
documentación que los mismos hayan presentado a fin de acreditar su idoneidad y
responsabilidad.
5. Sin perjuicio de lo
establecido en el Anexo I-A, Apartado III, punto 6, para la certificación de
las reservas y de los recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos existentes
en los yacimientos de los cuales son titulares, los permisionarios y
concesionarios deberán contratar a alguno de los auditores independientes,
empresas o entidades que se encuentren inscriptas en el Registro a que se
refiere el presente Anexo I-B.
6. Los Informes de
reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos presentados por las
empresas permisionarias y concesionarias de la Ley Nº 17.319, tienen carácter
de declaración jurada tanto para dichas empresas como para los auditores
externos que las certifiquen.
Si a criterio de la
Autoridad de Aplicación se constataran anomalías, irregularidades o cualquier
otro tipo de inconsistencias en las certificaciones de reservas y recursos
efectuadas, dicha Autoridad podrá reclamar al auditor o al permisionario o
concesionario en su caso, las explicaciones que estimara pertinentes.
Si dichas anormalidades no
pudieran ser salvadas de modo fehaciente a criterio de la Autoridad de
Aplicación, la misma podrá rechazar la certificación efectuada comunicando al
permisionario o concesionario el procedimiento que habrá de seguirse, sin
perjuicio de las sanciones que a estos últimos pudiera corresponder por
responsabilidades propias, de acuerdo con lo estipulado en los Artículos 80, 87
y 88 de la Ley Nº 17.319. En este caso la SECRETARIA DE ENERGIA podrá decidir
efectuar una nueva certificación por sí o a través de las Universidades
Nacionales con carreras en Ingeniería de Petróleos o afines
7. Las irregularidades en
que incurriera el auditor externo con motivo de la certificación de reservas y
recursos que hubiere efectuado, facultará a la Autoridad de Aplicación a
apercibir, suspender o eliminar a dicho auditor del Registro correspondiente, de
acuerdo con la gravedad o importancia de la falta cometida.
ANEXO I-C
GLOSARIO
Regirán en lo pertinente
las siguientes definiciones:
Condiciones de superficie
o normales para los hidrocarburos líquidos y gaseosos: Presión igual a UNA (1)
atmósfera y temperatura igual a QUINCE GRADOS CELSIUS (15 °C).
Petróleo: Hidrocarburos
líquidos tanto en condiciones de yacimiento como en condiciones de superficie.
Condensado: Es la mezcla
de hidrocarburos presentes en el gas natural extraído de los yacimientos, que
se encuentra en el estado líquido o vaporizado, y que son separados a través de
operaciones primarias. En condiciones normales de presión y temperatura se
presentan en estado líquido. Tienen una densidad relativa de más de SETECIENTAS
DIEZ MILESIMAS (0,710) y menor de OCHOCIENTAS MILESIMAS (0,800), equivalente a
SESENTA Y OCHO GRADOS API (68 ºAPI) y CUARENTA Y CINCO GRADOS API (45 ºAPI)
respectivamente; una presión de Vapor Reid, a TREINTA Y SIETE GRADOS CELSIUS
CON OCHO DECIMAS (37,8 ºC), no mayor de CIENTO TRES KILOPASCALES CON CUARENTA Y
DOS CENTESIMAS (103,42 kPa), o QUINCE LIBRAS POR PULGADA CUADRADA RELATIVA (15
psig), y un punto final de destilación mayor de DOSCIENTOS GRADOS CELSIUS (200
ºC) y menor de CUATROCIENTOS GRADOS CELSIUS (400 ºC).
GASOLINA: Mezcla de
hidrocarburos presentes en el gas natural extraído de los yacimientos,
separados al estado líquido por medio de operaciones de enfriamiento mecánico o
por procesos industriales propios de las plantas de acondicionamiento del gas
natural y/o extracción de gas licuado. Se encuentra en estado líquido en
condiciones normales de presión y temperatura, el que estabilizado debe tener
una presión de Vapor Reid, a TREINTA Y SIETE GRADOS CELSIUS CON OCHO DECIMAS
(37,8 ºC), no mayor de CIENTO TRES KILOPASCALES CON CUARENTA Y DOS CENTESIMAS
(103,42 kPa), o QUINCE LIBRAS POR PULGADA CUADRADA RELATIVA (15 psig).
Tienen una densidad
relativa mayor de SEISCIENTAS MILESIMAS (0,600) y menor de SETECIENTOS DIEZ
MILESIMAS (0,710) equivalentes a CIENTO CUATRO GRADOS API (104 ºAPI) y SESENTA
Y OCHO GRADOS API (68 ºAPI), respectivamente, y un punto final de destilación
mayor de CIEN GRADOS CELSIUS (100 ºC) y menor de DOSCIENTOS GRADOS CELSIUS (200
ºC).
Gas: Hidrocarburos
livianos que en condiciones de yacimiento pueden ser líquidos o gaseosos y en
condiciones de superficie siempre son gaseosos. Se pueden diferenciar en: gas
en solución, gas asociado y gas no asociado.
Gas en solución: Gas
disuelto en el petróleo en condiciones de yacimiento y que se separa en condiciones
de superficie pasando al estado gaseoso.
Gas asociado: En
yacimiento y en superficie se mantiene como gas pero en yacimiento ocupa las
partes altas de las estructuras de las trampas coexistiendo con el petróleo.
Gas no asociado: El estado
es gaseoso en yacimientos y superficie, constituyendo acumulaciones
exclusivamente gasíferas.
ANEXO II
Planilla Nº 8 de la
Resolución Nº 319/93.
RESERVAS COMPROBADAS,
PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE PETROLEO HASTA EL FIN DE LA CONCESION
En Miles de m3 y sin
decimales
Planilla Nº 8 (bis) de la
Resolución Nº 319/93.
RESERVAS COMPROBADAS,
PROBABLES, POSIBLES Y RECURSOS DE PETROLEO HASTA EL FIN DE LA VIDA UTIL DEL
YACIMIENTO
En Miles de m3 y sin
decimales